UNIVERSIDAD NACIONAL DE INGENIERÍA FACULTAD DE INGENIERÍA DE PETRÓLEO "PERFORACIÓN DEL PRIMER POZO HORIZONTAL EN EL NOROESTE PERUANO" TITULACIÓN POR EXPERIENCIA PROFESIONAL PARA OPTAR EL TITULO PROFESIONAL DE INGENIERO DE PETRÓLEO CESAR AUGUSTO TUPAC YUPANQUI SÁNCHEZ PROMOCIÓN 1 ga· a - 1 LIMA-PERÚ 2003
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UNIVERSIDAD NACIONAL DE INGENIERÍAcybertesis.uni.edu.pe/bitstream/uni/11531/1/tupacyupanqui_sc.pdf · 6.1 Herramientas deflectoras 6.2 Herramientas de medición 6.3 Herramientas
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UNIVERSIDAD NACIONAL DE INGENIERÍA FACULTAD DE INGENIERÍA DE PETRÓLEO
"PERFORACIÓN DEL PRIMER POZO HORIZONTAL EN EL NOROESTE PERUANO"
TITULACIÓN POR EXPERIENCIA PROFESIONAL
PARA OPTAR EL TITULO PROFESIONAL DE
INGENIERO DE PETRÓLEO
CESAR AUGUSTO TUPAC YUPANQUI SÁNCHEZ
PROMOCIÓN 1 ga·a - 1
LIMA-PERÚ 2003
DEDICATORIA
Dedico el presente trabajo de tesis, en reconocimiento:
A mi Madre, por la educación en valores que supo darme.
A mi Esposa, por su apoyo moral, cariño y comprensión.
A mis hijos, lo más preciado que tengo en la vida.
Y finalmente a mis semejantes, por la esperanza
de fructificación de este esfuerzo vital.
PERFORACIÓN DEL PRIMER POZO HORIZONTAL EN EL NOROESTE PERUANO
INDICE
1. RESUMEN
2. INTRODUCCIÓN
3. FUNDAMENTOS TEÓRICOS DE LA PERFORACIÓN I JORIZONTAL
3.1 Definiciones Básicas
3.1.1 Clasificación de los pozos horizontales.
3. l .2 Ventajas de un Pozo Horizontal
3.1.3 Cuándo perforar pozos horizontales. Factores que iníl�encian.
3.1.4 Determinación del punto de desviación (KOP)
3.1.5 Criterios de seleccion para pozos horizontales.
3.1.6 Selección y evaluación de candidatos para poros horizontales.
3.1.7 Características ideales de reservorios candidatos.
3.1.8 Problemas en la perforación de un pozo.
3.2 Consideraciones para la Planificación de un Pozo l lorizontal
3.2.1 Plan de Pozo Horizontal
3.2.2 Operación de Pozos Horizontales
3.2.3 Características de las formaciones
3.2.4 Tipos de trayectoria
4. PROGRAMAS Y TRAYECTORIA f>ARA EL POZO HORIZONTAL
4.1 Programas
4.2 Trayectoria
5. CÁLCULO DE LA 1'RAYECTORIA DE UN POZO HORIZONTAL
6. PRINCIPALES HERRAMIENTAS A SER UTILIZADAS EN EL POZO
HORIZONTAL
6.1 Herramientas deflectoras
6.2 Herramientas de medición
6.3 Herramientas auxiliares
7. CONJUNTOS DE FONDO
7. l Teorla de los Cot�juntos de Fondo
7.2 Tipos de Conjuntos de Fondo
8. PROBLEMAS EN LA PERFORACIÓN DE UN POZO HORIZONTAL
9. EXPERIENCf A EN LA PERFORACfÓN DEL POZO HORIZONTAL
9.1 Tipos de Formaciones
9.2 Diseño de la Trayectoria
9.3 Tipos de Broca
9.4 Tipos de BHA
9.5 Comportamiento de los BHA
9.6 Problemas presentados en la Perforación del Pozo
l O. ANÁLISIS ECÓNOMfCO
11. CONCLUSIONES
12. RECOMENDACIONES
13. CUADROS Y GRÁFICOS
14. BIBLIOGRAFÍA
2
1. RESUMEN
3
El presente lrab�jo proporciona una visión acerca del desarrollo de la perforación
hori7.onlal, en formaciones con ciertos grados de bunm1iento geológico en el nor
oeste peruano, realizado por la Cía. Graña y Montero Petrolera S. A., en el año
1999.
El proyecto de perforación se dio por iniciado el dla 24 de setiembre de ese aílo.
La primera parle del trab�jo consistirá en la descripciún de los aspectos leórico
técnicos. que se tomaron en cuenta durante la planificación del pozo.
La segunda parte del trab�io mostrará las expenencrns obtenidas en perforación
horizontal, tecnología seleccionada para el proyecto de perforación del pozo 13269-
H (Lote VI), del nor oeste peruano.
Las expenencias más novedosas íueron: el uso de un equipo convencional de
perforación (GMP Nº 1 O) y la corrida de una broca PDC O 536 XL, en el desarrollo
de aproximadamente 4,500 fl. Esta broca, según la estratigrafía, serviría para
perforar las formaciones Talara, Chacra y Palegreda, con potencias de 2,790 fl., 9 l O
fl. y 790 fl., respectivamente. Pero, debido a las intercalaciones formacionales, y
habiéndose llegado a la profundidad final de 2,250 n .. se tuvo solo un espesor
perforado neto de 1,030 fl., con una rotación de 20 ¼ lirs.
El empleo de esta broca PDC, abre un espisodio diferente en la forma de perforar
formaciones blandas, en comparación con aquellas que sólo hacen uso de brocas
tricónicas. El empleo combinado de ambas brocas ha logrado importmltes
reducciones de costos y tiempos de perforación, en comparación con las
operaciones realizadas en las últimas décadas.
Así mismo, se ha introducido, para el control direcdonal de la trayectoria, el
sistema MWD, que facilitó un mejor control de los par{unetros direccionales, como
la inclinación y la dirección. Este sistema permitió, en el curso de las operaciones,
adoptar decisiones inmediatas sobre el desarrollo de In lrnyecloria, hasta alcanzar el
objetivo predeterminado.
4
Es necesano resaltar que la perforación en pozos allarnente desviados (pozos
hori7.ontales), representa mayores dificullacles en cuanto a la limpie7.a del hueco y
el transporte de los recortes.
Lo pobre suspensión de los recortes ocasiona problemas en el pozo, en el fondo o
en los costados. La acumulación de sólidos aumenla In fricción, con la consecuente
reducción de la habilidad de trnnsíerencin del peso sobre la broca. Esto da origen,
en forma repentina, a cambios en el angulo y el consiguiente incremento ele la
fricción como resultado del incremento del arrastre.
En estas condiciones, no queda más alternativa que perforar lentamente, con
incremento de los costos operativos. Asi, se explica el empleo del íluido FLO-PRO,
c_onstituido a base de la "goma xántica", y del aditivo RESINEX, que ayuda a
controlar el .fillrado de lodos con alta gradiente de presión y temperatura, ya que es
un estabili7.ador de la propiedad del lodo, a condiciones de mayores profundidades
y altas rpm, debido aJ empleo de un motor de fondo
2. INTRODUCCIÓN
5
En el afio de 1989, Grafta y Montero Petrolera S. A inició sus operaciones de
perforación en el noroeste del Perú. Los primeros po'.t'.OS fueron verticales, ya que
éstos obedecían a programas de desarrollo en los dislinlos campos petroleros.
Es en el afio de 1999 que se inicia la aplicación de la perforación horizontal, con el
pozo 13269-H, en el yacimiento Cobra, ubicado en el 1 ,ole VI.
El objetivo será incrementar la producción y la recuperación de petróleo del
reservorio Basal Salina del yacimiento antes mencionado, en el cual se tendrá, a la
vez, como objetivo secundario la formación Mogollón, superior e inferior. La
tecnología de pozo horizontal será utilizada hasta la profundidad final de l 0,900 n.
En el pozo 13269-H se empleará un po7.0 piloto, para comprobar la existencia de la
Fm. Basal Salina, esperándose una profundidad finaJ de 9,900 n.
El primer K.OP se iniciará aproximadamente a 8,400 n., hasta lograr atravesar la
formación Basal SaJina. Posteriormente se colocará un tapón de cemento en el
fondo, para dar inicio al segundo K.OP y empezar a atrnrnzar la sección horizontaJ.
La profundidad finaJ ha sido estimada en 10,900 n. y se perforará en forma
horizontal, aproximadamente 1,300 rt. de la Fm. Basal SaJina.
El pozo horizontaJ tendrá una dirección de S 20º W, ni ser perforado.
Su ubicación geográfica es en el Lote VI, yacimiento Cobra, milla cuadrada: l 3N-4
(Ver Sección Estructural - Gráfico Nº 1 ). El buzamiento de las capas será de 12º
@ l 5º al sur oeste.
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FASES DEL HUECO PILOTO DE (81/2")
Con los sistemas de J>crfornción que tomnn registro durnnfc la pcrfornción, es posible
tonrn1· ¡Jerfilcs de densidad y de resistividad sin interrumpi.-lns.
Este sistema consta de dos tubos Drill Collars, dentro de los cuaJes se aJojan los circuitos
electrónicos y demás componentes de las herramientas perfiladorac:;. Los datos se
transmiten a la superficie en tiempo real, telemetria, mediante pulsaciones del lodo de
· perforación.
Estos sistemas MWD suministran datos de dirección e inclinación del pozo as1 como
abundante variedad de mediciones relacionadas con lo que ocurre en las inmediaciones de
la broca
Los perfilajes dan indicaciones de la resistividad electromagnética de la roca, así como de
su densidad y porosidad.
El sistema LWD tiene la ventaja de obtener información del subsuelo a medida que la
broca penetra en los diferentes estratos, para el caso del pozo piloto va atravezar diferentes
objetivos potenciales para poder evaJum los buzamientos estructurales y la resistencia de
las formaciones, asi como para determinar los puntos· de contacto de íluídos y las
tendencias de los diferentes conjuntos de fondo del pozo.
Esto se va a perforar con la finalidad de poder correlacionar, en tiempo real, las
formaciones que se perforan con los correspondientes de los po/.OS vecinos.
También poder lomar en forma conjunta perfíl�jes triples para efectos de evaluacón
preliminar y corno medida de precaución en el supuesto caso que no pueda bajar el sond�je
de los registros eléctricos.
Después de bnjar CSG de 9 5/8" se procede a preparar el sistema de lodo "FLO-DRILL ".
AL llegar a la profundidad de 7,855 pies se desplazó 553 barriles de íluido para luego ser
reemplazado por el lodo antes mencionado.
7
Se perforó hasta la proíundidad de 7,931 pies aproximadamente unos 80 pies por debajo
del 7.apato y se cambió la broca. Con el empleo de motor de fn11do se perforó y desvió el
pozo orientándolo hasta 8,091 pies para luego cambiar conj1111to de fondo y continuar
períornndo hasta 8,294 pies: se cambió la broca y retiró un eslnhili7.ador para luego hacer
el tratamiento de lluído a base de biopolimero (ílo-vis) con la finaJidad de lograr una m�jor
suspensión de los recortes al entrar a la curva desde Oº a 33" aproximadamente en el po7.0
piloto. Se sacó el conjunto de fondo por problemas de MWD se cambió la brocc1 y durante
la circulación se observó una dimensión en In densidad de I O. 2 n 10.00 lbs/gl. Se períoró
hasta 9.240 pes donde al b<l:iar el conjunto de fondo. sentó la columna y se tuvo que rimar
desde 8,599 a 9,200 pies paré! calibrnr el po7.0 debido n la forrnnción de dog legs de (6º -
9º), y de 9,200 a 9,240 pies se rimó el pozo por estar la brocn reducida., continuó hasta
9,402 @ tensionando hasta 250,000 perforando c1 9,591 pies se incrementó el rate de
penetración y b�jó la densidad de 10.3 subiéndolo a 10. 6 lb/gl. se cambió la broca y hasta
lc1 proíundidad de 9,69.f pies se agarró el conjunto de fondo trabajándolo hasta 270,000
libras y a la vez se acciona el Jar, logrando sollar la tubería. posleriormente se circuló, y se
:colocó lapón de baritina (formación basal saJina a 9,575 pies). que al atravezarla_ la broca
salió reducida y con pérdida ele 24 insertos.
Se cambió el conjunto de fondo retirándose los estabilizadores y cambiándose la broca y el
Jar. Se concluyó hasta 9,900 pies.
Se intentó b<l:iar el sond�je de registros eléctriccos pero la herramienta sentó a 8,725 pies
donde se inicia aproximadamente la sección tangente. En estas condiciones se b�jó la
tubería de perforación con un nuevo BHA (Broca+ O I STB (ál 30pies) para poder calibrar
el hueco.
Se realizó un nuevo intento de tomar registros, pero sentó �• <) .1 88 pies. Finalmente b�jó
con herramienta MWD-LWD hasta 9,900 y registra de 7,870 -- 1).()74 -· 9,900 cada 90 pies.
Circuló y sacó herramienta. Registrando con multishot hasta rl zapato de 9 5/8"
Finalmente se colocó un tapón balanceado de cemento desde <)598@ 9079' (44 bbls de
lechada de cemento ele 17 lb/gal): el tope de cemento (ri) 9, l 70 pies y se inició el Side track a 9,334 pies.
8
Se perforó hasta 9,645 pies, se levantó el ángulo desde 33º hasta 5 l º donde se coloco el
CSG de 7". (a) 9,642 pies.
Los eqrnpos de superficie podemos decir que trab�jaron con una buena eficiencia de
trabé\io como son
Zarandas : 02 zarandas Derrick Mallas (3 x 180 mesh)
Desarenndor: F.msco conos 2 x 12 · ·
Limpiador de lodo : sin marca malla 200 mesh
Elementos que conforman el íluido de perforación :
Baritina
Soda Cáustica
Flo Vis y Duovis
Pac Plus Reg.
Pac Plus UL
Kla-gard
Cloruro de Sodio y Potasio
Bicarbonato de Sodio
Lube 100
Producto densifictante nacional
Alcalinidad pH
Control de reología
Control de perdida de agua y viscosidad
Agente control de perdida de agua
lnhibidor de lutita
Sales inhibidoras y densidad
Control de Contaminación por cemento
Lubricante
9
SECCIÓN HORIZONTAL DE 6"
En esta sección se va a emplear el íluldo FLO-PRO a base de ngua con mlnimo contenido
de sólidos para evitar el daílo a las formaciones productivas.
El empleo del BHA con broca de 6 ·' y motor de fondo asi como el sistema MWD. Se
llegó hasta la profundidad de 10,840 pies y con el empleo de bombeo de plldoras livianas
viscosas.
A esta profundidad final se atascó la columna y se limpia en diferentes tramos, subiendo la
densidad hasta l O lb/gl. Con clornro de sodio, ya que el desprendimiento ele
aproximadamente 180 pies es por falta de densidad asl como debido al buzamiento y que
se saJe de la formación basal saJina a San Cristobal.
Se bajó LAINA de 4 ½''a la profundidad de 10625 pies.
El comportamiento del sistema de lodo FLO-PRO fué muy est<1ble en lodos sus parámetros
durante el desarrollo de la perforación horizontal.
Para lograr desviar el pozo piloto en la sección de 8 ½" desde el tope del tapón de cemento
y aterrizar horizonlalmenle en la formación Basal SaJinn llegando a un azimut de
aproximadamente 200º .
Se debe continuar constrnyendo el ángulo hasta 69º en un· pozo con una broca de 6'' . Esto
fué debido a que se encontró la formación Basal Salina I O pies antes de lo esperado
(posible presencia de falla geológica. ver Gráfico Nº 4 ) y continuar perforando desde el
fondo hasta el tope de la misma .
Se concluyó con la perforación del pozo a la profundidad ele 10. 840 pies y se colgó la laina
de 4 ½'' a la profundidad de 9,612 pies . El tope del zapato del casing de 4 ½" quedo
sentado a la profundidad de 10,625 pies.
Con los equipos ele control sólidos como fue solmnente una znrnnda DERRICK con mallas
3x 180 y 2x200 - 1 x 180 se pudo controlar muy bien el íluíclo.
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Productos clcl Diseño del nuído
Productos Descripción í-unción
Flo-Vis Biopollmero Clarificado Propiedad de Viscosidad
De primera calidad.
Flo -Trol Almidón Modiíicado Control de pérdida de
agua
Cloruro Sodio Sal industrial Densidad, Inhibición
Carbonato CaJcio Carbonato Calcio Densidad, función
puenteo
Soda Cáustica Control pH Alcalinidad
Lube-100 Lubricante Mejor Lubricidad
va.;ación de Propiedades:
Densidad 9. 6 10.0 #/gal
Viscosidad embudo 35 48 seg/qt
Viscosidad plástica 12 15 cp
Punto Cedencia 25 46 #/loo n 2
Filtrado 30 min. 5.2 4.0 ce
PH 8.0 8.6
MBT 1.5 3.0 #/Bbl
Lect. Brookfield(0.3 RPM) 35,000 58,000 cp
11
PrnJ)icdadcs del Fluído :
Densidad 10.0 10.ó #/gal
Viscosidnd embudo 35 48 seg/qt
Viscosidad plástica 12 15 cp
Punto de cedencia 30 35 lb/1 oo n2
Lect. 3 rpm 10 13 rpm
Filtrado(<?} 30 min 5. 0 ó.2 ce
AlcaJinidnd pH 9.0 <). (i
Sólidos 8 10%,
MBT 5 12 Lbs/Bbl
Lecl. Brookíield 3 rpm 2500() 45000 cp
3. FUNDAMENTOS TEÓRICOS DE LA PERFORACIÓN HORIZONTAL
3.1 Definiciones Básicas
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Pc.1·forndón l-lo1izontal.- Es una extensión de la perforación altamente desviada,
con el propósito de perforar un po7.o paraJelo al plano de estratificación de una zona
productiva, parn obtener un drenaje de longitud considerable a una profundidad
determinada del re,servorio y con un óngulo de inclinnciún de aproximadamente de
90°, a rin de levantar la producción.
La perforación, hacia ángulos de desviación de 60º n 70º , no envuelve mayor
problema de metodología. Este tipo ele perforación puede presentar diíicultades.
Las más conocidas se originan porque pueden presentarse, esencialmente, por los
tipos de formación perforados. En general, estas períornciones no requieren más
que de equipos y técnicas convencionales.
Perforaciones con desviaciones de más de 70º son comúnmente realizadas,
mientras que ciertos pozos alcanznn fmgulos de desviacic'in de 8óº.
Desde que estas técnicas convencionales fueron controlmlas por los operadores, en
relación a ángulos de desviación de hasla 80º , no apareció ningún obstáculo mayor:
y aún continuando hasta los 90º o más, mientras el terreno mostró afinidad y fueron
considerables los cuidados en llevar a cabo la operación
Hay otras dificultades que con el tiempo se presentan, como lo es la estabilidad de
las paredes de drenaje hori7.ontal, cuando se lleva a cabo las operaciones de
registros eléctricos y de completación .
. Perforación Direccional: es el proceso de la desviación de un pozo a lo largo de
una trayectoria, afín de alcanzar un objetivo predeterminado.
Control de la desviación: es el proceso de mantener el hueco dentro de límites
programados, relativos al ángulo de inclinación y separación horizontal, medidos
desde la vertical.
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La perforación es un proceso tridimensional, donde la broca penetra no sólo
verticalmente sino que también puede ser desviada de In vertical ele los planos X-Y.
El plano X se de(íne como el plnno de dirección y el plano Y como el plano ele
inclinación, los ángulos asociados con la deílección en los piemos X-Y son
llamados ángulos de "dirección'' e "inclinación", respectivamente.
3.1.1 Clasificación de los pozos ho.-izontalcs.
Se realiza de acuerdo a sus regimenes de construcción de ringulo, sobre la base de In
longitud de su radio:
n) Método de cm-va tura convencional (Radio Corto).
Donde el rate de construcción es de 1 º a 4 º/pie.
El radio de construcción es de 20 a 60 n.
La longitud lateral es limitada, así como las operaciones de completación.
Los pozos pueden ser revestidos y registrados.
Requiere de un equipo especial y de múltiples vi,�jes. para cambiar el conjunto de
fondo.
En estn aproximación, los conjuntos de mesa rota.ria, molor de fondo, herramientas
de perforación y operaciones, son esencialmente convencionales. Los costos. sin
embargo, son mucho más altos debido a las muy altas secciones de construcción del
ángulo.
Se tendrá un buen control vertical, pero a su vez una falla de control del azimut con
el sistema mecánico de entrada del reservorio.
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Las operaciones de registro pueden ser transmitidas a través de los tubos de
perforación.
b) Método de mediana cm-vatura (Rndio Medio).
El rate de construcción es de 8º(ª�20º/100 n., para reperforar horizontaJmente
intervalos de po7.os e:--:istentes. Puede lograrse hasta 2500 n., de sección lateral, por
lo tanto no existen limitaciones. Es posible atravesnr ,·erticaJmente formnciones
inestables, pero revistiendo lns secciones laterales antes de perforar.
El radio de construcción es de 300 a 700 fl.
Este método tiene un buen control del azimut (dirección). asl como en la entrada del
resen1ono.
Esta tecnología ha sido desarrollada por ARCO.
Las tecnologías y las herramientas tienen que ser probadas sucesivamente en
muchas áreas, incluyendo las naturalmente frncturndas y que poseen dos
características significativas en el desarrollo de lá tecnología de la perforación
horizontal:
1. Muchos de estos reservorios son de gran espesor. Basados en el registro de
ARCO, el 6Y% de los reservorios conocidos son fracturados·, en los EE.UU.,
y tienen una potencia de 400 ft. o más.
2. Muchas de las bqjas permeabilidades, en estos reservonos naturalmente
fracturados, se pueden estar produciendo a partir de completaciones n hueco
abierto. Un radio de 300 fl., fue seleccionado por ARCO como la curvatura
de porción del ángulo, construido para manl.ener el pozo perforado
completo dentro de la formación productiva. Otros objetivos fueron:
perforar 1000 n. de pozo horizontal y el uso de 1111 equipo convencional.
e) Método de alea curvaturn (Radio La1·go).
15
El rale de construcción es de 1 º (él, (iº/100 íl.) y su radio de construcción es de 1000
a Ci000 n. Utili7.a sistemas de perforación convencion:11. los que se emplean para
generar la curva durante la perforación de In parle lnleral del po7.0. La sección
horizontal es de 4000 n.
Se tiene un buen conlrol del a;r.imuL así como In mós grande e\:lensión lalernl nnles
de enlrnr al reservorio.
El despla7.amiento y la longitud de la sección lateral est:1rán limitados por el torque
resultante y por el arrastre. registrndos por los componentes de lc1 sarlél, así como
también por la capacidad del equipo de perfornción.
La existencia de altos costos ele perfornción.
Radio Ultra Corto
(Tasa de construcción: 10° @ 30° /íl). Su radio de construcción es de 1 a 2 íl.
Requiere de un sistema Jet de alta presión de agua, para generar la curva
rápidamente, obteniéndose en algunos casos altos regímenes de penetración.
3.1.2 Ventajas de un Pozo Ho,;zontal.
1. Incrementa la productividad del pozo, debido a una mayor área de dren�je,
expuesta en la zona productiva.
2. Acelera y/o incrementa la recuperación final de petróleo.
3. Posibilita menores caídas de presión alrededor del pozo.
4. Maximiza la producción y las reservas, de rescrvonos o de yacimientos
naturalmente fracturados.
16
5. Reduce la posibilidad de ocurrencia del fenómeno de conificación por invasión
de agua� en presencia de aculíeros de fondo. En situaciones en las que se
verifica la llegada de agua o de gns, el pozo horizontnl presenta vent�jas ya que
es posible situarlos en la parle alta del reservorio, o del yacimiento, evitándose
este fenómeno.
Otra superioridad que ofrece es la referidn al petróleo pesado desplazado por el
agua, en cuanto el factor de movilidad sea desíavornhlc.
6. Reduce el número de pozos verticales para drenar un:i zona productiva
7. Presenta venl�jas para la recuperación térmica. En el caso que se tenga en
cuenta un pozo inyector, a una profundidad definida., permitirá la fácil
penetración del vapor, de tal manera que la zona por él invadida se extienda de
manera regular, disminuyendo aJ mismo tiempo las pérdidas térmicas.
8. Permite conocer la evolución lateraJ de las facies v la distribución de los
fluidos en el yacimiento.
De existir un buen potencial para la perforación de pozos horizontales, algunas de
sus aplicaciones serían:
a) M�jorar la productividad de un reservorao de poco espesor, ubicado por
deb�jo de otro que produzca petróleo pesado (producción mixta API).
b) Producir petróleo en la situación que se tenga un nculfero de fondo.
Mejorar la productividad de los yacimientos o reservorios pobremente
drenados y de b<1:ia permeabilidad.
c) En los yacimientos o reservorios con fracturas verticales paralelas, un pozo
horizontal, dispuesto perpendicularmente a ellas, es susceptible de
atravesarlas en gran número, pudiéndose asl obtener aumentos de
productividad mucho más importantes.
d) La productividad de un pozo horiz.onlal aumentn con la longitud de éste,
aunque más lentamente ya que interviene la ley logarítmica Presión Vs.
17
Distancia. Los cálculos analíticos y las simulaciones con modelos
numéricos indican que el aumento de productividad puede alcanz.ar
corrientemente un factor de 3 a 5.
ALGUNAS FORMACIONES
NATURALMENTE FRACTURADAS
POZO PERFORADO
ACUMULACIONES DE PETRÓLEO
POZO VERTICAL
CONIFICACIÓN DE AGUA
POZO � PERFORADO
DISMINUCION DE LA CONIFICACION DE AGUA EN UN POZO HORIZONTAL
PETRÓLEO ENCIMA DEL AGUA
FORMACIONES PARCIALMENTE
DEPLETADAS
POZO PERFORADO
PETRÓLEO
! DRENAJE AYUDADO'
POR EFECTO DE LA GRAVEDAD
18
POZO HORIZONTAL Vs. FRACTURA HIDRÁULICA EN FORMACIÓN DE BAJA
PERMEABILIDAD
• •
ZONA
PRODUCTIVA . .
. .
. .
. .
• •
• •
• •
• • •
• •
• • . .
. .
•
POZO HORIZONTAL PARA FORMACIÓN ESTRATIFICADA CON BAJO ÁNGULO DE BUZAMIENTO
19
-
'¡ •
,
•
. ,.
_,
. ,.
.,_
POZO HORIZONTAL EN FORMACIÓN ESTRATIFICADA CON AL TO ÁNGULO
DE BUZAMIENTO
hl:."777.'Tf CONTACT AGUA
PETRÓLEO
POZOS HORIZONTALES MEJORADOS POR DEGASIFICACIÓN DE CARBÓN
' •
•
• •
-
•
20
-
..
21
POZOS HORIZONTALES AYUDAN EN EL DESARROLLO DE LAS ESTRUCTURAS O CANALES DE ARENA
• • •
•
• •
•
• •
•
• •
• • • •
LOS POZOS HORIZONTALES PROVEEN ÁREAS MÁS GRANDES PARA INYECTAR AGUA, VAPOR, CO2, ETC. PARA
AUMENTAR LA RECUPERACIÓN DE PETRÓLEO
ftJ
•
•
22
3.1.3 Cuándo perforar pozos hori:wntnlcs. Fadorcs que influencian.
Jnicialmente, se tuvo que intentar definir las condiciones bajo las cuales, los pozos
horizontales tendrían un comportarniento significntivnmenle superior a los pozos
convencionales, sobre la base de que estos últimos proveían las referencias básicas
para la evaluación económica de candidatos para este tipo de desarrollo.
Se hará una primera estimación de la productividad y de los rates críticos para la
con ificación.
La posibilidad de perforar pozos horizontales deberíri ser evaluada por:
El espesor y el compactamlento del reservorio, especialmente si se sospecha
de fracturas verticales.
Las formaciones estratificadas y de poco espesor.
La escasa columna de petróleo o una pequeñn diferencia de densidad entre
el agua y el petróleo.
Las formaciones suaves, como el yeso, . las cuales estarán expuestas al
colapso.
La longitud lateral del drenaje que se alcanzaría.
Las heterogeneidades del reservorio, tales como las fallas y las variaciones
de las permeabilidades (anisotropía).
La razón de la permeabilidad, vertical a la hori7.ontal.
Los accesos a varios estratos de alto buzamiento.
Los accesos a estratos de dificil ubicación.
23
La existencia de restricciones topográficas.
};>- El proveer un incremento en la eficiencia de barrido para el proyecto EOR,
3.1.4 Determinstción del Punto de Desvinci(,n (KOP).
1. Se denomina Punto de Desviación (Kick OfT Poinl) a la profundidad vertical
donde se inicia la desviación del pozo, con una dirección e inclinación
programadas.
2. La selección del punto de desviación es dado por las consideraciones
geométricas del perfil de la trayectoria y por las características litológicas.
3. Si existiesen formaciones con problemas debería considerarse, además, para
la selección del punto de inicio del KOP, los siguientes criterios:
4. Consideración litológica, ya que la herramienta direccion.11 se ve muchas
veces influenciada por la formación.
5. El factor económico, se tendrá en cuenta considerando la curva más corta,
lográndose una mejor entrada al reservorio.
6. Restricciones de la entrada al reservorio.
7. Experiencia previa en la zona.
3.1.5 Criterios de selección para pozos hórb;ontales.
Para determinar la factibilidad de perforar horizontalmente, la primera estimación
que se realiza es la de calcular las relaciones de los índices de productividad, entre
un pozo horizontal y uno vertical (Jh / Jv ).
24
Los cuatro métodos equivalentes, empleados para tal propósito fueron:
1. Babu y Odeh
2. Sherrard , Brice & Me Donald
3. Reiss
4. Joshi
Las ecuaciones básicas para cada uno de ellos se muestran en el Anexo # 1.
La relación del indice de productividad es el principal indicador que va a calificar a
un pozo como candidato a ser perforado horizontalmente.
Cuanto mayor es la razón de (Jh / Jv), menor es el espesor neto de la arena, pero es
directamente proporcional a la razón (kv/ kh).
8
6
2
o
o
EFECTOS DEL ESPESOR DEL RESERVORIO
POZO VERTICAL.VS. HORIZONTAL NO
Kv = �
Av = � = 30 acres
J = Indice de productividad
300 600 900
LONGITUD DE POZO HORIZONTAL, PIES
1200
100
ºº
wO ...J (.)
�550 ..... o w o:: o_ o_
RELACIÓN DE VOLÚMENES PRODUCIDOS DE PETRÓLEO DESDE POZOS VERTICALES Y
HORIZONTALES EN DIFERENTES TIEMPOS DE PRODUCCIÓN Y LONGITUDES DE POZO HORIZONTAL
25
12
Tiempo de producción (días)
4
o
LONGITUD DE
POZO = 50 PIES
VERTICAL
750
1830- 5af\os
o 500 1000 LONGITUD DE POZO HORIZONTAL, PIES
EFECTO DE LA PERMEABILIDAD
POZO HORIZONTAL
POW VERTICAL
10 md -
--
--
-
--
-
--
-
--
-
- ---- ---- ---- ----
1md __ _---- ---- ---- ----
1 md
500 1000 1500
TIEMPO DE PRODUCCIÓN (OÍAS)
26
En el c<1so de un pozo hori7.ontal de 1000 n. de longitud. la nv.ón (Jh / Jv) varía de
2 hasta más de 5, inversamente proporcional al espesor nclo de la arena; cuanto más
delgada es la potencia del yacimiento, mayor es la ra7.Ón (Jh / Jv).
Esta relación también es directamente proporcional a la rnz.ón (Kv/ Kh). En el caso
de los yacimientos en que (Kv / Kh) es 0.2, la ra7.Ón (Jh / Jv) es aprox. la mitad de
aquélla para (Kv=Kh). Por lo tanto, un buen candidato sería una arena limpia,
compacta y delgada, con un buen soporte de presión lil11sl{1ticn
Otros indicadores serian :
1) La razón de tasas críticas b�jo la cresta del reservorio y la coniltcación para
pozos horÍ7.ontales y verticales, respectivamente.
2) El factor de reemplazo (Fr.), propuesto por Giger y normali7.ado por Joshi,
el cual es un indicador para determinar el número de pozos verticales que
pueden ser equivalentes a un pozo horizontnJ.
El sondeo analítico debe ser veriltcado por medio de simulación de reservorios,
ubicando los pozos horizontales en posiciones estructurnles altos, alineados con el
eje de la estructura. El propósito de realizar la simulación fue el de estimar
principalmente los incrementos de reserva que le serán ntribuidos a 1<1 perforación
de pozos horizontales, ya que es diílcil estimarlos por métodos analíticos.
3.1.6 Selección y evnluación de candidatos ,rn .. a pozos hoa·izontnles.
27
La selección de áreas, para po7.os hori7.ontales, se renJi7.a considerando vanos
factores:
a.- El estado actual de explotación del área.
b.- Consideración de los po7.0S activos, que drenan el área de influencia
propuesta para el po7.o hori7.ontaJ.
c.- La posición estructural del pozo hori7.ontal.
d.- Los riesgos inherentes que existieron.
e.- La profundidad del yacimiento.
f.- La actividad de un acuífero, de una capa o ca.c;quele de gas si lo hubiese.
g.- Control operacional, etc.
3. l.7 CarnctelÍsticas ideales de los 1·eservorios candidntos:
a.- Sistemas naturahnente fracturados.
b.- Formaciones de baja permeabilidad.
c.- formaciones estratificadas.
d.- Formaciones con capa de gas y/o agua de fondo.
e.- Formaciones parcialmente depletadas.
3.1.8 Problemas en la perfornción de un pozo.
ESTABILIDAD DEL POZO
Formaciones no consolidadas
28
Generalmente se encuentran en la parle supenor del pozo. Son arenas sueltas,
gravas y limonitas, que pueden íluir dentro del pozo.
Por lo tanto. incrementar el peso del lodo no solucion:i direclrunenle el problema
pero puede ayudar a la formación del revoque, lo cual estabiliza las formaciones.
Un buen revoque es m�jor que un sobrebalance, esto es la clave para prevenir la
inestabilidad y la pega de la tubería
FORMACIONES NO CONSOLIDADAS
í - . ... . :�\. .. " . , \
. . / . .
-,_:_:.'.-_ . -_ -�:;._:) (.,)
,- .·
/ /
\ --, ..
• •• •• • ,.· - • w _-_ •
Prevención de la pega de tubería
- ----- -----, ----- �
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( :. /�,� -- '_.
{/)
. I _,,.-,_-.. - ' .. ----- ...
_J
, , /' -· , ..
El lodo debe diseñarse para formar un revoque cohesivo, de baja permeabilidad.
Emplear un caudal óptimo para la limpieza del pozo, ya que la velocidad adicional
puede erosionar el revoque que se haya formado y perturbar la formación.
Se debe evitar rolar la broca o los estabilizadores frente a las formaciones no
consolidadas. Ello puede causar la remoción del revoque e inducir Ja inestabilidad.
29
Cuando se pase a través de formaciones problemáticas debemos hacerlo en forma
cuidadosa, para minimizar la remoción de la costra.
Finalmente, vamos a considerar la colocación de plldoras viscosas en la formación,
antes de seguir perforando. Esto le puede dar cierta cohesión a la formación.
PEGA DIFERENCIAL
Propiedades y t.-atnmientos del lodo
La siguiente recomendación deberá seguirse sólo en el caso de que no se disponga
de una información más específica que la del ingeniero de lodos, del grupo de
operaciones local o del grupo de campo.
Prácticas para evitar In pega diferencial
1. Planifique anticipadamente, esté alerta a los problenws de las formaciones. Las
fom1aciones penneables, como areniscas y calizas, tienen el mayor potenciaJ de
pega diferencial Recuerde que una fomrnción problemática permanece como taJ
hasta que es revestida.
2. Planes de contingencia. Asegúrese en la localidad un suministro adecuado de
lubricantes, íluidos para píldoras y material de pérdida de circulación.
Seleccione los BHA para un mínimo contacto con las paredes, durante la
perforación de secciones en las que haya un alto riesgo de pega diferencial. Si es
necesario use estabilizadores de menor diámetro (desgastados) hacia la parte
superior del BHA; ello no afecta el control direccional.
3. Mantenga el peso del lodo en el mínimo necesario para perforar la sección.
Monitoree y mantenga todas las otras propiedades del. lodo, especiaJmente los
geles; los sólidos de b�ja gravedad y el filtrado.
30
4. Tenga un espacio disponible en las cantinas, cuando esté períorando secciones
con alto potencial de pega� parn permitir el rne7.cladn y desplazamiento rápidos
de tratamientos, si llega a ocurrir la pega.
5. Mantenga la tubería en movimiento y circule. Siempre que sea posible emplee
métodos o equipos de registro de dirección que requieran que In luberia
permanezca estática el menor tiempo posible, como el MWD. En las secciones
críticas_ rote la tubería lenlamente, con lac; cuñas p11cstns, en las conexiones y/o
registros de dirección, para reducir el riesgo de la pega diíerenciaJ.
6. Monitoree continuamente la presión del po7.0. Los aumentos de sobrebalance
incrementan la posibilidad de quedarse pegados. Por encima de las 500 psi de
sobrebalance se incrementa significativamente el riesgo de una pega diíerencial,
a medida que aumente el ángulo del pozo.
Contenido de sólidos
El control de los sólidos de baja gravedad (LGS) es cruciaJ para evitar la pega
diíerencial, tanto para lodos base aceite como para sólidos base agua. Guíese por la
INICIO DESVIACIÓN TOPE FM. BASAL SALINA BASE FM. BASAL SALINA FONDO DESVIACIÓN
MEDIDA 8400' 9360' 9640' 9900'
53
PROFUNDIDAD
VERTICAL
9300· 9530' 9750'
(PROF. FINAL POZO PILOTO RUMBO DESVIACIÓN SUR 20 GRADOS OESTE
' * Pozo Horizontal
MEDIDA
PROFUNDIDAD
VERTICAL INICIO DESVIACIÓN 9000' 8990' TOPE FM. BASAL SALINA 9420. 9320' SECCIÓN MEDIA FM. 8S. SALINA 9610' 9450· FONDO SECCIÓN HORIZONTAL 10900' 9780' (PROF. FINAL DE PERFORACIÓN) RUMBO POZO HORIZONTAL SUR 20 GRADOS OESTE DISTANCIA DE LA SECC. HORIZONTAL : 1300 Pies
Estraügrafta: La secuencia y potencia estratigráfica que atravesará el pozo ( Pozo Horizontal) es la siguient
FORMACIÓN TOPE ESPESOR MEDIDO
VERDUN o· 1480' TALARA 1480' 2790' CHACRA 4270' 910' PALEGREDA 5180' 790' MOGOLLÓN SUPERIOR 5970' 570' MOGOLLÓN MEDIO 6540' 140' MOGOLLÓN INFERIOR 6680' 950' SAN CRISTOBAL 7630'(1) 1730'(1) BASAL SALINA 9360'(1) 280'(1) LA DRAGA/ BALCONES 9640'(1) 260'(1) PROi=UNDIDAD FINAL 9900'(1) SAN CRISTOBAL 7630'(2)
1
1790'(2) BASAL SALIIINA 9420'(2) 190'(2) SECCIÓN MEDIA BASAL SALINA 9610'(2) 1290'(2) PROFUNDIDAD FINAL 10900'(2) (1) POZO PILOTO (DIRIGIDO)(2) POZO HORIZONTAL
1 2
3
4
5
6
7
8
9
10
t1
12
13
14
15
PROGRAMA GENERAL PARA EL POZO HORIZONTAL PROPUESTO
Este sistema también puede medir, aparte de Jos datos direccionales
(inclinación, azimut, posición de la cara de la herramienta), lo siguiente:
("') Las características de la formaciones, con el empleo de los registros
Gamma-Ray y de resistividad.
C') Los parámetros de perforación en el fondo, como son el peso sobre la
broca, el torque y los RPM.
Esta información es requerida cuando se está perforando el pozo
horizontal.
Las principales ventajas del sistema MWD son:
(*) Los tiempos de registro son de 2/3 de minuto, cuando se está realizando
las conexiones de la tubería.
("') La mejora del control y determinación de la posición real de la broca.
(*) La reducción en el tiempo de los registros.
(*) La reducción en el riesgo de agarre del .conjunto de fondo, por presión
diferencial.
(*) Reducción de los patas de perro.
(•) La reducción del número de correcciones con el uso de los mototes de
fondo.
6.3 Herramientas auxiliares
a) Estabilizadores
77
Estas son herramientas tubulares usadas en la perforación direccional y
horizontal, para controlar o variar el ángulo de inclinación, disminuir los
riesgos de agarre por presión diferencial, los putas de perro y los ojos de
llave.
Los estabilizadores varían de posición en el conjunto de fondo, dependiendo
de los requerimientos de su trayectoria.
Son usados para controlar el ángulo de inclinación y la dirección.
e) Drill Collars (botellas)
Son usados en el conjunto de fondo para dar peso a la broca, así corno
también la rigidez requerida. Sirven para controlar la dirección del pozo.
En ciertas condiciones de perforación se van a utilizar botellas de tipo espiral,
que van a favorecer la circulación del lodo, as( como la disminución del área
de contacto con la pared del pozo, reduciendo la posibilidad de agarre por
presión diferencial.
d) Short Drill Collar (botella corta)
Esta botella se utiliza para facilitar el arreglo del conjunto de fondo, de
acuerdo a las necesidades de la perforación.
Así mismo, se usan para poder espaciar los estabilizadores y también para ser
colocadas encima del estabilizador, cerca de la broca.
78
e) Monel (botella antlmagnétlcn)
Se le utiliza· para colocar los instrumentos de medicíón en el fondo,
recubriéndolos para evitar cualquier interferencia magnética durante la toma
de los registros, permitiendo as( lecturas de mayor precisión.
t) Heavy wate (tuberia de transición)
Esta tuberla nos proporciona un peso intermedio en la sar-to de perforación.
Tiene menor área de contacto con la fonnación' debido a las puntas largas que
posee. Son tubos de pared gruesa y de similares dimensiones a la tubería de
perforación.
Así mismo, debido a su peso y forma puede mantenerse en compresión,
excepto en pozos verticales de gran diámetro.
Esta tubería se utiliz.a en pozos direccionales y horizontales, debido a que:
(*) Reduce el torque y el arrastre de la sarta de perforación.
(*) Reduce el riesgo de agarres por presión diferencial.
(*) Reduce el riesgo de fallas en las conexiones, cuando se perfora a
través de palas de perro.
La tubería heavy wate proporciona estabilidad al tener menor contacto con la
pared del pozo, permitiendo controlar mejor la inclinación y la dirección.
Es muy importante que dicha tubetfa esté presente entre los dril! collars y el
drill pipe. Por experiencia, se deberla considerar un número de entre 20 a 25
tubos, ya que con ello se va a permitir un mejor control de la trayectoria.
79
g) Bcnt sub (sustituto desviado)
Esta herramienta tiene el pin desviado, respecto a su eje vertlcal, en una cierta
cantidad de grados (de I º a 3 °). Es colocado encima del motor de fondo para
forzar a que la broca genere una cierta curvatura rn ientras se va perforando, es
decir, sirve para dar inicio a la desviación del pozo.
h) Universal bottom bote orlentntion (UBHO)
Esta herramienta es un niple pequeflo con una camisa desviadora, que se
coloca encima del bent sub y que va a facilitar el asentamiento de los
instrumentos de medición. También se le conoce como sustituto orientador.
i) Martillo golpeador (JAR)
Esta herramienta se coloca en la sarta de perforaciún. Va a ser usada en casos
de agarres de caf\erías.
El martillo puede ser mecánico o hidráulico y va a golpear hacia arriba y
hacia abajo.
Si la sarta se pega durante la extracción de la tubería, entonces, se debe
martillar hacia abajo y viceversa.
80
LISTA DE HERRAMIENTAS
Bit Slze Qty. Tools 00 length. Welgt. (lb)
8 1/2 " 2 PowerPak 6 3/4" 21.39' 1750
4 Sleeves 8 3/8" 6 3/4" 1' 20
2 Stab 18 WM 8 3/8" 6 3/4" 6' 675
2 NB 8 1/2" 6 3/4" 6' 675
2 Float Subs 6 3/4" 3· 334
2 UBHO Subs 6 3/4" 3' 334
3 NMDC 6 3/4" 31' 3342
Short NMDC 6 3/4 " 10· 1114
2 Jar + FJ 6 1/4" 31'
6" 2 PowerPak 4 3/4" 16.62" 620
3 Sleeves 5 7 /8" 4 3/4" 1 10
2 Stab 18 WM 5 7/8" 4 3/4" 6' 250
2 Float Subs 4 3/4" 3· 155
UBHO Subs 4 3/4" 3· 155
3 NMDC 4 3/4" 31' 1554
2 Short NMDC 4 3/4" 10· 518 '
2 Jar + FJ 4 3/4" 31'
30 Heavy Wate 4 1/2"
30 Heavy Wate 3 1 /2"
120 Drill Pipe 3 1/2''
..
7 C0!4tfC,i�rrr�· ni Fr.fflTKJ
7.1 Teoría de los Conjuntos de Fondo
81
Son componentes tubulares que se ubican entre la broca y la tubería de perforación.
Sus funciones básicas son:
j) Controlar la dirección y la inclinación.
k) Proporcionar peso a la broca, durante la perfotación.
l) Evitar la formación de "patas de perro" y "ojos de llave", en la curvatura
del pozo.
m) Minimizar los agarres de la sarta de perforación, debido a la presión
diferencial.
n) Mejorar el rendimiento de las brocas.
Para el caso de la perforación horizontal se utilizaron los siguientes conjuntos de
fondo:
1.- Conjunto no rotario, el cual se utiliza para iniciar la desviación y la orientación
del pozo. Está constituido por la broca, el motor de fondo, los sustitutos de
desviación y las botellas.
2.- Conjuntos rotarios; son utilizados para continuar la perforación de la
trayectoria d isef'lada.
Estos conjuntos de fondo tienen diferentes ubicaciones, como son los casos de los
estabilizadores, de las botellas cortas, de las reducciones (cross over), etc.
82
Estos conjuntos de fondo afectan la trayectoria del pozo, por lo tanto se debe
realizar una adecuada planificación en los disetfos para las di ferentes condiciones
de desviación.
Todos ellos causan una fuerza lateral sobre ia broca, originando los siguientes
efectos:
t.- Incremento de la inclinación, que da origen a una fuerza latera_l positiva.
2.- Mantenimiento de la inclinación, que da origen a una fuerza lateral cero.
3.- La disminución de la inclinación, que dará origen a una fuerza lateral
negativa (efecto pendular).
Los cambios de dirección pueden ocurrir por efecto del tipo de broca empleada,
debido a la tendencia de dirigirse a la derecha o a la izquierda.
Todo lo anteriormente mencionado se puede minimizar o Incrementar, con
conjuntos de fondo espec(ficos y la variación de los parámetros de perforación.
7.2 Tipos de Conjuntos de Fondo
Dos tipos de Conjuntos de Fondo fueron empleados para la perforación det pozo
horizontal, incluyendo al pozo vertical desde la superficie hasta una profundidad de
7.851 ft. y Ía perforación de la sección tangencial (Pozo Piloto).
I Conjunto para incrementar el ángulo.
Este conjunto es utilizado pára iniciar la desviación y orientación de la
curvatura del pozo, as[ como el uso de un motor de fondo y de una herramienta
. i de deflección.
83
Posteriormente se va a emplear un cor1junto rotarío, el cual es empleado para
continuar con el incremento del ángulo hasta alcanzar un ángulo máximo
programado ( 30° ).
El conjunto rotario utiliza normalmente dos estabilizadores, tino de los cuales
estará ubicado cerca de la broca (Full Gage) y el otro se ubicará a 90 ft.
El peso aplicado sobre la broca va a afectar el rate de incremento del ángulo.
11 Conjunto para mantener el ángulo.
Este conjunto tiene por objetivo reducir la tendencia del incremento o
disminución del ángulo de inclinación. Se le utilizó en la sección tangencial del
pozo, así como en la sección horizontal, con la adición de un bent housing; el
que ayuda a realizar pequeflas correcciones para mantener la sección horizontal
programada.
Cabe mencionar que lograr mantener el ángulo constante es difTcil, ya que los
efectos de la formación (buzamientos) y la gravedad pueden alterar las
condiciones del pozo.
Usualmente, para mantener el ángulo, como en el caso de las secciones
horizontal y tangencial, se utilizaron los conjuntos de fondo con tres
estabi1izadores, colocados a ciertos intervalos. A estos conjuntos también se les
conoce como conjuntos empacados.
Para estos conjuntos de fondo, el peso sobre la broca va a tener un efecto
mínimo. Por lo tanto, será posible optimizar la velocidad de penetración según
los tipos de broca que se utilicen.
8 PROBLEMAS EN LA PERFORACIÓN DE UN POZO HOIUZONTAL
84
Todo pozo durante su perforación presenta cierto número de problemas. Cuando el
ángulo de inclinación se incrementa, dichos problemas son más severos.
El grado de dificultad se reflejá en el tiempo de perforación y en su costo.
Los problemas que normalmente se presentaron son:
1) Control de la trayectoria.- Todo pozo, programado para alcanzar un objetivo,
sigue una trayectoria predeterminada, para lo cual se usará ciertos conjuntos de
fondo. Estos pueden ser afectados y con ello generar cambios en la trayectoria.
Los factores que lo pueden ocasionar son:
}:- Cambios formacionales.
>-> Excesivo o b�jo peso sobre la broca.
>-> Inadecuada selección de los conjuntos de fondo.
Manejos de giro, tanto a la derecha como a la izquierda, son pennitidos en la
trayectoria para intersectar la zona del objetivo.
Por esta razón, es importante la experiencia que se tenga acerca del
comportamiento de giro de los conjuntos de fondo, con algunos ttpos de broca
en diferentes formaciones.
Cambios severos en la trayectoria van a ser corregidos con el motor de fondo.
85
Se deberán tener las siguientes consideraciones:
)> Conocimi�nto de Íás formaciones.- Un pronunciado buzamiento de la
formación ocasionará un cambio en la dirección del pozo, la
penetración de Ja broca se orienta en forma perpendicular al
buzamiento. Esto se puede evitar usando un conjunto de fondo tígido o
empaquetado, antes de ingresar a dichas formaciones.
)> El uso de conjunto de fondo adecuado.- El tipo de conjunto de fondo
va a depender del tipo de formación. Así, en el caso de formaciones
medianamente duras se va a requerir de mayor peso sobre la broca y la
utilización de un conjunto de fondo rígido.
2) Severidad en la pata de perro.- Un cambio brusco, en el ángulo de
inclinación y dirección del pozo, puede originar el efecto de curvaturas severas
en el perfil de la trayectoria. Esto se constata en. el incremento del torque y el
arrastre en la sarta de perforación.
3) "Ojo de llave" (key seat) .- Se forma cuando la sarta de perforación pasa por
un pata de perro. En esta curvatura la sarta estará en tensión y tratará de
enderesarse al pasar por el pata de perro. Esto genera una fuerza lateral debido
al peso de la sarta, por debajo de este punto, la que a su vez es usada para
cortar el centro del arco mientras gira. Este peso es proporcional a dicha fuerza
si está debajo de la pata de perro. El ojo de llave se va a formar solamente si la
formación es lo suficientemente blanda y si In fuerza lateral es lo
suficientemente grande para que la tubería de perforación penetre en dicha
fonnación.
4) loestabilidad de las paredes del pozo.- Al Iniciar o finalizar la perforaciórt de
algunas formaciones, reconoceremos la tendencia de éstas a hacerse inestables,
dependiend·o del tipo de fluido de perforación. Esta inestabilidad causa
derrumbes y acumulación de recortes alrededor del conjunto de fondo, 1o cual
ocasionará un agarre de la sarta.
La inestabilidnd puede ocurrir por las siguientes causas:
>"" Zonas de lutita que contienen arcillas que son hidralables.
>"" Formaciones fracturadas.
>"" Zonas de lutitas sobrepresurizadas.
86
)i>' flujo turbulento en el anular erosionando las paredes del hueco de
formación blanda.
Las lutilas, al absorver el agua, van a originar la disminución del esfuerzo a la
compresión de las rocas, con la consecuente expansión y calda de ellas al fondo
del pozo.
El grado de hinchamiento de estas lutitas va a depender de la composición de
las arcillas contenidas.
4) Atascamiento por presión diferencial.- Cuando existe una alta pérdida de
filtrado de lodo, en una zona permeable y porosa, esto va a originar el aumento
del espesor del revoque de la pared del pozo, con la consecuente acumulación
de sólidos en dicho revoque, sobre la superficie del conjunto de fondo, y con el
consecuente aumento de la presión hidrostática del lodo, mayor que el de la
formación.
5) Pozo estrecho.- Un desgaste excesivo de la broca puede dar por resultado un
pozo estrecho. AJ bajar la siguiente broca podría quedarse atascada, en ese
pozo de menor diámetro.
Debido a las altas revoluciones por minuto, el material de revestimiento de las
brocas se va desgastando paulatinamente. En formaciones muy abrasivas, el
cuerpo de dicha broca se erosiona, dando por consecuencia un hueco reducido
en el fondo .. Entonces es posible que, al bajar una nueva broca de diámetro ert
calibre, si no se tiene especial cuidado, se origine un agarre de cafier(a por
hueco reducido.
87
Por lo tanto, para evitar problemas de este tipo se debe tener especial cuidado
en el uso de brocas con mayor protección del dii11netro, a base de carburo de
tungsteno, así como en la reducción de las horas de rotación y el rimado de
algunos tubos antes de llegar al fondo.
Siempre, mida el calibre de las brocas, de los estabilizadores y de todas las
demás herramientas del mismu diámetro del po7.o. cuando salga del pozo.
Si se saca una broca desgastada en su diámetro, ha_je la siguiente despacio y
repase la sección que quedó por debajo del primer estabilizador que salió sin
desgaste en el último Bl·lA, hasta el fondo.
Si se reqrnere mucho rimado, considere sacar de nuevo la broca, ya que el
rimado pudo haberle reducido su diámetro o haber dafíado los insertos.
Use brocas con protección del diámetro, cuando sen necesario.
Si la broca tricónica sale fuera de calibre, se tendr.í cuidado a I bajar una broca
PDC, ya que es más rígida y puede quedarse atascada.
Si se produce la pega. Golpee con el jar hacia arriba con la máxima fuerza,
para liberar la broca.
1 -·
\. ..
HUECO ESTRECHO
Arenizca
Abrasiva
9 EXPERIENCIA EN LA PERFORACIÓN DEL POZO HORIZONTAL
9.1. Tipos de formaciones:
88
Los tipos de formaciones perforadas en cada sección de la trayectoria de este
pozo son:
}o> El la sección vertical, se atraviesan las formaciones Verdún, Talara,
Chacra, Palegreda, Mogollón y San Cristóbal, las cuales están
constituidas por arenizcas con intercalaciones de Jutitas; lutitas con
desarrollos aislados de arenas y arenizcas; conglomerados de cuarzos;
cuarcita con arenizcas y finalmente lutitas grises con intercalaciones de
arenizcas calcáreas y conglomerádicas. Esta sección se perforó hasta 7
840 :ft.
}o> En la sección del incremento del áng�lo y de la sección tangencial,
las formaciones perforadas son San Cristóbal, Basal Salina y la Draga
Balcones, que están constituidas por lutitas grises compactas, cuarzo,
cuarcita con intercalaciones de arenizcas grises claras, lutilas y lutitas
grises oscuras respectivamente, hasta una profundidad aprox. de 9 900
:ft.
}o> En la sección horizontal, las formaciones perforadas son: Basal Salina
y San Cristóbal, las cuales están constituidas por un conglomerado
masivo de cuarzo, cuarcita con intercalaciones de arenizca gris clara,
además de lutitas y lutitas grises compactas respectivarnente. Ésta
sección se perfora hasta una longitud aproximada de l 060 ft.
La profundidad final medida fue de I O 840 fl., en este pozo.
Las formaciones perforadas en el noroeste se caracterizan por ser de
una dureza que va desde: blandas, medianamente blandas, duras y
abrasivas.
89
En los gráficos y anexos se muestra la columna litológica del pozo
horizontal perforado en el nor-oeste.
9.2. Disefto de In trayectoria
Está basado en la planificación de un pozo en el N.O., considerando lo
siguiente:
a) Almacenamiento de la información geológica, de las coordenadas de
superficie, del fondo y de la profundidad vertical del objetivo. Se va a
determinar parámetros como:
(*) La separación horizontal hasta el objetivo.
(*) La dirección de la trayectoria hasta el objetivo.
(*) El radio del objetivo.
b) Con los datos de separación horizontal, profttndidad vertical final, inicio
de desviación y velocidades de incremento del ángulo, se determina el
ángulo máximo del pozo, el cual nos da la idea de la curva de la
trayectoria. Dicho ángulo máximo será permisible en las condiciones
dadas de perforación que existan en el área.
Los valores de diseño empleados en el noroeste son:
(*) Profundidades de inicio de las desviaciones: KOP Nº l = 8 141 fi.;
KOP Nº 2 = 9 334 ft.; KOP Nº 3 = 9 925 ft. MD, respectivamente.
(*) Velocidad de incremento del ángulo: 3.5 º- 8º/100 ft.
90
(*) Angulo máximo de desvjación: 30ºpara el KOP Nºl; 70º para la
sección tangencial y 75º pura la sección horizontal.
(*) Sección horizontal:± 800 a 1.000 fi. de longitud aprox.
Con estas condiciones de trayectorias el pozo se dcsutrolló con bastante éxito.
La hoja de cálculo para el diseílo de In trnyectorin es mostrada en In siguiente
figura:
e) El ángulo de conducción es usado para compensar los giros de la broca de
+ 1 °, a la derecha o a la izquierda de la dirección programada. Esto
también va a depender de si se usan brocas policristalinas (PDC) o
tricónicas, respectivamente, desde el inicio de la sección tangencial o de la
horizontal.
d) Se diseñó los conjuntos de fondo para perforar las diferentes secciones de
la trayectoria. Estos conjuntos se seleccionaron de acuerdo a los
requerimientos de la trayectoria: incremento, disminución, mantenimiento
y construcción del ángulo, efectos fonnacionales, y a la experiencia de la
perforación en los pozos vecinos del área; así como en la experiencia de la
perforación o navegación de la sección horizontal.
e) EJ control de) desarrollo del pozo se realiza utilizando el sistema MWD,
motor Power Pack.
En el Gráfico Nº2 se muestra la configuración del pozo horizontal:
91
9 .3. Tipos de broca
Los tipos de broca empleados en la perforación de este pozo fueron:
a) Brocas tricónicas. Estas brocas convencionales son utilizadas para
iniciar la desviación y desarrollar la sección de la parte superior del pozo,
en el tramo de 9 5/8". Esta broca es usada con motor de fondo y con un
conjunto rotario.
Las brocas tricónicas de 12 ¼" están siendo utilizadas, después de 1993,
con poca frecuencia debido a la introducción de brocas PDC.
Generalmente se emplean para efectuar correcciones de la trayectoria, con
motor de fondo.
Las brocas tricónicas utilizadas son de dientes o injertos y tienen un
comportamiento de giro con tendencia a la derecha.
Las cargas laterales causan un excesivo desgaste del calibre, sobre ambos
conos y rodamientos. El uso de motor de fondo en perforacion horizontal
va a incrementar los RPM entregados a la broca.
b) Brocas compactas de diamante, policristnlinas (PDC). Estas brocas
están constituidas por un solo cuerpo y son <le reciente tecnología. Los
cortadores cilíndricos de diamante policristalinos están ubicados en las
aletas, los cuales realizan trabajos de corte en las formaciones por
cizallamiento.
Esta técnica ha favorecido la obtención de altas velocidades de
penetración, en las secciones donde se usan brocas de l 2 ¼", ya que las
formaciones son blandas y de litología arcillosa.
92
El desgaste de este tipo de brocas es mínitno a1 término <le dicha
trayectoria. Es por este motivo que dichas brocas son usa�as en más de dos
pozos.
Este tipo de broca es usado en pozos direccionales del noroeste, tanto en
plataforma marina como en costa adentro, lo que permite desarrollar las
trayectorias del pozo, las secciones tangenciales. etc.
Las broces PDC de 12 ¼", que se emplean, tienen la tendencia de cambiar
la dirección del pozo ligeramente hacia la izquierda, pero a veces lo hacen
hacia la derecha, así como la de mantener la dirección del pozo en
formaciones muy blandas.
A la fecha, estas brocas policristalinas han reemplazado a las tricónicas
convencionales en la perforación de pozos, con regular éxito en el
noroeste, debido a su forma agresiva de cortar formaciones blandas a altas
velocidades de penetración, de tal forma que el control direccional no sea
afectado.
9.4.Tipos de BHA
Los tipos de cortjuntos de fondo utilizados, en el noroeste, para perforar el pozo
horizontal en sus diferentes secciones son:
a) Conjuntos para el incremento del ángulo. Son usados para iniciar la
desviación y orientar el pozo hasta alcanznr el ángulo máximo y la
dirección con un ángulo de conducción ligeramente girado a la izquierda o
a la derecha de lo programado.
Los conjuntos de fondo empleados son:
(.) Conjunto no rotario .- El cual está constituido por un motor de fondo
y un sustituto de desviación o cámara de desviación, de 1 º a 3°. Este
conjunto de fondo va a iniciar y orientar la trayectoria del pozo.
93
(.) Conjunto rotario.- Se Utiliza para culminar la desviación hasta
alcanzar el ángulo máximo y el ángulo de conducción.
Este co,�junlo uUliza dos estabilizadores; el primero debe estar cerca
de la broca y el otro a 90 fl:. El primer estabilizador debe estar siempre
en calibre para poder lograr la desviación, caso contrario, de no
cumplirse esto. será imposible.
b) Conjunto de mantenimiento de ángulo.- Estos conjuntos, que son
rotarios, han sido empleados en la sección tangente para tratar de mantener
el ángulo máximo programado. Los empleados en el noroeste son de 3 y
hasta de 4 estabilizadores, ubicados a intervnlos cortos en el conjunto de
fondo.
En la parte práctica, el ángulo máximo es normalmente incrementado en ± 2°
hasta lograr la trayectoria tangencial, ya que durante la perforación hay una
tendencia ligera de los conjuntos de fondo a disminuir el ángulo. debido a los
efectos formacionales y a los parámetros de perfornción. Es de esta fom1a que
se logra un mejor control de la trayectoria.
Para perforar la sección tangencial se emplearon hasta dos conjuntos de fondo.
En las figuras siguientes se muestran los diferentes tipos de conjuntos de
fondo, empleados a lo largo de la trayectoria del pozo perforado, en sus
diferentes secciones.
15 HWMDP 4 1/2" X
xo
JARS
xo
rn:; HWnP .d 1 /?" X
NMDC w/Slim - 1
PONY NMDC
!=ln�tS11h + I IRH()
(A675M4548) PowerPak Motor BH=1.15°
Sleeve Stab 8 3/8"
STB
Bit 8 1/2"
Talara, Perú
BHA#1
Descripción del BHA
Elemento Long (ft)
Bit 8 1/2" 0.75 Motor 21.42 Sleeve Stab 4.00 Float Sub 2.21 Pony NMDC 10.38 UBHO 2.28
NMDC/Slim 1 30.70
06 HWDP 180.00
xo 2.60
Jars 31.96
xo 1.60
15 HWSP 450.00
Sección de Levantamiento
Prof. Entrada : 8350 ft
Inclinación de : 0°
Azimuth de: 0°
Total Pies Perf.: 605 ft
Comentarios
94
OD ID
8 1/2"
6 3/4"
8 1/4"
6 1/2" 2 7/8"
6 1/2" 2 7/8"
6 1/2" 2 7/8"
6 1/2" 2 7/8"
4 1/2" 2 3/4"
6 1/4" 2 1/4"
6 1/4"
4 1/2" 2 3/4"
Prof. Salida : 8955 ft
A: 30.0°
A: 200.0°
Dogleg : 8.0°/100ft
En esta sección, después de poner casing de 9 5/8", se perforará el zapato con un BHA Liso. Se bajará este BHA con broca tricónica, y se perforará verticalmente hasta el punto de desvío (7,960 ft), y se levantará el ángulo de inclinación hasta 30°, con el fin de hacer el hueco piloto.
L-_____________________ ____.,,
HWDP 4 1/2" X g·
JARs
HWDP 4 1/2" X 18'
NMDC
NMDC w/SLIM -1
FloatSub + UBHO
Stabilizer
Short NMDC
A675 PowerPak
Motor
BH= 1.15º
Sleeve Stab 8 3/8"
Bit 8 1/2"
Talara, Perú
BHANº 2
Descripción del BHA
Elemento Long (ft)
Biit 8 1/2" 0.75 Motor 21.40
SNMDC 8.00 Stab 6.00 Float Sub 2.6
UBHO 2.6 NMDC 31.00
NMDC 31.00 HWDP 540.00
Jars 34.00 HWDP 270.00
Sección Tangente - Hueco Piloto
Prof. Entrada : 8955 f t
Inclinación :30.0º
Azimuth :200.00°
Total Pies : 880 ft
Comentarios
95
00 ID STAB 00
8 1/2" 6 3/4"
61/2" 2 7/8" 6 1/2" 2 7/8" 6 1/2" 2 7/8"
6 1/2" 2 7/8" 6 1/2" 2 7/8"
61/2" 2 7/8" 4 1/2" 2 3/4"
6 1/4" 2 1/4"
4 1/2" 2 3/4"
Prof. Salida : 9835 ft
A: 30.0°
A: 200.0°
Dogleg : 0°/100ft
8 3/8"
Este BHA se utilizará para hacer el hueco piloto, utilizando una broca PDC y un estabilizador encima del motor para un mejor control.
� HWDP 4 1/2" X 9
JARS
NMDC
NMDC w/SLIM -1
SNMDCw/GR
FloatSub + UBHO
A675 PowerPak Motor BH = 1.5°
Sleeve Stab 8 3/8"
Bit 8 1/2"
96
Talara, Perú
BHA Nº3
Descripción del BHA
Elemento Long (ft) 00 ID
Biit 8 1/2" 0.75 8 1/2"
Motor 21.40 6 3/4"
Float Sub 2.60 6 1/2" 2 7/8"
UBHO 2.60 6 1/2" 2 7/8"
SNMDC 10.00 6 1/2" 2 7/8"
NMDC 31.00 6 1/2" 2 7/8"
NMOC 31.00 6 1/2" 2 7/8"
HWDP 540.00 4 1/2" 2 3/4"
JARS 34.00 6 1/4" 2 1/4"
HWDP 270.00 4 1/2" 2 3/4"
Sección de Levantamiento y Aterrizaje
Prof. Entrada : 8955 ft
Inclinación :30.0°
Azimuth :200.00°
Total PiesPerf725 ft
Comentarios
Prof. Salida : 9680 ft
A: 68.43°
A: 200.0°
Dogleg : 8.0°/100ft
STAS 00
8 3/8"
Después de hacer el hueco piloto y registrar para encontrar los topes de basal salina, se procederá a poner un tapón de cemento, y se bajará este BHA con el fin de continuar levantando ángulo hasta 68.43° como mínimo, sentar el liner de 7" en la parte media de la arena.
�
[] [I
HWD41/2X2T
X/O
DP 3 1/2" X 90·
JARS
NMDC
NMDC w/SLIM - 1
SNMDC w/Gamma Ray
FloatSub + UBHO
A675 PowerPak Motor BH = 1.15°
Bit6"
Talara, Perú
BHAN04
Descripción del BHA
Elemento
Biit6" Motor Float Sub
UBHO SNM0C NM0C NM0C
JARS 0P XJO
HWDP JARS
HWDP
Sección Lateral
Prof. Entrada: 9680 ft
Inclinación :68.43 °
Azímuth :200.00 º
Total Pies: 1320 ft
Comentarios
Long (ft)
0.65 22.50
2.50 2.50
10.00 31.00 31.00
29.60 2700.00
1.20
810.00
34.00
90.00
97
00 ID STAB 00
6"
4 3/4" 4 3/4"
4 3/4" 2 1/4"
4 3/4" 2 1/4" 4 3/4" 2 1/4" 4 3/4" 2 1/4"
4 3/4" 1 7/8" 31/2" 2 1/8"
4 3/4" 2"
4 1/2" 2 3/4"
6 1/2" 2 7/8"
4 1/2" 2 3/4"
Prof. Salida : 1 1000 ft
A: 76.5 °
A: 200.0 °
0ogleg: 8.0 °/100ft 0°/100 ft
En esta zona después de poner liner de 7", se perforará el zapato con un conjunto liso. Con este BHA se construirá a un rate de 8.0 °/100 ft. Hasta alcanzar un ángulo de 76.5 º, entonces sostener la inclinación y dirección de acuerdo con el control geológico para realizar la sección horizontal.
El pozo se ubica er1 un rectángulo de dimensiones a y ben las direcciones x é yrespectivamente, estando el pozo horizontal orientado con el eje y a una distancia, y vadesde y, hasta y2 • La ecuación de flujo está dada por: