Manual de pozos Direccionales

7/21/2019 Manual de pozos Direccionales

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PERFORACION DIRECCIONAL Y SARTA DE

PERFORACION, MANEJO DE TUBULARESPROGRAMA GENERAL

MODULO DE PERFORACIONDIRECCIONAL

JAVIER ILLANESUTTAB

03 DE NOVIEMBRE DE 2008


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PERFORACION, MANEJO DE TUBULARES

1.PERFORACION DIRECCIONAL

1.1FUNDAMENTOS DE PERFORACION DIRECCIONAL1.1.1 INTRODUCCION A LA PERFORACION DIRECCIONAL

1.1.2 METODOS DE ESTUDIO DIRECCIONALES

1.1.3 DISEO DIRECCIONAL

1.1.4 MEDICIONES Y REGISTROS DIRECCIONALES

1.1.5 EQUIPO Y HERRAMIENTAS UTILIZADAS EN LA PERFORACION

DIRECCIONAL Y METODOS DE DEFLEXION

1.1.6 CONSIDERACIONES DE LAS SARTAS DE PERFORACION YENSAMBLES DE FONDO

1.1.7 SISTEMAS DE MEDICION MWD, LWD Y PWD

1.1.8 MOTORES DE FONDO ESTANDAR Y SISTEMAS ROTARIOS(LTIMA GENERACION)

1.1.9 OPERACIONES DE PERFORACION DIRECCIONAL

1.1.10 SISTEMAS DE DIRECCIONAMIENTO ROTACIONAL-CONTROL DETRAYECTORIAS

1.2PERFORACION NO CONVENCIONAL1.2.1 PLANIFICACION Y PERFORACION DE POZOS DE RE-ENTRADA

LATERAL (SIDE TRACK)

1.2.2 PLANIFICACION DE POZOS HORIZONTALES-CONSIDERACIONES

1.2.3 PLANIFICACION DE POZOS MULTILATERALES-CONSIDERACIONES


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PERFORACION, MANEJO DE TUBULARES1.2.4 PROBLEMTICA DURANTE LA OPERACINDIRECCIONAL/MULTILATERAL.

1.2.5 TERMINACION Y REPARACION DE POZOS, NIVEL III,IV,V.VI

(MULTILATERALES)

2. SARTAS DE PERFORACION Y MANEJO DE TUBULARES

2.1OBJETIVO

2.2TIPOS DE SARTA DE PERFORACION2.2.1 EMPACADA2.2.2 PENDULEADA

2.2.3 NAVEGABLE2.2.4 ROTATORIA NAVEGABLE (IRSS)

2.3

COMPONENTES QUE INTEGRAN UNA SARTA2.3.1 TUBERIA DE PERFORACION2.3.2 TUBERIA EXTRA PESADA (HW)2.3.3 LASTRABARRENAS (DRILLCOLLARS)2.3.4 ACCESORIOS DE LA SARTA (ESTABILIZADORES, OTROS DE

FONDO, TURBINAS, MARTILLOS, MWD/LWD, REDUCTORES DEFRICCION, AMORTIGUADORES DE VIBRACIONES.)

2.3.5 HERRAMIENTAS DE MANEJO (CUAS, ELEVADORES LLAVES DE

FUERZA).

2.4TIPOS DE CONEXIONES EN SARTAS DE TRABAJO Y TUBERIAS DEREVESTIMIENTO

2.4.1 CONEXIONES API (REGULAR, IF, ETC)2.4.2 CONEXIONES DE PATENTE (HYDRILL, GRAN PRIDECO, PRINVER,

TAMSA, ETC)

2.5

DISEO DE SARTAS DE PERFORACION2.5.1 DEFINICION Y CONCEPTOS (PESO AJUSTADO DE LAS TUBERIAS,

RESISTENCIA DE LAS TUBERIA, FACTRO DE FLOTACION,MARGEN PARA TENSIONAR, FUERZA DE APLASTAMIENTO PORLAS CUAS, CODIGO DE COLORES, CALIBRACIONES,RESISTENCIA A LA FLEXION PARA CONEXIONES, RELACION DERIGIDEZ, MOMENTO DE INERCIA, ETC.)

2.5.2 SELECCIN DE LASTRA BARRENAS.


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2.5.3 ESTABILIZDORES (TIPOS Y SELECCIN)

2.5.4 DISEO POR PUNTO NEUTRO TENSION-COMPRENSION CONFLOTACION

2.5.5 DISEO PUNTO NEUTRO TENSION-COMPRENSION POR AREASDE PRESION

2.5.6 EVALUACION Y CONTROL DE DESGASTES Y FATIGA DE SARTASDE PERFORACION (HORAS DE ROTACION, CICLOS DDE PANDEO,ETC).

2.5.7 MANEJO DE TUBERIAS DE REVESTIMIENTO

2.5.8 CUIDADOS DE TRANSPORTE, CUAS Y SISTEMAS DE IZAJE,LLAVES DE APRIETE., GRASAS UTILIZADAS.

2.5.9 EVALUACION DE CONOCIMIENTOS

2.5.10

1.

FUNDAMENTOS DE PERFORACION DIRECCIONAL

1.1 Introduccin a la Perforacin Direccional

Perforacin Direccional es definida como la practica de controlar ladireccin y desviacin del pozo hacia un objetivo.

Horizontales, Multilaterales. Cambios en direccional

Se utilizaba en los 70 registros S.S o de toma sencilla,stering tool o herramienta de direccionamiento con cable,

motores rectos.


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Se utiliza a finales de los 80 Mwd medida de direccin durante laperforacin y steerable bent housing motor es decir motordireccionable con carcasa con sub angular.

Actualmente a


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Actualmente se utiliza MWD con motores de alto rendimientoPerformance Motors, estabilizadores Near Bit Inc/Gamma, Rotary

Steerable o sistemas de direccionamiento rotatorios.

1.1.2Mtodos de Estudio Direccionales

Una de las cosas que la mayora de las personas que trabajan conpozos direccionales no acabamos de comprender, es que en realidad noobtienes suficiente informacin direccional para establecer con precisin laubicacin del fondo del hoyo.

Esto es cierto incluso si todas las mediciones son 100% exactas.

Para comprender esto, asumamos que estamos viajando de un puntoA al punto B. Es cierto registrar la direccin cuando nos dej un punto,cuando llegamos al punto B. Tambin tenemos una medida de la distanciarecorrida mientras que se va del punto A al punto B. Suponiendo quesabemos que es el punto A, ahora tenemos suficiente informacin para

determinar dnde est el punto B. La respuesta es no. Todo lo que podemossaber con certeza es que el punto B se encuentra dentro de una esfera cuyoradio es igual a la distancia que viaj en ir del punto A al punto B. De hechoel punto B puede ser incluso en la misma ubicacin que el punto A. Aqu hayuna Simple ejemplo, Vamos de Nueva York en un vuelo a Londres. Salimos deNueva York, noreste de vuelo, volar 3500 mi., En la tierra de Londrestambin al noreste. Podemos calcular que Londres es relativo a la NuevaYork de esa informacin? Supongamos que el avin dio la vuelta a la mitaddel camino y vol de vuelta a Nueva York y aterriz. Las ventanas se cerraron

podramos suponer que estbamos en Londres, pero creemos estarexactamente en el mismo punto donde comenzamos. El propsito de todoesto es que la direccin en dos puntos y una muestra de duracin del cursoson de suficiente informacin para fijar a un punto en el espacio con relacina los dems. Cmo podemos hacerlo?


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es que sali antes de la calculadora electrnica. Ya que contiene funcionestrigonomtricas que haba que hacer por slide rule que no era lo

suficientemente precisa o la trigonometra con cuadros que requera unaelctrica / calculadora mecnica. La nica alternativa para el cambio fue eluso de la trigonometra tablas logartmicas que hizo de este un tediosoproceso.

Metodo de Curvatura minimo

Taylor y Mason (1972) analiz cuatro posibles mtodos. Se tom el

criterio de que el camino estaba bien suave (2 orden sin problemas).Matemticamente se puso de manifiesto que la curva mnima entre dosresgistros fue, de hecho, un segmento de un crculo y, por tanto, tiene unradio constante de curvatura. La diferencia entre este y el mtodo del radio

de curvatura es que el segmento de crculo es el camino y no as laproyeccin de la ruta y en un plano horizontal o vertical. En otras palabras, elcamino propio es un segmento de un crculo, y no sus proyecciones. Estotiene mucho ms sentido que en el mtodo de radio de curvatura

Debido a la mejor hiptesis. De este mtodo, que ahora se conocecomo mtodo de curvatura minimo, que ha sido adoptado por la mayora delos registros y funcionamiento de las empresas. Parece ser que las nicaspersonas que se aferraban al mtodo del radio de curvatura son aquellosque no entienden la diferencia. Ahora que tenemos las calculadoraselectrnicas y de los pequeos ordenadores hay razones legtimas para noutilizar este mtodo.

Aqu estn las ecuaciones para el mtodo de curvatura mnimo:


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1.1.3 Diseo Direccional

Trayectoria del pozoEn la planificacin de un pozo horizontal o cualquier direccional como

sea el caso, tenemos que decidir sobre el camino que llevar tambin alograr su meta de destino. Este camino de los pozos se llama la trayectoriadel pozo. Dado un nmero infinito de posibilidades para un poz, podramos

hacer dos preguntas: Cul es la trayectoria ideal para los pozos?

Existe un pozo trayectoria ideal?Hay cualquier cantidad de cosas que podra incorporarse en la

definicin de una trayectoria ideal de pozos, pero aqu van son algunassugerencias:

Alcanzar objetivos Fcilidad para ver los detalles Longitud total mnima Acomodacion de todas las herramientas para trabajos de

perforacin y terminacin

Podemos decir que el xito de cualquier pozo esta en llegar a su meta,sea o no un pozo direccional. No debera ser una sorpresa para nadie en elnegocio de que muchos de los pozos no llegan a su objetivo. Nosotros, en elsentido de la 'industria petrolera, estndo en el negocio de la perforacin y


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terminacin de pozos, y con pocas excepciones, un pozo que no llega a suobjetivo sera mejor no haberlo perforado. Qu significa "fcil de perforar"?

Esto se refiere en efecto en el que un pozo que es fcil de perforar, tiene unamayor posibilidad de xito.

Una vez ms hay una serie de cosas que podra enumerar, peroalgunos se destacan:

Pozo de baja friccin, 4 A Pozo estable Buena remocin de cortes

Nmero mnimo de cambios en el fondo del pozo de montaje(BHA) y ajustes durantela perforacin.

Una trayectoria debe tener un mnimo de longitud total. Esto puedesonar un poco confuso, pero lo que estamos diciendo es no perforar hoyosinnecesarios. Por ejemplo, queremos perforar un pozo con una seccinhorizontal de 3000 pies, y queremos que la seccin horizontal puedacomenzar a un determinado objetivo ubicado a 2000 pies de distancia de la

superficie y una profundidad de 10000 pies, es evidente que no seperforara un pozo vertical de 9500 pies, y arrancar con un radio de 500 piesy la curvatura de perforacin con el objetivo, ya que nos dara 1500 piesadicionales de la seccin horizontal. El exceso de longitud en un pozo raravez es un gran problema, porque es tan evidente, pero la estrechaparticipacin de los ingenieros en la etapa de planificacin podra ayudar alas situaciones en las que este tema no es tan evidente.

Por ltimo, debemos planificar las trayectorias del pozo que se adaptea todas las herramientas que tenemos previsto ejecutar en el hoyo. Eso esobvio, pero tambin debemos considerar las herramientas que no tiene anel plazo inicialmente, pero puede resultar conveniente o incluso necesariopara que se ejecute. As cualquier plan para un pozo horizontal y debe incluiruna lista de las herramientas que se utilizaran para llevarlo acabo.


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PERFORACION, MANEJO DE TUBULARESProbablemente los dos problemas ms graves que se producen en estembito es la necesidad imprevista de ejecutar herramientas adicionales enlas etapas de conclusin o posterior labores y los problemas causados por los

cambios realizados a la trayectoria durante las operaciones de perforacin.Trayectorias ms comunes

Como hemos dicho antes, hay un nmero infinito de posiblestrayectorias. Ahora vamos a ver algunas de las ms comunes y discutirposibilidades de sus ventajas y desventajas.

Trayectoria de construccin de pozoEsta es la trayectoria mas comn y la que la mayora de las veces de

pensar cuando pensamos en pozos horizontales. Como se muestra en lafigura siguiente, que consta de una seccin vertical, la construccin de laseccin, y una seccin horizontal. Su principal recomendacin es que essimple, y por lo general fcil de perforar. La construccin de la seccin suele

ser una constante con un angulo previsto. En la prctica a menudo es

perforado con dos diferentes ngulos de la. Esto se hace porque a menudoes muy dificil construir exactamente lo planificado en cuanto al ngulo deperforacin. Por lo tanto, el ngulo de la construccin se inicia con un ngulode la construccin y ms tarde a otro ajustado durante la construccin de laseccin a fin de alcanzar la meta en la ubicacin y la inclinacin requerida. Laestratigrafa tiene alguna influencia en las decisiones tambin.


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Trayectoria Curva - SLa curva de trayectoria, ha sido empleada en la perforacin costa

fuera, algunos pozos direccionales fueron perforados en alta mar. Losperforadores lo odian pero a los gelogos les encanta, las razones por las quelos perforadores lo odian:

Aade considerable torque y arrastre Requiere que el cambio de direccin hacia el final del pozo donde el

control es ms difcil, y se necesita ms tiempo Adiciona costos al pozo

Los motivos porque a los gelogos les agrada es principalmenteporque lo relacionan con la interpretacin de registro.

Las mediciones de profundidad en un pozo vertical reflejan, laformacin real y el espesor relativo

La correlacion de los registros entre los pozos es ms difcil sialguno son pozos verticales y algunos se desviaron.

Los registros pueden ser engaosos ya que pueden dar lecturas encapas muy delgada, porque la roca a un lado del pozo en quecorresponden a la roca en el lado opuesto. Contactos gas-petrleo,aceite-agua contactos son menos precisas en pozos desviado por lamisma razn que en el punto anterior.

Estos puntos son legtimos, y muchas personas de perforacin slo hansido conscientes de las primeras dos. La actitud prevaleciente entre las


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PERFORACION, MANEJO DE TUBULARESpersonas de perforacin era que los gelogos eran demasiado perezosospara hacer correcciones de profundidad y espesor.

Seccin trayectoria tangenteLa seccin tipo de tanget trayectoria horizontal es ms a menudo

empleados en las operaciones costa afuera

En esta configuracin tenemos una seccin vertical, la construccin dela seccin superior, una seccin tangente, una construccin de la seccininferior, y una seccin horizontal. La superior e inferior de la seccin

construimos ngulos pueden ser los mismos, pero rara vez se encuentran enla prctica. La inclinacin de la tangente, que a veces se denomina ngulo dela tangente o angulo de navegacion, depende de la ubicacin del objetivo.Desde un punto de vista de perforacin direccional es ms fcil para ver losdetalles, si esta entre los 45-60 grados, pero desde un punto de vista de laremocin de cortes este es el peor rango. Este tipo de trayectoria la mayorade las veces es empleado cuando el objetivo es la seccin a cierta distanciade la superficie

Estrategias, diseo y planificacin de la perforacin direccional.

La profundidad vertical verdadera (TVD) es la variable msimportante desde el punto de vista de la navegacin. Es como la


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altitud para un avin cuando planifica un aterrizaje. Un avin tieneque aterrizar tangencialmente a la superficie de la pista para evitar

estrellarse. En la parte de perforacin direccional muchas veces este aterrizaje

se hace por aproximacin en las arenas productoras. No esrecomendable quedarse muy por encima ni tocar el fondo de laarena para evitar contactos de agua.

La tasa de construccin de ngulo tiene que ser bien planificada yluego controlar la tasa real. Cuando la tasa real excede laplanificada, la seccin deber repasarse para suavizar las patas de

perro (dog leg) creadas y permitir que el equipo de completacinpueda pasar estas curvas.

Al realizar desvos del pozo as sea en la parte horizontal, antes decontinuar perforando hay que asegurarse que el ensamblaje de

fondo pueda salir de la curvatura creada. Asimismo, cuando se pasaa travs de ventanas hay que asegurarse que se puedan salir de lamisma antes de continuar perforando.

Si sabemos que se utilizarn bombas de subsuelo, se deber crear

una seccin tangencial, para evitar que estos equipos sufranesfuerzos de pandeo. Si adicionalmente vamos a colocar unacuchara de desvo, esta seccin tangencial deber ser ms larga.Generalmente, las secciones tangenciales se planifican en cuelloslutticos donde se puedan rotar el ensamblaje de fondo sin el riesgode disminuir la inclinacin.

En lo concerniente al arrastre, es importante saber que hay quedisponer de una curva planificada que nos indique hasta cualprofundidad van a llegar los ensamblajes programados y cuantatubera de perforacin y tubera pesada ser necesaria paraperforar el pozo. Hay que tener tubera de perforacin en excesoporque las arenas abrasivas desgastaran las juntas de las mismas yun lote de tubera tendr que ser reacondicionada (har banding)


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PERFORACION, MANEJO DE TUBULARES Tomando en cuenta la torsin, esta se incrementa continuamente

con la profundidad y la tubera de perforacin va a estar recostadaen el lado bajo del hoyo, donde las juntas sufren desgaste por

abrasin. Por esto es recomendable utilizar tuberas premium de5o 5 .

Para maximizar el modo rotario sobre el modo de deslizamiento serecomienda un AGS (estabilizador de calibre ajustable), colocadosobre el motor de fondo, las aletas de este estabilizador se ajustandesde la superficie y combinados con el peso sobre la barrena,crean un ensamblaje para el incremento, disminucin omantenimiento del ngulo de inclinacin. Tambin hay queobservar los giros o cambios de rumbo del ensamblaje de fondo en

modo rotario.

Para la toma de registros finales se debern realizar desde el fondohacia arriba para tener una mejor correlacin con la profundidadmedida.

Consideraciones de diseo

Severidad

Torque Reactivo

Arrastre

Hidrulica

Limpieza del Agujero

Peso Sobre Barrena

Estabilizacin de Agujero

Tipos de Pozos Direccionales

Slant


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Build and Hold construer y mantener

S-Curve

Extended Reach o alcance entendido

Horizontal

Pozos en Curva S

Tipo Extended-Reacho alcance extendido


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PERFORACION, MANEJO DE TUBULARES Remplaza pozos martimos y explota mas yacimientos con menos

Plataformas

Pozos Horizontales y su Clasificacin:

Radio Corto

2-3/Foot Construccin

Equipo especializado

Driles Flexibles - Tubing

Radio Medio

10-22/100Construccin

Doble Bend Assemblies

Radio Largo

1.5-6/100Construccin

Herramientas

Short Radius

45' 200'

Medium Radius

300' 2,000'

Long Radius

1,400' 4,000'


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Aplicacin de los Pozos Direccionales

Controlar Pozos Verticales

Pozos De Alivio.

Explota yacimientos cercanos en el mar desde tierra y reduce el

impacto ambiental

Perforacion Bajobalance

Minimiza daos a la formacion,

Reduce perdida de circulacion y pegaduras.


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PERFORACION, MANEJO DE TUBULARES Incremente ROP aumentando vida de la barrena, y

Reduce o elimina la necesidad de costosos programas de

simulacion.

1.1.4 Mediciones y Registros DireccionalesObjetivos de las Lecturas Surveying (Registros)

Determina la locacin del agujero


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Monitorea la trayectoria del pozo y asegura la interseccin del

objetivo

Orienta las herramientas direccionales

Anti-colisin

Determina TVD

Evala severidades en el agujero

Aplicacin de los Sensores Direccionales

Sensores Direccionales Medidas:

Datos de Survey (Registros)

(Statico o Dinmico)

Inclination

Direccin de pozo (Azimuth)

Datos de orientacin (Dinmico)

Toolface Magntico


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Toolface Gravitacional

Qu es un Dato de Lectura Survey?

Un survey o ms apropiadamente estacin de Survey, consiste en lossiguientes componentes:

Inclinacin

Direccin del Pozo (Azimuth)

Profundidad de la Lectura

La calidad ms alta del survey es lograda cuando se toma una lectura enel estado Esttico.

El Survey le informa al Perforador direccional donde ha pasado elagujero.

La Inclinacin y la direccin del agujero son dos medidas proporcionadaspor los sensores de medicin de fondo.


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La profundidad de la lectura es un dato obtenido en superficie para irmonitoreando por intervalos.

Inclinacion:

Inclinacines el ngulo medido en grados, por medio del cual el ejesensor del survey varia tomando como referencia una lnea vertical

referenciada desde la cabeza del pozo.

Una inclinacin de 0 se considera vertical

Una inclinacin de 90 se considera horizontal.

Que es un Dato de Orientacin?

Orientar, o datos de cara de la herramienta toolfacedata, es un dato

dinmico y te informa hacia donde esta dirigido el Bend del motor.


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Orientar la cara de la herramienta a la posicin deseada y

mantenindolo nos enviara hacia donde el pozo debe dirigirse.

Existen dos tipos de datos toolface

Highside (Gravitacional)

Magntico

Toolface Magntico (cara de la herramienta)

Toolface Magntico es la direccin, en el plano Horizontal, donde el

bend del motor es referenciado por el norte.

Toolface Magntico = Direccin mostrada + Total Correccin +

Toolface Offset.

Toolface magntico es tpicamente usado en inclinaciones menores a

5

El toolface magntico ledo es cualquier direccin magntica a donde

este apuntando


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Toolface Gravitacional

Toolface (cara de la herramienta) gravitacional, es donde cambia lareferencia sobre su eje de la lnea trazada del motor cambia a la partealta del agujero.

Toolface Gravitacional = Direccin investigada por Toolface

gravitacional + Toolface Offset

Si la inclinacin esta arriba de 5, entonces el toolface gravitacionalpuede ser usado.

El toolface debe ser referenciado a la parte alta del instrumento delectura, no importa que direccin lleve el pozo

El toolface debe ser presentado por un numero en grados hacia la izquierdao derecha de la parte alta 0 highside

Por ejemplo, un toolface apuntando a parte alta el instrumento

obtendr un 0

Un toolface que apunta ala parte baja obtendr un dato de 180

Si hacemos una prueba donde la cara es 0 y giramos ligeramente a la

derecha podramos obtener un 70 la derecha.


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3.0 Tipos de Survey Directional

Existen muchos mecanismos de Lectura:

Magntico

Single Shot (Registro de toma sencilla)

Multishot (Registro de Toma Mltiple)

Steering tool (MWD (Herramienta de medida durante la perforacin)

Gyroscopico

Orientar herramienta

Convencional

Inercial

Rate gyro


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Brjula Flotada Magntica Una brjula mecnica utiliza una caratula que se orienta por si misma

al norte magntico, similarmente una brjula de expedicin la

necesita, todas apuntan al norte magntico

La caratula de la brjula usa un imn adjunto para conseguir esta

orientacin del agujero

La inclinacin es medida por medio de una aguja flotante o pndula.

En el dispositivo flotante, es suspendido en un fluido lo cual le permite

moverse libremente cuando la inclinacin cambia


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Multishot electrnicos Acelermetros Electrnicos & Ejes del Magnetmetro

Eje Z es a lo largo de la longitud de la herramienta

X & Y son ejes cruzados en el plano y son perpendiculares entre

ellos y tambin con el eje Z

Highside es alineado con el eje X

los tres ejes son ortogonales entre ellos


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Sensores Electrnicos

El acelermetro mide la intensidad de la fuerza gravitacional

que acta sobre cada eje Inclinacin y Gravedad Toolface es medido con el paquete de

acelermetros en los tres ejes.

Magnetmetros mide la intensidad de la fuerza magntica de la

tierra y esta acta en cada eje

Azimuth y Magntico Toolface es medido mediante el paquetede magnetmetros


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Magnetometro en continuo cambio

Responde al efecto del campo magnetico de la tierra en cada

plano

El magnetometro contiene dos bobinas opuestas enrrollada en dos

barillas magneticamente permeables

Como una corriente es aplicada a las bobinas un campo magnetico es

creado el cual magnetiza a las barillas

Cualquier campo magnetico paralelo aplicado a las bobinas puede

causar un saturamiento rapido en cualquiera de las dos

La diferencia de la saturacion representa la fuerza del campo externo


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Registro Gyroscopico Principo del GiroscopicoUn rotor de un Giroscopico es compuesto de

un disco jirador montado sobre un eje. Si es accionado por un motor

electrico es capaz de jirar sobre 40,000 revoluciones por minuto (rpm)

EL disco jirador (rotor) puede ser orientedo o apuntar en una

direccion conocida. la direccion en la que jira es matenida inertemente

o inmovil. por lo cual puede ser usada para referencias de medida.


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PERFORACION, MANEJO DE TUBULARES Fuera o dentro del agujero el giroscopio puede mantener esta

medoida o determinada direccion

Aplicacion del Gyro

Instrumento gyroscopico de muestreo puede obtener lecturas aun con

una interferencia cercana, como puedes ser Revestimientos cercanos,

tuberia de produccion o pozos cercanos

Los sensores del gyroscopico se clasifican en 3 categorias:

Gyroscopico Libre (convencional)

Gyroscopico promedio

Sitemas de navegacion

Campo Gravitacional de la Tierra

La direccin de la fuerza gravitacional de la tierra se define vertical


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El Vector gravitacional es siempre perpendicular a la superficie

terrestre

Este es esencialmente 1.0 g sin consideracin de Locacin

Campo Magntico de la Tierra

la parte de afuera del centro de la tierra contiene Fierro, nquel y

cobalto y es ferro magntico.

La tierra puede ser imaginada con una larga barra magntica en elcentro a lo largo en direccin de norte a sur a travs de la cual giran

ejes

La trayectoria del flujo del campo magntico podra ser paralela a la

altura a la superficie terrestre al la altura del ecuador y entrar en un

punto cercano al polo norte.


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Componente del Campo Magntico

M= Direccin del Norte Magntico

N= Direccin del Norte verdadero

Btotal= Fuerza total del campo del campo magntico local

Bv= Componente Vertical del campo magntico

Bh= Componente Horizontal del campo magntico

Dip= Dip ngulo de el campo magntico local en relacin a la

horizontal


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Dec= Variacin entre la componente horizontal del campo magntico

y el norte real

Gtotal= Fuerza del campo total de del campo gravitacional de la

tierra.

Dip Angle y Latitud

Lneas del flujo magntico entran perpendicularmente a la superficie

terrestre a (90) a los polos magnticos.

Lneas de flujo magntico son paralelos al superficie terrestre a la

altura del ecuador (0)

Dip Angle incrementa cuando la latitud incrementa


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En cuanto dip angle incrementa la intensidad de la componente

horizontal de la tierra decrementa

Dip Angle vs. Latitud

El magnetismo en el Ecuador, Bh = Btotal, Bv = 0

El magnetismo en los Polos, Bh = 0, Bv = Btotal

Bh es la proyeccin (usando el dip angle) del Btotal dentro el plano

horizontal.


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Movimiento del Polo Magntico (1945 2000)

Declinacin Magntica

El complicado movimiento de la parte exterior del ncleo causa el

campo magntico de la tierra y este cambiado lenta e

impredeciblemente con el tiempo

La posicin del polo magntico tambin cambian con el tiempo.

Sin embargo, nosotros podemos compensar esta variacin aplicando

correccin a los survey magnticos referenciados al norte verdadero


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Norte Verdadero

Norte Verdadero, o geografico esta alineado con el eje donde gira la

tierra

Norte Verdadero no se mueve es una perfecta referencia

Un survey esta referenciado al norte verdadero sera valido hoy y en

cualquier tiempo en el futuro

La correccion que se aplica para cambiar la direccion del nortemagnetico a norte verdadero es llamada Declinacion


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Grid Convergence

Correccion para la distorcion causada por la proyeccion de la curva de

la tierra a un mapa plano.

La Correccion proviene del severo movimiento desde el Ecuador

respecto a los polos

Dos metodos comunes de proyeccion, Mercator y Lambert


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Pruyeccion UTM Grid

Mercator Grid, la tierra es dividida en 60 zonas de 6 grid


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Comparando las Proyecciones Grid

Diferentes proyecciones Producen variaciones en diferentes vistas en

trminos de distancia, forma, escala y rea.

Calculos de surveys

Para iniciar este tema iniciaremos recordando las funciones trigonomtricasbsicas.


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Matemticas BsicasAsignaciones

1. Define lo Siguiente:

=

=

=

=

A2+ B2=

2.

A = 3 y B = 4

Encuentra:

C =

=

=

3.

A = 1 y B = 1

Encuentra:

C

B

A

C

B

A

C

B

A


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C =

==

4.

C = 120 y B = 75

Encuentra:

A =

=

=

= 65

Encuentra:

A =

=

=

= 50

C

B

A

C

B

A

C

B

A


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Encuentra:

B =

C =

=

En el triangulo de arriba, cual es la hipotenusa? ________

En todos los tringulos, Los ngulos internos deben sumar _______ grados.

Clculo de Survey

Ahora con ayuda de las funciones trigonomtricas arriba sealadas y de unahoja de clculo nos propondremos a calcular una estacin de Surveycompleta.

Paso # 1,2 y 3

Obtenidos de las estaciones de los registros direccionales, la profundidad sesaca de la longitud de la tubera y las herramientas proporcionan inclinaciny azimuth, segn el tipo de la herramienta si es magnetiica se referir alnorte magnetico y requerir una correccin por declinacin. Si la lectura

proveniente de un giroscopio leera respecto al norte verdadero.Paso # 4


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Calcula la longitud de curso de la estacin, esta se logra restando laprofundidad a la que estuvo la barrena la conexin anterior a la profundidad

actual a la que se encuentra la barrena, esto es.

1218.501209 = 9.5

Paso # 5

Calcula la inclinacin promedio entre ambas estaciones, esto se obtienesumando las inclinaciones de ambas y dividindolas entre 2.

(78.6 + 72.09 )/2 = 75.34

Paso # 6

Calcula el azimut promedio entre ambas estacones, sumando los dos azimuty dividindolas entre 2.

(96.03 + 96.33) / 2 = 96.18

Paso # 7

Calculo para el incremento en TVD, este se obtiene partiendo de quetenemos nuestra seccin de profundidad perforada y debe ser llevada alplano vertical utilizando la inclinacin promedio obtenida como ngulo.

TVD = 9.5 Cos 75.34

9.5T

VD 75.34


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PERFORACION, MANEJO DE TUBULARES= 2.40

Paso # 8

Calcula la profundidad Vertical a esa profundidad perforada sumando a laprofundidad vertical de la estacin pasada el incremento obtenido en el pasoanterior.

TVD = 1175.12 + 2.40= 1177.40

Paso # 9

Calcular la cantidad desplazada en esta estacin, para esto utilizaremosfunciones trigonomtricas utilizando nuestro ngulo promedio entreestaciones y la longitud perforada en esta misma o utilizando el incrementode la profundidad vertical TVD

Desp.= 9.5 Sen 75.34 Desp= 2.4 Tan75.34

= 9.19 = 9.19

Paso # 10Una vez que conocemos nuestro desplazamiento ahora haremos clculos enel plano horizontal para conocer el movimiento generado a travs decoordenadas, primero calcularemos el cambio o incremento en Latitud

9.5

2.40 75.34

Desp.


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utilizando nuestro azimut promedio entre estaciones y la distanciadesplazada calculada en el paso anterior.

Para obtener el cambio en latitud utilizamos valores trigonomtricoscomplementarios esto es:

Utilizando los datos calculados de la figura de arriba calcularemos el cambioen Latitud es decir. Movimiento en el eje N-S.

B

A 83.82

9.19 m

96.18

9.19 m

96.18


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A= Latitud = 9.19 Cos 83.82 = .99 m

Paso # 11

Calcular la latitud actual, esto se obtiene sumando la latitud acumulada conel valor obtenido del incremento en Latitud

Latitud = -5.95 - .99 = -6.94 m

Paso # 12

Calculo del incremento en Longitud, este se calcula del mismo modo queutilizamos para el clculo del incremento de Latitud esto es:

B= de Longitud = 9.19 Sen 83.82 = 9.13 m

Paso # 13

Calculo de la longitud actual, esto se obtiene sumando la longitud acumuladaanterior con el valor obtenido del incremento de longitud, esto es:

Longitud = 9.13 + 93.16 = 102.29 m

Paso # 14

Calculo de la direccin del cierre. Utilizando nuestras coordenadas obtenidasen los pasos 11 y 13 calcularemos nuestra direccin de cierre


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Tan = 102.29 / -6.94

= 86.11

Por lo tanto la direccin del cierre es:

= 86.11- 180 = 93.89

C

102.29

- 6.94


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Paso # 15

Utilizando el teorema de Pitgoras obtendremos el valor del Cierre

A + B = C

C = A + B

C = (-6.94) + (102.29) = 102.53

Paso # 16

Calculo de la seccin vertical, en este paso necesitamos utilizar la direccindel cierre y la magnitud del cierre calculado en los pasos 14 y 15 para quesean proyectados hacia el rumbo del programa que en este caso es 88

Por lo tanto tenemos que la seccin vertical es:

SV= 102.53 Cos 5.89 = 101.97 m.

5.89

88

93.89

102.53


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As de este modo y paso a paso hemos calculado la estacin de un survey

Proyecciones Manuales

Propsito para las proyecciones Manuales:

Pozo Direccional tiene una trayectoria planificada

En algunos casos, el Desviador no estar acorde al plan

durante la perforacin

Por lo tanto es crtico que el desviador tenga quemonitorear el progreso del pozo o construccin para asegurarque el objetivo definido sea alcanzado.


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Generalmente hacemos Proyecciones Manuales al objetivo

definido para el pozo:

Que necesitamos??

- Coordenadas de Objetivo:- Polares o Rectangulares- TVD- Plano de Proyeccin

MD

Inc

Azm

TVD

VS

N/S

E/W

Survey 1 4525 25.75 150.5 4500.00 210.72 -175.00 123.00

Survey 2 4560 26.5 149.5 4531.42 225.69 -188.35 130.71

Target ? ? ? ? ? ? ?

Se da el Objetivo: 357.34 ft @ 143.85 y La profundidadvertical verdadera TVD

TVD: 4788.69 ftVS: 135


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Procedimiento

1. Calcular el desplazamiento del Objetivo2. Identificar el TVD o profundidad vertical verdadera3. Calcular el VS Seccin vertical del objetivo4. Calcular el averaje o ngulo promedio del Azimuth o

direccin al Objetivo5. Comparar este promedio con Azimuth survey anterior6. Calcular el averaje o promedio de Inclinacin


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7. Comparar este averaje con Inclinacin anterior8. Calcular la Profundidad Medida (MD) del objetivo.

Calcular las coordenadas del Target: N/S, E/W.

Basados con la informacin del Closure o cierre dada de 357,34 piesen direccin 143,85 grados podemos obtener el ngulo al restar 180

143.85= 36.15 grados de cos = coor

W/357,34

Seno= coor s/357.86Identificar el TVD del Target

Dado. Identificar el delta tvd que ser el del objetivo menos el de laestacin 2


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Calcular el desplazamiento del objetivo respecto a la estacin 2

Para esto restamos las coordenadas cartesianas norte sur de laestacin anterior y luego restamos este oeste del survey anterior, en elejemplo coordenadas del objetivo.

Menos coordenadas del ltimo registro o estacin 2

Calcular la Seccin Vertical:

Proyectar la Seccin Horizontal del Target en el plano de VS

Calcular el average del cambio de azimuth al target

Se calcula de el cambio de coordenadas o desplazamiento de

coordenadas del objetivo menos coordenadas estacin 2, es decir -288,55S-(-188,35S)=100,2 pies y la coordenada EW se calcula de210,79E-130,71E=80,08 pies.


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Desde aqu optemos el ngulo Averaje dado que tang=80,08/100,25=38,63 grado el ngulo averaje de la ultima estacin ser el

complementario 180-38,63=141.37grados Comparamos el azimuthaverage con el azimuth del Survey anterior (survey # 2)

Si el azimuth average es igual: NO es necesario correccin enAzimuth para alcanzar el objetivo.

Si el azimuth average no es igual: Correccin es necesaria. Azimutaverage = 141.370

Azimuth Survey # 2 = 149.500Azm 2 ?Azm avg


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Calcular el azimuth de proyeccion al target:

Basados en la definicin de ngulo average que es el ngulopromedio entre el azimuth de la estacin 2 y el del objetivotarjet segn la formula:

Azm avg = (Azm 2 + Azm T)/2

141.370 = (149.50 + Azm T) /2

Azm T = 133.240

Calcular elcambio enInclinacinTrabajar en elPlano Vertical


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Calcular ?TVD y ?Desplazamiento

Angulo que forman los dos lados:

Comparar el valor de Inclinacin con inclinacin de survey #2

Si son iguales: la inclinacin se mantiene


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Calcular ?MD

Distancia en MD del Survey 2 al target

Pitgoras.

?MD = 287.47 ft

Target:


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Coordenada Polar: 354.59ft @ 146.550

TVD: 4857.73 ft

VS: 1350

Calculo deAverage deInclinacin:

(Inc2+ IncT)/2 =AvgInclinacion

Calculo de Average de Inclinacion:

(Inc2 + Inc T)/2 = Avg Inclinacion


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PERFORACION, MANEJO DE TUBULARES1.1.5 Equipo y Herramienta utilizadas en la Perforacin Direccional yMtodos de Deflexin

La seleccin del motor de fondo para una barrena PDC deber serde alto torque y rpm de acuerdo a las rpm recomendadas para labarrena. Para una barrena tricnica es necesario un motor de altotorque pero de baja rpm.

Muchas veces es necesario tener un buen control de la inclinacindel pozo, por lo que se requiere un A.B.I., o un inclinmetrocercano a la barrena, este instrumento permitir un mejor controldireccional y mejorar el tiempo de reaccin.

Sobre el motor de fondo se puede colocar un MWD y un LWD,estos equipos generalmente contienen el sensor direccional y se lespude instalar sondas para registro de resistividad y rayos gamma,que sern tomados mientras se perfora.

Pueden trabajar con pulso negativo o positivo modulando losimpulsos generados por la bomba de lodo, hay equipos

actualmente que pueden trabajar con pulsos electromagnticos.

Estos pulsos son captados en superficie por sensores y sondecodificados secuencialmente. Los mismos, equipos tienenbateras y memoria suficiente para grabar en tiempo real losregistros del pozo.

Cada vez que se van a correr tienen que ser probados e

inicializados y al sacarlos del pozo toda esta informacin registradaen el fondo puede ser descargada a computadoras.

Muchos de estos equipos requieren un galonaje o un gasto mnimopara poder tomar registros o entrar a un modo operativo. Para la


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toma de registros direccionales hay que apagar y encender lasbombas.

Sobre estos equipos y dependiendo de la zona se colocan moneleso barras (drill collars) no magnetizadas que aslan el campomagntico de la sarta para que los sensores direccionales puedancaptar el campo magntico terrestre y orientarse. La cantidad olongitud de estas barras depende de la intensidad del campomagntico en la zona y la direccin del pozo.

A continuacin se utiliza un martillo hidrulico con un flex joint ytubera pesada (hevi-wate), luego se intercala la tubera deperforacin (drill pipe) y se completa con tubera pesada en laseccin vertical para transmitir peso sobre la barrena.

FIG. EQUIPOS DE PERFORACION DIRECCIONAL

Metodos de Deflexion del Agujero


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Whipstock Utilizacion de Cuchara

Se sigue usando.

Jetting con tobera como tercer cono

Se continua usando solo en formaciones suaves.

Herramientas Rotatorias convencionales

Mantener, tumbar e incrementar inclinacion.

Motores de Fondo

Mas comun utilizado y preciso

Rotary Steerable o sistema de direccionamiento rotacional

Desviando mientras se rota.

Whipstock operacion con Cuchara

Se utiliza en reentradas y operaciones de side track


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Jetting Desviacioncon Tovera

Es la generacion de angulo mediante la aplicacion de tovera creadapor la barrena de perforacion con una tovera o dos ciegas y unalateral abierta, esto permite orientar el impacto hidraulico y producela desviacion.

Principios del BHA Convencional de Rotacin


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PERFORACION, MANEJO DE TUBULARES Fuerza Lateral

Peso Sobre Barrena

Stabilizacion

Principio de Fulcro

1.1.6 Consideraciones de las Sartas de Perforacin y Ensambles de Fondo

Fuerza Axial es ocacionada por el pezo aplicado a la barrena

produciendo bucles entre estabilizadores.

La medida del agujero, medida de los collars, medida de los

estabilizadores utilizados en el BHA afecta como el peso sobre

barrena debe ser concentrado y cuanto fuerza lateral ocaciona.

Peso Sobre Barrena

Efectos del incremento del Pesos sobre Barrena.Incremento de Peso

sobre Barrena Incrementa Build Rate o tasa de increment de

angulo


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Razones para Utilizar Estabilizadores:

- Los Estabilizadores ayudan a concentrar el peso sobre la barrena

- Estabilizadores minimizan deflecciones y Vibraciones

- Estabilizadores reduce torque de perforacin y menos contacto de

driles

- Estabilizadores ayudan aprevenir atrapamientos por Ojos de llavey diferenciales

-


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-

Control Direccional con ensambles de Rotacion

Tipos de BHA

Fulcro (Construccion)

Pendulo (Tumbar)

Empacada (Mantener)

Principio de Fulcro y Ensambles de Construccion

Un estabilizador insertado en la sarta

justo arriba de la barrena actua como pivote

El drill collar arriba del estabilizador actua

como palanca

Aplicando peso causa defleccion al collar

Realiza una defleccion soble la parte baja

del agujero.

Empuja la barrena bruscamente hacia la

parte alta del agujero creando una tendencia de

construccion


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Posicion del Fulcro

Dependiendo de la posicion del estabilizador es el efecto que va agenerar.

Ensambles de Costruccion

Dos Estabilizadores incrementan el control de la fuerza lateral y evita

otros problemas.

Respuesta de Ensambles de Construccion


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Alto -

Medio -

Medio -

Alto

Medio

Bajo

Principio del Pendulo

El estabilizador pegado a la barrena es removido y se le adiciona un

Drill , haciendo la parte baja de la sarta mas flexible


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El estabilizador de la parte alta puesto en el lugar apropiado sostiene

el estabilizador de abajo ocacionando que se defleccione hacia la

parte baja del agujero.

Las fuerzas gravitacionales actuan sobre el drill y la barrena causando

que el agujero pierda o decremento de la inclinacin

Ensable para Tumbar

Ensambles para tumbar, actuan como un pendulo crea y controla

una fuerza lateral negativa


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Ensamble para Tumbar

Incrementa Grado de Decremento: Incrementa Longitud barrena Estabilizador

Incrementa Flexibilidad

Incrementa peso de Drill Collar

Decrementa peso en la barrena

Incrementa velocidad de rotaria

Longitud Total comun:

30 ft


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Ensambles para Tumbar

Alto 45 ft

Medio 60 ft

Bajo 90 ft


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Angulo Alto Tirado (90 barrena estabilizador)

Inclination WOB Est. drop rate/100 ft

30 - 45 0 - 15,000 lbs 2.00 - 2.50

15,000 - 30,000 lbs 1.25 - 1.50

20 - 30 0 - 15,000 lbs 1.25 - 1.50

15,000 - 30,000 lbs 0.75 - 1.00

5 - 20 0 - 15,000 lbs 0.75 - 1.00

15,000 - 30,000 lbs 0.50 - 0.75

0 - 5 0 - 15,000 lbs 0.00 - 0.50

15,000 - 30,000 lbs 0.00 - 0.00

Angulo Regular Tumbado (60 Estabilizador-Barrena)

Inclination WOB Est. drop rate/100 ft

30 - 45 0 - 15,000 lbs 1.25

15,000 - 30,000 lbs 1.00

20 - 30 0 - 15,000 lbs 1.00

15,000 - 30,000 lbs 0.75

0 - 20 0 - 15,000 lbs 0.75

15,000 - 30,000 lbs 0.50

Angulo Bajo Tirado (30 Estabilizador-Barrena)


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Inclination WOB Est. drop rate/100 ft 20 - 45 0 - 15,000 lbs 0.75

15,000 - 30,000 lbs 0.50

20 - 30 0 - 15,000 lbs 0.25

15,000 - 30,000 lbs 0.25

Empacada (Mantener) Diseo de Sarta

Multiples estabilizadores son colocados en especificos puntos para

controlar la herramienta de perforacion y minimizar la direccion del

agujero

El decremento de la flexibilidad en el BHA al aderir estabilizadores

mantiene la sarta y la barrena en la direccion recta.

El BHA empacado es usado para mantener angulo.

Respuesta de Sarta para Mantener.


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alto

alto

alto

medio

bajo


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Ensambles para Dirigir

Construir

Tirar

Mantener


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1.1.7SISTEMAS DE MEDICION MWD, LWD Y PWD

El sistema MWD/LWD EMT (telemetra electromagntica) permite latransmisin de datos sin una columna de fluido continua, proporcionandouna alternativa para los sistemas de pulso negativo y positivo. El sistematiene muchas aplicaciones. Por ejemplo, su uso ayuda a realizar perforacinbajo balance de una manera ms costo-efectiva, especialmente cuando seperfora con fluidos de perforacin aireados o gasificados, en los que lossistemas de telemetra de pulso convencionales no funcionan.

El sistema EMT establece un vnculo de comunicacin de dos vas entre la

superficie y la herramienta que se encuentra en el fondo del pozo. Al utilizaruna propagacin de onda electromagntica de baja frecuencia, el sistemaEMT facilita la transmisin de datos de alta velocidad hacia y desde lasuperficie a travs de cualquier formacin. Los formatos de datos se puedenpersonalizar fcilmente para adecuarse a las necesidades de perforacin deun pozo determinado.

Teora de funcionamiento

El sistema MWD/LWD electromagntico codifica los datos en ondaselectromagnticas con frecuencias en el rango de 2 a 15 Hertz. La seal setransmite desde la herramienta del fondo del pozo a travs de la tubera deperforacin y la tierra, y se detecta en la superficie como un potencial devoltaje muy bajo entre la boca del pozo y un electrodo remoto. En reas deatenuacin de seal alta o a mucha profundidad, se pueden utilizarrepetidores para aumentar la fuerza de la seal.

Configuraciones del sistema EMT

El sistema est configurado para ser corrido con una variedad de serviciosStellar MWD/LWD, incluyendo:


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Sensores Direccionales PCD, ABI (Inclinacin en la Broca), DGR (Rayos

Gama Dobles), PCG (Pressure Case Gamma), Resistividad EWR-PHASE 4 yPWD (Presin Durante la Perforacin), al igual que la herramienta de guamagntica MGT**. Sperry ha integrado recientemente sus sensores ALD

(Litodensidad Azimutal) y CTN (Neutrn Trmico Compensado) con el

sistema EMT para proveer a los clientes con medidas de densidad yporosidad con la misma calidad de los datos tomados con cable.

Aplicaciones bajo balance del sistema EMT

Formaciones de presin baja

Formaciones en donde los cortes de perforacin pueden ocasionar dao

Ambientes en donde la ROP (rata de penetracin) aumenta por la

perforacin en bajo balance

Aplicaciones sobre balance del sistema EMT

Pozos en donde el bombeo de material de prdida circulacin (LCM) puede

ocasionar problemas con los sistemas de telemetra de pulso de lodo.

Pozos en donde es necesaria una reduccin deltiempo excesivo de toma

de surveys Aplicaciones de ROP alta en donde la densidad de registro de datos en

tiempo real puede ser un problema

Aplicaciones de geonavegacin

Perforacin SAGD (drenaje de gravedad asistido por vapor)

TVD poco profunda (profundidad vertical verdadera) y pozos horizontalesde alcance extendido

Sistemas de lodo encapsulados de aire en donde los sistemas de pulso de

lodo convencionales funcionan deficientemente


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PERFORACION, MANEJO DE TUBULARESBeneficios del sistema EMT

Las comunicaciones de dos vaspermiten que el sistema se configure

alrededor de la operacin de perforacin para una mejor optimizacin

Si no hay partes movibles resulta en una mayor confiabilidad, menos viajes

y menor NPT

Independiente del flujo de lodo, permitiendo la toma de surveys durantelas conexiones lo que resulta en una reduccin del tiempo de taladro

Las altas velocidades de datos dan altas densidades de datos para toma de

decisiones durante la geonavegacin en tiempo real

Caractersticas del sistema EMT

No hay requisitos de la columna de fluido continuo

No hay restricciones de material de prdida circulacin

Funciona por medio de batera

A travs del sistema de repetidor a travs del hueco disponible para rango

de profundidad aumentado y fuerza de la seal

Transmisin de datos de dos vas

Datos recibidos por los sistemas de informacin en tiempo realINSITE/INSITE Anywhere


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1.1.8 Motores de Fondo estndar y Sistemas Rotatorios (ltimaGenaracin)

MOTORES DE FONDO CON SUBSTITUTO DE FLEXION

El uso de estos motores han estado muy reducidos con la invencin de losmotores de fondo actuales pero todava se usa en algunas reas con elturbodrill, en la conjuncin para lograr las proporciones de lasconstrucciones ms altas y cuando otro las opciones no estn disponibles.

Se usaron Turbodrills primero en los 1800 con el xito limitado debido a sualto RPM (500 a 1200). El uso de turbodrills tambin estuvo limitado como

una herramienta de la desviacin debido a su rendimiento del torque bajo.La rotacin de un turbodrill se deriva del la interaccin del fluido deperforacin y las fases mltiples de las aletas de la turbina. El rpm se


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PERFORACION, MANEJO DE TUBULARESrelaciona directamente a la velocidad del flujo y torque. Una desventaja delturbodrill es que la eficacia es ms baja que el motor del desplazamientopositivo.

Por consiguiente, requiere ms caballos de fuerza en la superficie. Muchosequipos no tienen suficientes caballos de fuerza hidrulica para ejecutar unturbodrill. Las hidrulicas siempre deben ser verificadas prioritariamentepara ejecutar un turbodrill. El Principio del motor de fondo actual aventaja alturbodrill. Esta herramienta ha encontrado una gran aplicacin en laperforacin direccional e incluso en el agujero vertical.

El plan bsico y componentes de un motor del desplazamiento positivo sern

discutido en la siguiente seccin Hay dos tipos predominante de motores defondo impulsados por el flujo de lodo;

1) El de turbina que es bsicamente un centrfugo o bombeo axial y 2) El dedesplazamiento positivo (PDM). Se muestran los principios defuncionamiento en la siguiente figura y el diseo de la herramienta sontotalmente diferentes. Las turbinas fueron muy utilizadas hace algunos aospero ltimamente el PDM es el mecanismo de batalla principal para taladrarun pozo direccional.


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Figura. Tipos de Motores.

La Seleccin de motor

Cuatro configuraciones de motores de fondo proporcionan un ancho rangode velocidades de la barrena y de rendimientos del torque requerido,satisfaciendo una multitud de aplicaciones para perforar.

stas las configuraciones incluyen:

- La Velocidad Alta / Torque Bajo

- La Velocidad Media / Torque Medio

- La Velocidad Baja / Torque Alto

- La Velocidad Baja / Torque Alto - el Vestido Redujo.


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PERFORACION, MANEJO DE TUBULARESEl motor de alta velocidad utiliza una configuracin 1:2 lbulo para produciraltas velocidades y los rendimientos del torque bajos. Ellos son las opcionespopulares al perforar con una barrena de diamante, un barrena ticnicaperforando en formaciones suaves y en aplicaciones direccionales donde

estn usndose las orientaciones del tiro sencillo single shot.

El motor de velocidad media utiliza una configuracin 4:5 lbulo la cualgenera una velocidad media y una eficiencia media de torque. Ellosnormalmente se usan en los pozos direccionales y horizontales msconvencionales, con barrena de diamante y en aplicaciones cortandoncleos, as como para desviar.

El motor de baja velocidad utiliza una configuracin de 7:8 lbulo paraproducir las velocidades bajas y los rendimientos de torque altos. Ellos seusan en pozos direccionales y horizontales, formaciones con media a altadureza y Barrenas PDC para perforar.

Estos motores pueden ser modificados tambin para ampliar la gama deutilizacin como por ejemplo

El dispositivo de reductor de velocidad por engranaje gear reduced en

conjunto con un motor 1:2 lbulo seccin de poder de alta velocidad. Este

sistema reduce la velocidad del rendimiento del 1:2 por un factor de tres, yaumenta el torque del rendimiento por un el factor de tres. El resultado esun motor con los rendimientos de la actuacin similares a uno de velocidadbaja, pero con algunos beneficios significantes.

El 1:2 lbulos es ms eficaz en convertir el poder hidrulico al podermecnico que uno de multi-lbulo y tambin mantiene la velocidad de labarrena consistente cuando el peso es aplicado. Este motor puede usarse enlos pozos direccionales y horizontales, Formaciones duras y utilizaciones de

barrenas PDC.


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PERFORACION, MANEJO DE TUBULARESAlgunas otras selecciones de motor tambin estn disponibles incluso untndem y motores modificados el motor. Estas variaciones se describendebajo.

Motor Tndem Es un motor de dos secciones de poder unidas para unamayor capacidad de torque.

Motor Modificado - La seccin de valeros ha sido modificada paraproporcionar caractersticas de perforacin (ie. Cambiar la distancia de labarrena a la seccin de flexin, etc.).

Los componentes

Todos taladrando los motores consisten en cinco asambleas mayores:

1. Ensamble de drenar Dump Sub

2. Seccin de Poder

3. Ensamble de transmisin

4. Ensamble de Ajuste

5. Valeros sellados o lubricados por lodo

Ensamble de drenar Dump Sub

Como resultado de la seccin de poder (describi debajo), el motor sellaracasi por completo el dimetro interior, este dispositivo se utiliza paraprevenir viajes mojados y problemas de presin, El ensamble para drenaracta hidrulicamente localizada en la parte superior del motor permite

llenar la tubera mientras realiza viajes hacia abajo y drena cuando viajahacia afuera del agujero.


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PERFORACION, MANEJO DE TUBULARESCuando las bombas estn encendidas, la vlvula cierra automticamente ydirige todo el flujo a travs del motor.

En caso de que no sea necesaria por perforar con gas o aire como en el casode Bajo Balance se le colocaran a este ensamble plugs o tapones ciegos enlos orificios de drenaje esto permite ajustar el motor segn las necesidades.

La Seccin de Poder

La seccin de poder del motor de fondo es la parte que convierte eldesplazamiento hidrulico proporcionado por la bomba en el podermecnico para mover la barrena.

La seccin de poder se comprende de dos componentes; el stator y el rotor.El stator consiste en un tubo de acero que contiene en el centro un tubohelicoidal de hule o goma especial el cual tiene una figura lobular a travs delcentro. El rotor es una pieza de acero helicoidal con figura lobular y vadentro del estator.

Cuando el rotor se instala en el stator, la combinacin de las formashelicoidales, y la configuracin de los lbulos sella las cavidades entre los doscomponentes. Al pasar el fluido forzado a travs de la seccin de poder, lapresin generada en las cavidades causa que el rotor gire dentro del estator.As es como el motor es accionado.

Es el modelo de los lbulos y la longitud de la hlice darn las caractersticasa desarrollar por la seccin de poder. Por la naturaleza del diseo, el statorsiempre tiene una ms lbulos que el rotor. Las ilustraciones en Figura deabajo muestran un 1:2 lbulo, un 4:5 lbulo y un 7:8 lbulo. Generalmente,cuando la proporcin del lbulo se aumenta, la velocidad de rotacindisminuye.


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Ensamble de Transmisin

Debido a la naturaleza de la seccin de poder, hay una rotacin excntricadel rotor dentro del stator. Este ensamble convierte este movimiento a unarotacin completamente concntrica mediante una articulacin o junta de

paso diseada para soportar altos valores de torque generada por la seccinde poder

Ensamble de Ajuste

La mayora de los motores actuales estn diseados con piezas de flexinajustable, puede ponerse del cero a tres grados en los incrementos variantesen el equipo de perforacin, segn sea necesario usar en direccional,

horizontal y pozos del re-entrada. Tambin, para minimizar el desgaste a loscomponentes ajustables, normalmente se colocan las almohadillas dedesgaste sobre y debajo de la curvatura ajustable.


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PERFORACION, MANEJO DE TUBULARESSeccin de Valeros Sellados o Lubricados por Lodo

Esta seccin esta compuesta por balines y cojinetes los cuales transmiten lascargas axiales y radiales generados por la seccin de poder y transmite larotacin hacia la barrena.

Esta seccin puede utilizar valeros sellados, llenos de aceite o lubricados porlodo.

El Valero sellado no esta sujeto al flujo del lodo y su funcionamiento es fiablecon su uso mnimo, como no es lubricado por lodo el 100 % del flujo va haciala barrena y maximiza la eficiencia de la hidrulica incrementando as la

limpieza del agujero, el rango de penetracin y alarga la vida de la barrena.

Con los valeros lubricados por lodo normalmente se desvan 4% a 10% delflujo del lodo, esto para enfriar y lubricar los valeros.

En la siguiente figura mostraremos los ensambles arriba mencionados:


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IDENTIFICACION DE MOTORES COMMANDER

Existe una nomenclatura para la identificacin del funcionamiento de los

motores commander basado en un cdigo alfanumrico como se muestra enla parte de abajo estos nos dan las caractersticas del motor en cuestin enun manual y se puede localizar pintado sobre la armadura del motor.


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PERFORACION, MANEJO DE TUBULARESL B 7 8 2 8

1er letra indica la velocidad o revoluciones a la que trabaja el motor defondo:

L: Low Speed Velocidad Baja

M: Medium Speed Velocidad Media

H: High Speed Velocidad Alta

Segunda letra indica modificaciones o variaciones para una mayor gama desu funcionamiento

A: Air Drilling Motor Motor para perforar con aire

B: Modified Bearing Section Seccin de Valeros Modificados

E: Extender Power Seccin. Seccin de Poder Extendida

N: Normal Motor Motor NormalS: Short Radios Motor Motor para Radio Corto


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PERFORACION, MANEJO DE TUBULARESLos 2 siguientes nmeros indican la relacin lobular del motor es decir, elprimer nmero indica los lbulos del Rotor y el segundo los lbulos delEstator:

Es decir: Rotor 7lbulos Estator 8lbulos

Los 2 ltimos nmeros sealan la el nmero de estaciones a lo largo de laseccin de poder, es decir: 2.8estaciones

1.1.9 Operaciones de Perforacion Direccional

Lodos de perforacin, cementacin y terminacin. Muy pocas compaas tienen problemas cuando estn perforando;

pero estos aparecen al momento de efectuar viajes o cuandocorren revestimiento.

Las propiedades del fluido de perforacin afectan la limpieza delhoyo. La limpieza del hoyo afecta el tiempo de viaje. As mismo, laestabilidad del hoyo est relacionado con el lodo de perforacin. Esnecesario que el lodo no afecte o invada la formacin y serecomienda el uso de Carbonato de Calcio en diferentes gradospara crear un bloqueo superficial de las arenas que luego pueda serlavado, en las operaciones determinacin.

Para mantener las propiedades del lodo es necesario desarrollarcapacidad de suspensin en el mismo y simultneamente tenerbaja la viscosidad plstica para controlar la densidad equivalente decirculacin.

Es necesario evitar la recirculacin de slidos y convertir estos enslidos coloidales, los cuales aumentaran las propiedades del lodode perforacin.


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PERFORACION, MANEJO DE TUBULARES Es importante mantener un control del filtrado para evitar daos a

la formacin, en este respecto hay que minimizar las prdidas defiltrado y realizar estas pruebas a HT/HP.

Con respecto a la cementacin es necesario considerar el tiempo debombeabilidad o de trabajo y siempre tener un buen margen deseguridad de por lo menos una hora. Es necesario seleccionar unabuena compaa de cementacin debido al alto costo de lainversin y es necesario que la cementacin sea exitosa.

Para comenzar es necesario realizar pruebas de la lechada decemento para pozos HT/HP, controlar la prdida del filtrado y el

tiempo de fraguado, para evitar que el cemento se frage antes detiempo.

Los aditivos para bloque de gas y antiretrogresin para evitar lacanalizacin o el envejecimiento del cemento.

Hay que utilizar lavadores y espaciadores para asegurar la limpiezadel hoyo y la buena adherencia del cemento.

En las zonas criticas de aislamiento hay que utilizar centralizadoresapropiados para asegurar que el cemento penetre en el lado bajodel hoyo y cree un anillo completo de aislamiento.

Hay que evitar perder circulacin durante la cementacin medianteel diseo apropiado de lechadas.

Se deber chequear el equipo de flotacin antes y despus de lacementacin para evitar contra flujos.


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PERFORACION, MANEJO DE TUBULARES Al bajar la terminacin se debe disponer de una curva de arrastrepara saber hasta dnde bajar el liner por su propio peso ydeterminar a cual profundidad hay que comenzar a ponerle pesoadicional y cuanto sobrepeso.

Hay que determinar si el liner se baja primero y luego laempacador. Si hay riesgo de que la empacadura se asienteprematuramente o limite la bajada del liner, es preferible bajar elliner primero y despus el empacador.

Muchas veces es recomendable bajar primero un raspador antes debajar el empacador por riesgo de un asentamiento prematuro.

Perforacin Bajo Balance

Aunque la perforacin bajo balance ha sido durante muchos aos, haadquirido recientemente una atencin considerable por parte de la industriaen su aplicacin en la perforacin horizontal. Uno de los problemasreconocidos en los inicios de la perforacin horizontal es que la produccinde la formacin est expuesta a los fluidos de perforacin por mucho mstiempo que en una convencional. Si el pozo puede producir durante la

perforacin entonces, en teora al menos, se impedira que los fluidos deperforacin se introduzcan en la produccin de la formacin.


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PERFORACION, MANEJO DE TUBULARESEn algunas aplicaciones exitosas de este mtodo suficiente produccin

de petrleo se recupero en superficie durante la perforacin para pagar elcosto del pozo antes de que el proceso de produccin alla terminado.

Practicas ActualesLa perforacin aireada no es del todo nueva y no la vamos a

considerar aqu, pero en su lugar veremos lo que es nuevo y est siendoempleado hoy en dia. Varias tcnicas se estn empleando, y se dar unamirada a ellas y sus limitaciones. Aqu son algunas de las actuales tcnicas:

Perforacin con fluidos de livianos Inyeccin de gas en la sarta de perforacin mientras perfora

En la categora de peso ligero de fluidos de perforacin son fluidos de

perforacin convencionales, en muchos casos son slo agua tratada. Esteenfoque tiene la ventaja de ser econmico y requieren poco equipo adicionaladems de rotacin BOP y el equipo de superficie para manejar los fluidosproducidos. El inconveniente es que en muchos casos no es posible obtenerfluidos los suficientemente livianos para lograr que circulan por debajo de lapresin del yacimiento. Recientes trabajos se han experimentado con laincorporacin de las esferas de vidrio dentro del sistema de lodo para lograrla reduccin de la densidad. Estas pequeas esferas se han utilizado como

aditivo del cemento en el pasado y mostro una promesa excelente enperforacin bajo balance. Una de sus grandes ventajas es que sonqumicamente inertes en el sistema y pueden ser recuperados para suposterior reutilizacin.

Aligerar la columna del fluido de perforacin mediante la inyeccin deun gas en la sarta fue inicialmente una forma atractiva para perforar bajobalance. Esto requiere un poco mas de equipos en la superficie que losfluidos de baja densidad pero es relativamente simple.

Hay un costo asociado con la inyeccin de gas que se debe considerar,y que depende de qu tipo de gas es inyectado, aire comprimido, gasnatural, o el nitrgeno. El peligro potencial y/o el problema de corrosin han


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PERFORACION, MANEJO DE TUBULARESconvertido a la mayora de los operadores a una sola eleccin en estacategora - nitrgeno.

Bajo balance verdadero de fondo

Una cosa es inyectar un gas bajo en el anular durante la perforacin y yotra muy distinta es perforar bajo balance. La definicin de perforacin bajobalance significa que el pozo frente a la presin de la formacin es menorque la presin de los poros dentro de la formacin. Esto no slo significa quees inferior que la presin en el cierre del yacimiento pero si inferior a la quefluye en el yacimiento.


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Aqu vemos una grafica donde se muestra la presin anular vs tiempoen un pozo perforado con inyeccin de nitrgeno bajo la sarta. Los picos enla presin son los puntos en los que la tubera de perforacin (drillpipe) fuesaliendo por las conexiones. Se puede ver que, por alguna razn, la tasa deinyeccin de nitrgeno fue gradualmente disminuyendo y los picoscomenzaron a exceder la presin del yacimiento. Y luego vemos un descensototal de la inyeccin (quizs fue agotado el suministro o tuvieron algn fallodel equipo). Ahora la formacin est expuesta a un periodo ms largo. Latendencia en perforacin bajo balance es reducir los costos en el fluido de

perforacin ya que Nunca entra a la formacin. El agua salada y el aguadulce incluso podran ser usadas pero nunca entran en la formacin? Contoda probabilidad en algn momento entrara en la formacin y si no tienealguna prdida de propiedades, entonces debe ser filtrada y tratada paraprevenir el dao a la formacin. De lo contrario, el costo de la perforacinbajo balance es una prdida de tiempo y dinero.

La perforacin bajo balance no es una solucin para los problemas delos daos de formacin y si no se hace correctamente puede causar msdao a la formacin que los procesos convencionales de perforacin. Al igualque cualquier otra cosa en nuestra industria, no es la respuesta a todosnuestros problemas y debe aplicarse con prudencia y con adecuadasupervisin de ingenieria


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Perforacin con Coiled Tubing

Un libro puede ser escrito acerca de coiled tubing, y este se hautilizado para perforar pozos horizontales. Esta es la principal herramientapara trabajos en pozos horizontales. En los ltimos aos, los esfuerzosrealizados por las empresas de servicios para realizar el seguimiento de estoshan aumentado considerablemente su fiabilidad. El coiled tubing tienemuchas ventajas

El viaje es rpido

Puede trabajar bajo presin Puede trabajar en hoyos de pequeo diametro Requiere menos espacio Son ms fcilmente transportados a lugares remotos

Y por otro lado existen algunas desventajas

No se puede rotar Restringen algunas tasas de circulacin

Limitada capacidad de pesca Pequeos equipos pueden fallar

Grandes coiled tubing son producidos peridicamente e incluso enhoyos de 4-1/2 y ahora est disponible para hoyos de 8-1/2. Por supuesto, elproblema con el coiled tubing ms grande es que se convierta en demasiadopeso y en la mayora de las zonas hay restricciones sobre el transporte.

Para la gran mayora el coiled tubing es y seguir siendo la principalWorkstring para la mayora de labores horizontales. En lo que respecta a la


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PERFORACION, MANEJO DE TUBULARESperforacin la historia no es tan clara. Con pocas excepciones, en donde losequipos convencionales pueden ser empleados para perforar pozoshorizontales con coiled tubing es la opcin ms cara. Una de las principalesrazones de ello es que el colied tubing es un tubo de consumo bsico. Un

coiled tubing slo puede perforar uno o dos pozos, en comparacin con 20 o30 que puede perforar una sarta. Otro problema es que con el coiled tubingel mantenimiento es intenso. La seleccin del coiled tubing para laperforacin de pozos horizontales se hace nicamente por sus capacidadesespeciales en lugar de la economa.

Leyes de friccin

Amonton y Coulomb han tenido una relacin directa con la teora defriccin y su forma actual desde 1799. A menudo llamada la " Ley de Friccinde Coulomb o simplemente " Ley de friccin", fue presentada por

Amonton en 1699 y aadi Coulomb en 1790.

La fuerza de friccin es proporcional al peso del cuerpo que es movido(Amonton - 1699)

La fuerza de friccin es independiente del rea de contacto aparente(Amonton - 1699)

Resistencia a la friccin es independiente de la velocidad dedeslizamiento (Coulomb 1790)


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PERFORACION, MANEJO DE TUBULARESMatemticamente estas relaciones puede expresarse como

Donde

F es la fuerza de rozamientoP es el factor de friccinN es la fuerza normal de contacto s

La relacin es necesariamente una desigualdad, porque el producto deel factor de friccin y el contacto normal de la fuerza es igual a la fuerza de

friccin slo cuando la fuerza frente a la fuerza de friccin es igual o mayorque el mismo producto. Para ilustrar una simple fuerza de deslizamiento quese aplican algunos puntos de carga, P, como en la siguiente figura. En esteejemplo podemos afirmar dos posibilidades matemticamente

Se podra ilustrar la torsin decarga de manera similar como en la

figura siguiente

Cuando se estudia la simple laesttica y la dinmica de cuerposrgidos como los estudiantes depregrado que a menudo hacen usode friccin de dos factores: un factorde la friccin y un factor de friccindinmica.


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El factor de la friccin para un determinado material es de mayormagnitud que el factor de friccin dinmica. El concepto de dos factores defriccin modelo de la realidad parece muy bien y, sin embargo, la literatura

sobre la friccin y el pozo ms avanzadas de la literatura en contacto con lamecnica de emplear nicamente a la friccin como nico factor. Por qu?Debemos examinar las relaciones de friccin un poco ms para poder ilustraralgunos de los problemas con la ley de friccion

Friccin en el pozo

Friccin en el pozo que normalmente se conoce como " torsin yarrastre". Torque es la friccin que se opone a la rotacin de la sarta deperforacin, y la resistencia es la friccin que se opone al movimiento dedeslizamiento de la sarta de perforacin, casing, tuberias,etc. Es evidenteque estas fuerzas de friccin dictan cosas como los requisitos energticos dela plataforma, los puntos fuertes de los tubulares, las formas de lasconexiones tubulares, y de las ponderaciones de los tubulares empleados enla perforacin, terminacin, y trabajos de las operaciones.

Factores de friccinQu factores de friccin utilizamos para hacer la perforacin de

friccin? Sera bueno tener una tabla de factores de friccin vlida para suuso en operaciones de perforacin y terminacin, pero no los hay. Aqu hay


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PERFORACION, MANEJO DE TUBULARESuna gama general de los factores de friccin que puede servir como punto departida:

Open Hole: 0,30 - 0,45Hoyo entubado: 0,20 - 0,30

En algunas zonas, estos valores han abierto hoyos que se encuentra unpoco alto y en torno a valores ms bajos de 0.25-0.28 han resultado msrealista y, sin embargo, en otros mbitos algunos operadores de 0,5 su usose extendi hasta llegar a la planificacin. Es evidente que el tipo de lodoutilizado tambin afectarn a los valores.

Aleg que algunos de los nuevos sistemas de lodo sinttico puede sercapaz de reducir la friccin a hoyo abierto factores a cerca de 0,1. Lasmediciones reales han demostrado que el uso de la no rotacin de drillpipepueden reducir la friccin embalado hoyos factores a 0,05. Como el intersen llegar a extendersePerforacin contina deberamos ver algunos excelentes progresos en elfuturo prximo, pero para efectos de la planificacin en pozos horizontaleses mejor utilizar los valores cerca del extremo superior de la gama hasta quehaya suficientes datos y la confianza de utilizar valores ms bajos.

Torsin y arrastre

Los modelos de torque y arrastre son muy comunes y accesibles atodos los operadores. Algunos son muy sofisticados, mientras que otros sonms bien rudimentarios, y no todos dan los mismos resultados. En lugar de

ver estos modelos de software, ya que algunas "coples negras" detecnologa, vamos a examinar lo que ocurre en ellos. Las hiptesis yconceptos son bsicamente simples y dentro de la comprensin de cualquieringeniero y la mayora en el campo de la ingeniera de perforacin. Nos cay


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PERFORACION, MANEJO DE TUBULARESfirmemente que la comprensin de los fundamentos es necesario para el usointeligente de estos modelos

Supuestos bsicos

Bsicamente todos los modelos de torsin y arrastre que actualmentese emplean, forman un conjunto de hiptesis conocido como "soft stringassumptions De acuerdo con estas hiptesis:

La Sarta de perforacin es axialmente rgida

La sarta de perforacin es torsionalmente rigida La sarta de perforacin no tiene rigidez transversal

Los dos primeros implican que la sarta de perforacin no tiene ningn

tramo axial y ni rotacional. A efectos prcticos estas hiptesis son vlidasen el estado en el que la Amonton-Coulomb (ley de friccin) se convierte enuna relacin de igualdad. El tercer supuesto implica que no hay rigidez deflexin y, por tanto, no estn en contacto, debido a las fuerzas de la rigidezde flexin. Si bien esta hiptesis es razonable para la tubera de perforacin ytubera en suaves curvas su validez es cuestionable en el radio corto detrabajo.

Dos adicionales hiptesis estn disponibles a la para torque y arrastre:

La sarta de perforacin est en contacto con el pozo en todoslos puntos

El simple relacin de friccin de Amonton-Coulomb se mantiene

La primera de estas dos es razonable, siempre y cuando noconsideramos la rigidez de flexin como se mencion antes, pero siqueremos incorporar a la rigidez de flexin en un modelo estamos casiobligados a utilizar un modelo tridimensional en contacto con lo que aade

an ms complejidad a un modelo de flexin. Hemos hablado de la relacin yla friccin, pero el lamentable aspecto de su uso en estos modelos es que elpapel de factor de friccin a veces se convierte en la de un "fudge factor" delas deficiencias del modelo en s.


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PERFORACION, MANEJO DE TUBULARESEcuaciones bsicas de la friccin pozo

Casi todos los modelos actuales se basan en uno de los dos enfoques.

Un mtodo, y quiz el ms comn es el uso de la ecuacin incremental deJohancsik et al. (1984), mientras que otros se basan en la ecuacindiferencial de Sheppard etal. (1986). En su mayor parte hay poca diferenciaen los dos enfoques en cuanto a la torsin y arrastre se refiere. Dondedifieren es en la tensin en el drillpipe de la sarta. El documento porSheppard et al seala que la tensin utilizada por Johancsik et al. no es laverdadera tensin, sino ms bien un medio eficaz de tensin. La ecuacinderivada por Sheppard et al.e es correcta, y tambin lo es la de Johancsik siuno slo reconoce que la tensin debe ser ajustada por el efecto de la

presin hidrosttica. Se puede comprobar un modelo con bastante facilidadpara ver si es la tensin efectiva, se le dara un valor cero de tensin en laparte inferior de la sarta. La verdadera tensin en la parte inferior siempreser i

Documents

Manual de pozos Direccionales