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UNIVERSIDAD NACIONAL DE PIURA

ESCUELA DE INGENIERA DE PETRLEO

I.

INTRODUCCIN

La perforacin direccional ha sido largamente aceptada como un medio para controlar los pozos. En tiempos pasados eran usados como soluciones operativas para desviar el pozo alrededor de herramientas atascadas, corregir pozos desviados de la vertical pozos de alivio. Buscando alternativas para aumentar la produccin de petrleo y gas, han determinado la necesidad de la perforacin direccional controlada en muchas situaciones. Probablemente el mas importante aspecto es que facilita a los productores en el mundo desarrollar depsitos bajo superficie que nunca serian alcanzados econmicamente por otros medios. El primer paso en el planeamiento de cualquier pozo direccional es disear la trayectoria del pozo para intersectar un objetivo determinado. El diseo inicial debera proponer los varios tipos de rutas que pueden ser perforados econmicamente. El segundo debera incluir los efectos de la geologa sobre los BHA que sern usados y otros factores que podran influenciar la trayectoria final del pozo. Definicin Perforacin direccional controlada es la ciencia de desviar un pozo a lo largo de un curso planeado hacia un objetivo bajo superficie en el cual el objetivo est dado a una distancia y direccin de la vertical. 1.2. Desarrollo histrico de la perforacin direccional La perforacin direccional fue inicialmente usada como una operacin remedial para desviar alrededor de herramientas atascadas regresando el pozo a su trayectoria vertical o en algunos pozos de alivio para controlar y matar el pozo. Inters en la perforacin direccional comenz alrededor de 1929 despus que una nueva y exacta manera de medir el ngulo de inclinacin fuera introducida durante el desarrollo del campo Seminola en Oklahoma. En 1930 el primer pozo direccional controlado fue perforado en Huntington Beach California, el pozo fue perforado desde una locacin en la playa hacia arenas productivas costa afuera, la perforacin direccional haba recibido una desfavorable publicidad hasta que fue usado para matar un pozo exploratorio cerca de Conroe Texas, como resultado la perforacin direccional llego a establecerse como una forma de controlar los pozos exploratorios y posteriormente gano favorable reconocimiento de las compaas petroleras y las contratistas.

1.3. Aplicaciones de la Perforacin Direccional Desde el primer caso registrado de un pozo siendo deliberadamente desviado, la perforacin direccional ha sido utilizada en muchas aplicaciones en la industria del petrleo.

Perforacin de Pozos de Petrleo III Ing. Carlos Ramrez Castaeda

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UNIVE ERSIDAD NACI IONAL DE PIUR RA

ESCU UELA DE INGEN NIERA DE PETR RLEO

Uni idad de Reg gistros para medir incli a inacin de un pozo Ok u klahoma, 19 929

Pozo en descon o ntrol, al cual se perfor un pozo de alivio. l e

Perfora racin de Pozos de Petrleo III s I Ing. Ca arlos Ramrez C Castaeda

Pa 2 ag.



1) Platformas Off-Shore La aplicacin mostrada en la figura pertenece a la perforacin de un ptimo numero de pozos desde una simple plataforma o isla artificial. En la mayora de los casos, solo un pozo vertical puede ser perforado de cualquier plataforma. Es obvio que si solo un pozo fuera posible por plataforma costos de produccin y produccin serian excesivamente altos. la perforacin direccional ha ayudado grandemente a reducir los costos a travs de la perforacin de un nmero de pozos desde una locacion. El uso de esta aplicacin ha sido el factor determinante en la factibilidad econmica del programa de perforacin direccional. Sin el uso de la PD controlada seria imposible desarrollar los campos off-shore econmicante.

2) Locaciones Inaccesibles En los aos 1930 en Huntington beach, California un equipo fue instalado a lo largo de una playa, el pozo fue direccionalmente perforado para intersectar una zona productora debajo del mar, este fue el primer registro de un pozo siendo de su lado por alcanzar una zona productora que fue un tanto inaccesible con la prctica normal de perforacin. La inaccesible locacin de una formacin productiva desde un lugar remoto puede ser localizada bajo plantas industriales o instalaciones de superficie que no son factibles de mover, ros, montaas carreteras. En algunos casos cuando dificultades son encontrados en obtener locaciones por los equipos, mltiples pozos son perforados desde una locacin de manera similar al usado en aplicaciones off-shore.


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3) Pozos de alivio Posiblemente la ms espectacular aplicacin de la perforacin direccional ha sido su uso en la perforacin de pozos de alivio. Un pozo descontrolado es intersectado cerca de su fuente de origen, lodo y agua son luego bombeados dentro del pozo de alivio para matar el pozo descontrolado. El control direccional en este tipo de operacin es muy exigente. Bsicamente tcnicas fundamentales son los mismos como los utilizados en la perforacin direccional convencional. Sin embargo el rea objetivo necesariamente requiere extrema exactitud. El primer pozo de alivio fue direccionalmente perforado en 1934 para controlar un blowout al Este de Texas.

4) Control de pozos derechos Excepto en esos casos especiales donde pozos son perforados intencionalmente direccionales, es deseable que el curso del pozo sea mantenido ms cerca de la vertical, como sea econmicamente posible. Casi todos los proyectos de pozos direccionales, incluyen una seccin usualmente recta a ser perforada. En otro caso la apropiada utilizacin de estabilizadores y mtodos de control de la broca ayudaran a alcanzar resultados deseados de pozos derechos. Esto puede sin embargo llegar a ser necesario introducir herramientas mecnicas de deflexin para corregir el desplazamiento lateral no deseado.


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5) Sidetraking Esta aplicacin puede ser empleada para perforar alrededor de obstrucciones tal como la prdida de tubera como lo muestra la figura o reposicionarse en el fondo del pozo, es usualmente acompaada con un tapn. La direccin del sidetrack no es importante si el propsito es desviar alrededor del pescado y retomar la perforacin tan rpido como sea posible. Un orientado sidetrack es requerido si una cierta direccin es requerida, esta es la situacin si el pozo original no localizo la anticipada formacin productiva o explorar la extensin de una zona productiva en un cierto sector del campo.


Pozo Original

Sidetrack

Pozo Original

SidetrackPag. 6



6) Fallas Algunas veces es difcil un pozo vertical a travs de un plano de falla inclinado para alcanzar una formacin adyacente. En su lugar el pozo puede ser deflexionado a travs o paralelo a la falla para mejorar la produccin como lo indica la figura. En reas inestables, un pozo perforado a travs de una falla puede llegar a se un riesgo debido a la posibilidad de un corrimiento o movimiento a travs de la falla, esta situacin puede requerir el uso de tcnicas direccionales para perforar a travs de la falla en su totalidad.


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7) Domos de sal Formaciones productivas son bastante a menudo encontrarlos sobre una dura capa de domos de sal, un pozo vertical tendra que penetrar la formacin de sal para alcanzar esos reservorios. Perforar a travs del domo de sal, aunque no imposible, incrementa la posibilidad e la ocurrencia de ciertos problemas de perforacin tales como washouts, prdida de circulacin y corrosin que pueden incrementar los costos de la operacin. Un pozo perforado a un lado del domo puede ser dirigido bajo la dura capa y penetrar el estrato productivo.

8) Zona de objetivos mltiples Una aplicacin muy lucrativa de la perforacin direccional pertenece a la interseccin de mltiples objetivos con un simple pozo. Hay ciertos casos donde la actitud a las formaciones productivas son tales que el ms econmico acercamiento es un pozo direccional para una mltiple completacin, este mtodo podra ser aplicable a zonas de produccin mltiples adyacentes a un plano fallado.


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9) Proyectos de alcance extendido (ERD) Cuando el ngulo de inclinacin es mayor de 63 grados. Cuando la relacin entre la Seccin Vertical (Vertical Section) y la Profundidad Vertical Verdadera (TVD) es mayor de dos. (R = VS / TVD = 6) (R = VS/ TVD = 3) (R = VS/ TVD = 2)

Nivel Poca Profundidad Nivel Intermedio Nivel Profundo

En algunos casos, como el pozo en la figura el desplazamiento lateral de la zona de produccin es largo en relacin a su profundidad vertical. Estos proyectos de alcance extendido requiere grandes inclinaciones que los pozos normales, usualmente 70 o ms, este tipo de pozos es uno de los ms difciles de perforar debido a problemas tales como excesivo torque, pegadas y poca limpieza del pozo, ello puede sin embargo ser el nico mtodo disponible para producir la zona.


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Ejemplo si la Seccin Vertical es VS = 20,000 pies Nivel Poca Profundidad para R = 6, el TVD es 3,300 pies Nivel Intermedio para R= 3 , el TVD es 6,600 pies Nivel Profundo para R= 2, el TVD es 10,000 pies.


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10) Pozos horizontales Perforacin horizontal es la deflexin de un pozo hasta que este siendo perforado paralelo o cercanamente paralelo a la superficie, la figura muestra varias aplicaciones para pozos horizontales, una aplicacin es incrementar la recuperacin de petrleo en zonas verticalmente fracturadas o de ligero espesor. Un simple pozo horizontal tiene la habilidad de intersectar muchas fracturas verticales e incrementar grandemente la longitud del pozo expuesto a la delgada formacin productiva. Otra aplicacin es un campo donde (agua o gas) conificacin e invasin es posible. Un pozo horizontal puede ser posicionado de tal manera que reduce sustancialmente este potencial.

2- 6/100 pies 1000-3000 pies/rd

6- 60/100pies 125-700pies/rd

1.5- 3/pie 20-40pies/rd

Radio Largo

Radio Medio

Radio Corto

Radio Largo


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11) Perforacin Multilateral Los Pozos multilaterales horizontales, perforados desde un pozo principal ofrece un costo efectivo en la forma de mejorar el drenaje del reservorio y retornar la inversin. Los Multilaterales pueden sen usados para Pozos nuevos o Pozos de Reingreso (Reentry), ofrecen la facilidad de drenar un reservorio (o mltiples reservorios) con alta eficiencia. En adicin usando pozos multilaterales puede reducir el nmero de locaciones en superficie, cual a su vez reduce el impacto ambiental y el costo global del proyecto. El uso de estos pozos de este tipo en un reservorio aumenta grandemente la exposicin total de la formacin y permite el drenaje sobre un rea mayor. Adicional pozos laterales aumenta la probabilidad de interceptar y drenar diferentes sistemas de fracturas. La eficiencia de los esquemas de recuperacin de petrleo mejorado EOR pueden tambin ser incrementados a travs del uso de pozos multilaterales.


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12) Pozos Horizontal de bajo balance. La perforacin horizontal de bajo balance usa fluidos de perforacin gasificados para mantener la presin hidrosttica mas baja que la presin de la formacin siendo perforada. Esto ofrece un medio econmico y seguro de mejorar los rates de produccin e incrementa el porcentaje de hidrocarburos recuperados en la ltima fase, particularmente los reservorios mas antiguos y de baja presin. Este mtodo puede alcanzar rates de produccin desde 3 hasta 10 veces que un pozo similar horizontal sobre balanceado, a su vez con incrementos en el rate de penetracin sobre 4 veces. La perforacin de bajo balance:

Minimiza el dao Skin. Reduce los incidentes de perdida de circulacin y tubera atascada. Incrementa el ROP mientras extiende la vida de la broca y Reduce o elimina la necesidad de los programas costosos de estimulacin.

13) Drenaje por Gravedad Asistida con Inyeccin de Vapor En el pasado los mtodos para producir petrleo pesado eran costosos y no efectivos en el mejor de los casos. Con el advenimiento de los pozos horizontales y mas adelante pozos multilaterales la eficiencia de la produccin de petrleo pesado se ha incrementado. Sin embargoPerforacin de Pozos de Petrleo III Ing. Carlos Ramrez Castaeda Pag. 13



estos mtodos de recuperacin todava dejan la mayora de las reservas bajo superficie. Con la introduccin del drenaje por gravedad asistida con inyeccin de Vapor (SteamAssisted Gravity Drainage SAGD), la eficiencia de produccin ha subido a 60 % o mejoras son ahora posibles en reservas de petrleo pesado. Originalmente desarrollado por el Departamento de Energa de Alberta Canad, la tcnica utiliza dos pozos horizontales, uno perforado sobre el otro y la inyeccin de vapor para mejorar la recuperacin de petrleo pesado. Vapor es inyectado en el pozo superior, el petrleo pesado calentado y vapor condensado son producidos desde el pozo inferior. La viscosidad del petrleo reducida junto con un barrido mejorado y eficiencia en el desplazamiento proporciona un alto porcentaje de recuperacin que mtodos tradicionales de recuperacin mejorada. El mtodo SAGD requiere separacin consistente y alineamiento entre ambos pozos horizontales. La distancia de separacin de los pozos mellizos puede variar grandemente, dependiendo de las caractersticas del reservorio y la separacin entre ellos de 4 y 20 metros es tpico. El xito del SAGD depende enteramente en mantener exacta separacin y alineamiento sobre el intervalo total inyector/productor. Si los pozos son perforados demasiado juntos el vapor inyectado en el pozo superior puede directamente comunicar hacia el pozo inferior. Perforando los pozos muy espaciados resulta ineficiente porque la inyeccin de vapor no puede calentar el volumen entre los pozos lo suficiente para permitir que el drenaje por gravedad ocurra.


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2. HERRAMIENTAS DE DEFLEXIN Un primer requerimiento para que la perforacin direccional sea exitosa es el uso correcto de herramientas apropiadas de deflexin. Una Hta de deflexin es un dispositivo mecnico que es ubicado en el pozo para causar que la broca sea desviada del curso presente del pozo. Antes que una Hta de deflexin sea corrida, el pozo debe ser completamente limpiado de cortes. Varias horas transcurrirn al sacar el BHA del pozo y bajar la Hta de deflexin al pozo. Durante este tiempo, algunos cortes todava se asentaran en el pozo, esto podra hacer difcil trabajar alguna de estas herramientas en el fondo asi como buscar la orientacin adecuada. Las Htas de deflexin pueden ser divididos dentro de tres categoras bsicas que incluyen: Whipstock (Cua Desviadora) Jet Bits (Broca de chorros) Mud Motor ( Motores de Fondo)

2.1. Whipstock (Cua Desviadora) 2.1.1 Whipstock a Hueco Abierto El Whipstock fue la primera Hta de deflexin usada extensamente para cambiar la trayectoria del pozo. Un Whipstock es seleccionado de acuerdo a la necesidad operativa para efectuar la desviacin deseada. Una broca que es pequea suficiente para acomodarse en el hueco con el Whipstock es posteriormente escogida. Al comenzar a correr la Hta la broca es asegurada en la parte superior del whipstock. Cuando la Hta es ubicada a la profundidad del kick off, ya sea la profundidad total del pozo o la parte superior de un tapn de cemento, esta es cuidadosamente sentada en el fondo, y la lnea central del talon (base) de la Hta es orientada en la direccin deseada en un conjunto con una botella anti-magntica, mule shoe sub (UBHO) y un survey de simple de golpe. Con la Herramienta orientada, suficiente peso es aplicado al taln de la cua desviadora para que este no se mueva cuando la rotacin de la sarta empiece. Adicional peso es aplicado a la sarta para quebrar el pin que sostiene la cua desviadora, posteriormente la rotacin puede comenzar. Forzando la broca a cortar lateralmente as como hacia delante. La cua deflecciona la broca en un arco fijado por la curvatura del whipstock. Cuando la broca alcanza el extremo de la cua, este contina en el arco fijado por la curvatura del whipstock. La perforacin continua hasta que la parte superior de la cua es alcanzado por el Tope del BHA usualmente 15 20 pies (Longitud del whipstock). El BHA es sacado y una broca piloto mas un ensanchador es bajado hasta el punto de deflexin. El pozo es ensanchado al dimetro original unos 30 pies y el BHA es sacado, finalmente bajamos un BHA para continuar el levantamiento del ngulo y continuar la perforacin. Los Whipstock a hueco abierto casi no son usados debido a que el cambio de la trayectoria es muy complicado y se requiere bastante experiencia para bajar la Hta adecuadamente BHA (Conjunto de Fondo) whipstock + Pilot bit + Shear pin Sub + UBHO + MonelPerforacin de Pozos de Petrleo III Ing. Carlos Ramrez Castaeda Pag. 15




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2.1.2 Casing Whipstock (Cua desviadora en revestimiento) A diferencia de los whipstock a hueco abierto, los casing whipstock son usados comnmente para realizar los sidetracks hacia fuera de los huecos entubados. A continuacin describimos la ms comn tcnica para el uso de esta herramienta. Un packer permanente / Tapn es bajado hasta el punto donde se va a realizar la deflexin (KOP), con un wire line o con tubera de perforacin, llevando un setting tool (Hta de asentamiento), esta herramienta se sienta con tensin y vuelta para liberar y accionar las uas de asentamiento. Una vez que el packer este sentado, a continuacin se baja el whipstock en conjunto con un BHA que consta de un window mill (broca fresadora)/starting mill ( fresadora ahusada). El BHA tambin consta en su conjunto con un mule shoe Sub (UBHO) para orientacin del whipstock en la direccin requerida por el programa, el whipstock es asegurado en la parte inferior de la herramienta con un pin (shear pin), al llegar el whipstock al tope del packer esta es orientada girando la herramienta segn las indicaciones del registro (Survey) hasta la orientacin adecuada. A continuacin se asienta peso a la herramienta para permitir al whipstock sentar en el tapn y quedar en la direccin requerida, adicional peso es requerido para romper el pin de corte y asegurndose que este libre la herramienta hacia arriba, peso es aplicado forzando la herramienta fresadora ahusada/window mill fuera del whipstock, el window mill/ starting mill es usado para empezar a cortar el interior del casing abriendo una ventana de aproximadamente 2- 2 piesy luego es sacado del pozo. Una herramienta fresadora o broca fresadora con una rima fresadora (water melon) reemplazara la herramienta anterior, en el caso de bajar el starting mill. El water melon acondiciona la ventana hecha en el casing suficiente para acomodar y bajar un BHA convencional, fresa el resto de la ventana y perfora 5 a 6 pies de hueco, tope de la ventana 2 pies sobre el tope de la cua. El whipstock fuerza la trayectoria de la broca a travs de la parte lateral haciendo una ventana de 12 a 17Perforacin de Pozos de Petrleo III Ing. Carlos Ramrez Castaeda Pag. 17



pies de longitud ,segn el peso del casing . A continuacin la herramienta anterior es reemplazada por un BHA con broca triconica convencional/ BHA direccional. BHA (Conjunto de Fondo) Whipstock + window mill + Lower Water Melon+ Flex Joint +Upper Water + UBHO

UBHO

FLEX JOINT

WATER MELON

WINDOW MILL

WHIPSTOCK

TAPON MAESTRO

Casing OD in mm lb/ft

Weight Range kg/m

Window Length ft m

Top Mill Connection

7 7-5/8 8-5/8 9-5/8 10-3/4 11-3/4

177.8 193.7 219.1 244.5 273.0 298.5

20.0 - 38.0 24.0 - 42.8 32.0 - 49.0 36.0 - 53.5 40.5 - 60.7 47.0 - 80.5

29.8 - 56.6 35.7 - 63.7 47.6 - 72.9 53.6 - 79.7 60.3 - 90.3 70.0 - 120.0

13.3 13.6 16.3 17.1 20.1 22.3

4.06 4.14 5.0 5.21 6.1 6.81

3-1/2" Reg

4-1/2" Reg

6-5/8" Reg


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13-3/8

339.7

54.4 - 68.0

81.1 - 101.3

24.4

7.44


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a)Sentando el packer y el asiento del whipstock b) Asegurando e l whipstock en el asembly del packer c) Cortando el casing con el starting mill.


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d) Cortando una ventana en el casing con un side packing mill. )C ti f d b ti i t d l t d l i


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Molinocortalaventanaenel casing WaterMelonStabilizerampliala aberturadelHoyo.

ElEnsambleWhipstockcuelgayes sostenidoporeltornillo


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2.2. Jetting Bits (Brocas de jetteo) Otro efectivo medio de cambiar la trayectoria de un pozo es por intermedio de los chorros de una broca con un jet/chorro grande que es orientado en una direccin predeterminada en su conjunto con un UBHO que es orientado en la misma direccin del chorro. En este mtodo la energa hidrulica del lodo de perforacin erosiona una cavidad hacia fuera del fondo del pozo. Si se utiliza el kelly se asegura el buje de transmisin, para que no rote, utilice mximo rate de circulacin mientras se esta desviando con el jet, la velocidad del jet para este trabajo debera ser +/- 500 pies /seg. La sarta es sentada en el fondo, utilice de 40,000-50,000 lbs de WOB y 60-70 RPM . Si la formacin es suficientemente suave el WOB avanzara como si estuviera en el aire. Una cavidad es erosionada en la formacin opuesto al jet grande. La broca y el Estabilizador cerca a la broca trabajan el camino en la cavidad (trayectoria de menos resistencia), suficiente hoyo debera ser erosionado para permitir pasar el estabilizador cerca de la broca (Near bit Stabilizer) en la cavidad construida. El BHA de perforacin es avanzado sin rotacin en la cavidad erosionando por una distancia de 3 a 6 pies, despus de esto la bomba ser reducida a un 50% de la velocidad inicial usada para el trabajo. La rotacin de la sarta empieza, puede ser necesario retirar la sarta del fondo momentneamente debido al alto torque (El Estabilizador cerca de la broca se acue en la cavidad), Alto WOB y bajo rpm son usados para tratar de defleccionar los drill collars sobre el Estabilizador cerca de la broca (Near Bit Stabilizer) y forzar el BHA a seguir a travs de la direccin establecida mientras se estuvo utilizando los jets. La perforacin convencional procede hasta una profundidad de 20 a 25 pies donde en ese punto un registro de desviacin es tomado para evaluar el intervalo construido. Si la broca utilizada es de 17 1/2 se tapa un chorro y se utilizan los otros dos con dimensiones de 20 a 24/32. Si la broca utilizada es de 12 el chorro grande es de 26 a 28/32 y los otros dos chorros restantes son de 8 a 10/32, con un rate de bombeo de 800 gpm. Si necesita un cambio en la trayectoria el BHA es orientado otra vez y la secuencia es repetida, este procedimiento es continuado hasta que el cambio de trayectoria deseado es alcanzado. La Geologa es la ms importante influencia para que ese mtodo pueda ser usado, seguido en importancia es la cantidad de energa hidrulica disponible para este trabajo. Las areniscas y las calizas que son dbilmente cementadas son los mejores candidatos para utilizar este mtodo. Areniscas no consolidadas y algunos tipos de rocas muy suaves pueden ser erosionadas con algn grado de xito. Las rocas muy suaves erosionan demasiado haciendo difcil desviar con los chorros en la direccin deseada, cuando la rotacin comienza el estabilizador corta hacia fuera la seccin curveada y retorna muy cerca de la vertical. Algunas veces este problema puede ser resuelto con el uso de drill collar mas cortos en el BHA que el normalmente usado en el pozo, de la misma dimensin. Otra solucin es reducir el rate de circulacin a un nivel al cual una regular cavidad puede ser erosionada, an cuando las gredas pueden ser suaves, no son buenos candidatos para este trabajo. La mayor parte de las rocas de mediana dureza son bien cementadas para trabajar con las bombas convencionales del equipo. Adems esto limita la profundidad a la cual los chorros pueden ser aplicados. altas presiones y ms energa hidrulica pueden extender la profundidad al cual esto es realizable.


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Ventajas: El mismo BHA puede ser utilizado para cambiar la trayectoria y seguir perforando. Si la geologa es apropiada , los chorros son ms econmicos que bajar un motor de fondo. Ligeros cambios en la trayectoria pueden ser hechos despus que la original trayectoria ha sido establecida. No haya torque reactivo, el tool face puede ser orientado mas exactamente que usando un motor de fondo, esto es importante cuando se tienen pozos cercanos.

Desventajas El principal problema con la desviacin con chorros es que algunas veces los doglegs pueden ocurrir en secciones cortas del pozo. El problemas es acompaado por el hecho que esos doglegs pueden ser desestimado por las prcticas comunes de registros. El dogleg calculado es normalmente un valor promedio sobre el intervalo total entre los registros. Muchos de estos doglegs pueden haber sido en creados en secciones cortas del pozo. La severidad de dogleg en esta parte del hueco puede ser mas grande que el calculado de los registros. Si excesiva curvatura es detectada dentro de los 30 pies el hueco puede ser rimado con el BHA de perforacin para tratar de suavizar la curva. Bajo los 2000 pies de TVD, la formacin normalmente llega a ser demasiado firme o consolidada esta debe ser favorable dentro del intervalo de deflexin para un eficiente inicio en la desviacin con los jets de la broca. Aunque un motor de fondo para el KOP seria preferible.

BHA (Conjunto de Fondo) Bit + Near Bit STB + UBHO + MWD + NMDC + STB + DC + STB


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2.3. Mtodos de Control Direccional Ensamblaje Rotario Comportamiento Direccional del BHA Factores que afectan la trayectoria de la broca Medida y lugar de estabilizadores Dimetro y longitud de collares Peso sobre la broca Velocidad de rotacin de la barrena Tipo de barrena Formacin anistropa y buzamiento de las capas Dureza de formacin Tasa de flujo (caudal) Tasa de penetracin

Dimetro de agujero Esfuerzo lateral de

Esfuerzo lateral del estabilizador Fuerza resultante de la broca Eje del pozo Angulo de desvo de la broca Formacion Anisotropa


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2.3.1. Principios usados para controlar el comportamiento de sarta Fuerza Lateral Peso en la Broca Estabilizacion Principio Fulcrum

Fuerza Lateral Es la fuerza en la Broca resultante del pandeo de la tubera al aplicar WOB.

FL

Bi x SC x 3.0 LT 3

Bi : distancia desplazada por la interferencia del pandeo (in.) SC : stiffness coefficient/ Coeficiente de Rigidez (lb-inch) LT: Distancia axial sobre la cual el pandeo ocurre (in.)


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Efectos de Peso sobre la Broca (WOB) Las cargas axiales creadas por el peso sobre la broca produce fuerzas de Pandeo entre el estabilizador y la broca. El dimetro del hoyo, del Collar, el calibre del estabilizador y su ubicacin en el BHA determinaran como el (WOB) se va a concentrar en esta y la magnitud de las fuerzas laterales resultantes.

Incremento Peso Sobre la Broca = Incremento de Construccin

Estabilizador Dispositivo adicionado al BHA con Dimetro externo similar al del Hoyo Diseado para: Ayudar a concentrar el WOB Minimiza el pandeo y las Vibraciones. Reduce el torque de la perforacin va menos contacto del Collar con las paredes del Pozo. Ayuda a prevenir el atascamiento por diferencial y el ojo de llave.


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Principio del Fulcrum Usa una palanca y punto de apoyo o pivote para obtener ventaja mecnica . F1 L1 = F2 L2

2.3.4. Tipos de Ensambles Perforacin Rotaria Clasificado por el efecto de la inclinacin en el agujero durante la perforacin: Fulcrum (Construir) Pndulo (Tumbar) Empaque (Mantener)

Nota : Ensambles Rotatorios no permiten control direccional (azimuth )


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2.3.4.1 Ensambles Fulcrum (build/construir) El principio de fulcrum es usado para levantar ngulo (incrementar inclinacin). Un estabilizador insertado en la sarta justo encima de la broca acta como apoyo o pivote. El drill collar encima del estabilizador acta como palanca. Al aplicar peso (WOB) provocara que el drill collar se doble o pandee ( bow/buckle ) Arriba de 5 inclinacin el collar se pandea hacia la cara baja del hoyo (por gravedad) Empujando a la broca fuertemente contra la parte alta del hoyo, creando una tendencia a construir ngulo o inclinacin debido a las fuerzas laterales positivas en la BHA.

Peso

Fuerza hacia el lado alto Calibre completo de estabilizador de barrena

Fuerza

El incremento en ngulo depender de lo siguiente: Incremento en la distancia del estabilizador de la broca al primer estabilizador de tubera. Incremento en inclinacin del pozo Reduccin en el dimetro del drill collar Incremento en peso sobre la barrena Reduccin en la velocidad de rotacin Reduccin en la tasa de flujo (formaciones suaves)Perforacin de Pozos de Petrleo III Ing. Carlos Ramrez Castaeda Pag. 31



Tcnicas para el aumento de la tendencia a construir Incremento WOB (Incrementar la flexibilidad del collar) Reducir RPM (Disminuir la tendencia de los collares a mantenerse derechos) Disminuir la tasa de Flujo (Reducir el socavamiento ( wash out) de la formacion) Trabajar la tubera y/o menos RPM (Preservar los dog legs perforados en la formacion ). Circular fuera de Fondo (Reducir el Wash out) Posicin del Fulcrum A mayor cercana a la broca mayores sern las fuerzas laterales generadas para un dimetro de drill collar dado.

String Estabilizador Un ensamble de 2 estabilizadores aumenta el control de las fuerzas laterales ( Side Force ) y alivia otros problemas. La longitud de la tangente determina la efectividad del largo de la palanca.


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Respuesta del ensamble de Construir


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2.3.4.2 Ensambles para mantener (hold) El Principio de Estabilizacin es usado para mantener el ngulo y direccin, alto rpm y suficiente peso sobre la barrena para perforar. El ensamble empacado/rgido se usa para mantener el ngulo. Multiplicar la cantidad de estabilizadores emplazados en puntos especficos, espaciados de forma regular para controlar la sarta minimizando la desviacin del hoyo. El aumento de la rigidez en el BHA al adicionar estabilizadores previene la sarta del Pandeo y fuerza a la Broca a ir derecho adelante.


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Tcnicas para el aumento de la tendencia a construir Alta velocidad Bajo WOB Este BHA es muy rgido con alto torque. Respuesta del ensamble empacado ( Hold )


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2.3.4 4.2

Ensambles Pendular ( Drop/t E s res tumbar )

rincipio de Pndulo es usado para reducir ngulo de i s inclinacin, alto rpm y bajo El pr peso sobre la broca. Este fue el prime principio de control direccional a ser formulado o er y era originalmente analiz a zado para B BHA lisos (slick) para perforar p a pozos derechos. Para pozos desviado la porcin del BH desde la broca al p a HA a primer estabilizador cuelga como un pndulo y debido a su propio peso, pre o o o esiona a la b broca hacia el lado baj del a jo pozo La principal caracte o. erstica del d diseo de un BHA pen u ndular es que no exis un ste estab bilizador ce ercano a la broca (ne bir stab a ear bilizer) un estabiliza n ador cerca de la broca de bajo c a calibre ( und dergauge ne ear-bit stab bilizer). En la mayor pa a arte de los casos c dond un BHA pendular e usado el principal factor causa de es f ante de la d desviacin es el comp ponent de las fuerzas en la broca actuantes sobre el la bajo de pozo (low side a s ado el w of the hole). La longitud de los dril co e a ollars desde la broca h e hacia el prim estabiliz mer zador (el pndulo) no debe perm demasiado doblam mitir miento hacia el lado ba del pozo. Si a ajo los d collar ha dril acen contac con el la bajo de pozo, am cto ado el mbas la long gitud efectiv del va pnd dulo y la fue erza lateral s sern reduc cidas. Esto podra res sultar en q que el eje de la broc est desvindose hacia arrib en ca ba relac cin al eje d pozo cu puede r del ual reducir la te endencia a tumbar el ngulo y podra p producir una te endencia al levantamie ento cons struccin de ngulo. Una sele el eccin cuida adosa de lo parmet os tros de per rforacin es requerido para preve s enir esto. Altos RPM (120 to 160+) ayud a mante M dan ener el pndulo para e evitar la situ uacin explicada anter riormente. I Inicialmente bajos WO deberan ser usado y una ve la tenden e OB n os ez ncia a la ca ada de ng gulo ha sid establec do cida, moder rados WOB pueden s usados para B ser alcan nzar aprecia ables ROP.

El estabilizad encima de la broca es removid y se aa un drill c l dor a do ade collar adicio onal, ha aciendo el e ensamble de fondo me enos flexible e. Un estabiliza ador por enc cima del Co ollar apropia adamente ubicado, evit que este drill ta co ollar se recu ueste en el lado bajo del hoyo. La fuerza Gra a avitacional acta sobre la parte in e nferior del co ollar y la me echa, causa ando qu el hoyo p ue pierda o dis sminuya el ngulo.Perfora racin de Pozos de Petrleo III s I Ing. Ca arlos Ramrez C Castaeda Pa 38 ag.



Incrementando el largo de la tangente, y el peso del drill collar, y/o la rigidez del collar ampliara la tendencia a tumbar de este ensamble de fondo. Tcnicas para incrementar la tendencia a Tumbar ngulo Disminuir el WO (Reduce la flexibilidad del Collar) Incrementar las RPM (Incrementar la tendencia de los collares a permanecer derechos. Incrementar la tasa de Flujo (Incrementar el socavamiento o washout de la formacin.) Trabajar rotar la sarta tanto como sea posible (Socava/ reduce las patas de perro (Dog leg) perforados Circular en el fondo (Incrementa el Washout) Respuesta de ensambles de Tumbar


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2.3. Motores Hidrulicos de Fondo Hay dos tipos de motores disponibles: Motores de desplazamiento positivo (PDM) y la Turbina. Ambos tipos de motores de fondo convierten la energa hidrulica en Energa mecnica de rotacin. Estos motores de fondo tienen varias ventajas sobre los whipstocks y los jetting bits. Entre otras cosas los motores de fondo perforan el hoyo calibrado a medida as eliminando la necesidad de ensanchar el hueco. Mltiples desviaciones pueden ser hechos sin viajes adicionales, adems, tienen la habilidad para perforar a travs de puentes en el hueco y limpiar el fondo del pozo antes que la desviacin contine. Los motores de fondo utilizan el flujo de los fluidos de perforacin a travs de la sarta de perforacin para girar la broca, as eliminando la necesidad de rotar la sarta para perforar. Rotando la broca se pueden tener algunos beneficios. Provee excelente poder de rotacin hacia la broca Incrementa la velocidad rotacional de la broca. Reduce los requerimientos de peso sobre la broca. Reduce el desgaste de los componentes de la sarta de perforar. Permite correctas deflexiones en pozos direccionales. Reduce la posibilidad de ojos de llave.

Diferencias en el Diseo entre una Turbina y un Motor de Desplazamiento Positivo.Perforacin de Pozos de Petrleo III Ing. Carlos Ramrez Castaeda Pag. 40



BHA (Conjunto de Fondo) Bit + PDM + Bent sub + Float sub + Orienting sub (UBHO) + Non-magnetic + Steel DCs + HWDP + DP. Ambos el Motor de Desplazamiento Positivo (Straight Positive Displacement Motor) y la Turbina pueden ser usados para desviar el pozo con el uso del Bent Sub. Un Bent Sub es una reduccin corta con los hilos en la parte superior que ha sido cortado concentricamente con el eje axial del cuerpo de la reduccin y los hilos en la parte inferior que es cortado concentricamente con un eje inclinado de 1 a 3 en relacin con el eje axial de los hilos superiores. Una lnea sobre relieve es marcada en el cuerpo exterior de la reduccin sobre la lnea del centro del pin desalineado. El Bent Sub es armado directamente sobre el motor, as impartiendo una fuerza constante de deflexin hacia la broca en la direccin dictada por el Bent Sub. Una botella no-magntica es corrida usualmente sobre el Bent Sub para facilitar la orientacin exacta del BHA y permitir registros del pozo perforados con el motor. El grado de curvatura (severidad del dog-leg) depende del ngulo del Bent Sub. 2.3.1 Motor de Desplazamiento Displacement Motor) Positivo Dirigible (Steerable Positive

El tipo mas comn de motor dirigible es el bent-housing. (Cubierta inclinable). La cubierta del motor no es derecho. Una de las conexiones de la cubierta del motor(usualmente la cubierta de la transmisin) es maquinada a precisos ngulos. Esto es conocido como ngulos del Bent-Housing. El ngulo del Bent-Housing es comnmente regulable hasta 2 , dependiendo de la dimensin del PDM. A grandes inclinaciones que este valor llega a ser difcil rotar y la vida del motor se acorta. Debido a la inclinacin en la cubierta esta cercana a la broca, la excentricidad nominal de la broca es mucho menor que cuando se usan un PDM derecho con Bent-Sub como herramienta de deflexin. Sin embargo el grado de curvatura (severidad del dog-leg) alcanzado por ngulos relativamente pequeos en el BentHousing son altos.


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Bent Sub

Tpico BHA con PDM


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Un motor dirigible puede ser usado para iniciar el levantamiento, corregir las corridas y realizar sidetracks. Sin embargo la aplicacin mas comn de un motor dirigible es como componente principal del BHA es que puede ser usado para orientar el pozo (Deslizamiento) o el modo rotario. En el modo de deslizamiento el motor dirigible cambia el curso de el pozo. El BHA es diseado como un conjunto empaquetado en el modo rotario. El uso ideal de un motor dirigible es perforar una seccin completa del pozo desde el punto de un casing hasta el punto de bajada del siguiente casing. El costo extra del cliente en correr el motor debe ser compensado por significantes ahorros en el tiempo de avance en la perforacin debido a menos viajes redondos y o altos ROP. Una cubierta inclinable - regulable en superficie esta disponible en la actualidad. El prximo avance tecnolgico ser una cubierta inclinable - regulable en el fondo del pozo

Motor de Fondo Dirigible


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Excentricidad de la Broca en un motor dirigiblePerforacin de Pozos de Petrleo III Ing. Carlos Ramrez Castaeda Pag. 44



Funcionamiento del Motor de Fondo Un PDM es una aplicacin contraria de la bomba de cavidad progresiva de Moineau (Ing. francs Rene Moineau Principios de la Cavidad Progresiva 1930-1948), donde Fluido de Perforacin es bombeado en la seccin de potencia del motor a una presin que causa que el rotor gire en forma de tornillo en el interior del estator. La fuerza del movimiento del fluido origina que el rotor gire. Esta fuerza rotacional es luego transmitida al eje de transmisin que se encuentra en la parte mas baja del motor y a travs del eje de mando hacia la broca. El Motor de Desplazamiento Positivo est compuesto de las siguientes secciones: La Vlvula de descarga (Bypass Valve/Dump Valve) La Seccin de Potencia (Power Section) La Cubierta de Inclinacin Regulable en Superficie ( Bent Housing) La Seccin de Transmisin La Seccin de Rodajes.

El rotor es fabricado de acero inoxidable resistente a la corrosin, este tiene usualmente una delgada capa de cromado para reducir la friccin y la corrosin. El estator es un tubo de acero forrado con un elastmero (caucho) moldeado en el interior. El forro es formulado especficamente para resistir la abrasin y el deterioro inducido por los hidrocarburos. El rotor y el estator tienen similares perfiles helicoidales, pero el rotor tiene un espiral o lbulo mas que el estator. En un seccin de potencia ensamblado, el rotor y el estator forman un continuo sello en sus puntos de contacto a lo largo de toda la lnea del eje , que produce un numero de cavidades independientes. A medida que el fluido (agua, lodo o aire) es forzado a travs de las cavidades progresivas, esto causa que el rotor gire en el interior del estator. La seccin de potencia de un motor de fondo es denominado por su configuracin rotor/estator por ejemplo una seccin de potencia 4:5 tiene 4 lbulos en el rotor y 5 lbulos en el estator. Generalmente a mayor numero de lbulos mas alto torque de salida del motor se genera y velocidad mas baja. Los motores de fondo estn disponibles en 1:2, 2:3, 3:4, 4:5, 5:6 y 7:8 configuraciones de lbulos.


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La vlvula de descarga (Dump Valve) se instala en la parte superior de la seccin de potencia, es una vlvula que actua hidrulicamente y permite que la sarta de perforacin se drene del lodo cuando se esta sacando la tuberia, y se llene la sarta cuando se est bajando la tubera.

La seccin de transmisin, es sujetada en la parte mas baja del rotor, transmite la velocidad rotacional y el torque generado por la seccin de potencia a los rodajes y al eje de mando. Tambin compensa el movimiento excntrico de el rotor. La rotacin es transmitida a travs del eje de transmisin, que es fijado con una junta universal (Cardn) en cada extremo para absorber el movimiento excntrico del rotor.


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Stator (Elastomer) Rotor Direccin de Rotacin Flujo del Fluido

Junta Universal

Caja de Rolineras

Parte de Deflexin

Stator

Vlvula By-Pass

Drive Sub (Bit Box)

1 Etapa

a) Mono Lobe b) Multi Lobe

Drive Sub

Junta Universal

Rotor


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Ensamblaje de un Motor de Fondo PDMPerforacin de Pozos de Petrleo III Ing. Carlos Ramrez Castaeda Pag. 48



Corte en seccin del Motor de Fondo de Desplazamiento PositivoPerforacin de Pozos de Petrleo III Ing. Carlos Ramrez Castaeda Pag. 49



Ensamblaje de una seccin de potenciaPerforacin de Pozos de Petrleo III Ing. Carlos Ramrez Castaeda Pag. 50



Bent Housing (Cubierta inclinable-ajustable)


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El Motor de Fondo en su seccin de transmisin aloja la Cubierta regulable en superficie ( Bent Housing). El Bent Housing regulable en superficie estandar permite doblamientos de 0-3, para algunos motores 0-2 estan disponibles. Para pozos horizontales de radio corto 0-4 estn disponibles. Cubiertas rectas (Straight housings) estan tambien disponibles cuando lo motores no son usados para propsitos direccionales, tales como eficiencia en la perforacin y otras aplicaciones especiales.

La Seccin de rodaje soporta las cargas axiales y radiales. Esto tambin transmite el torque y la velocidad rotaria desde el eje de transmisin a la broca. Esta seccin consiste de un eje de mando apoyado por rodajes axiales y radiales. El eje de mando esta fabricado de acero forjado para mximo esfuerzo. Dependiendo de los requerimientos direccionales la cubierta de los rodajes puede ser liso adecuado con camisa estabilizador reemplazable en superficie o un estabilizador tipo rima. Los dimetros de los estabilizadores estn disponibles para cualquier aplicacin. La seccin de rodajes es lubricado con lodo o sellados en aceite. Observaciones El Atasque del motor ser registrado como un incremento de la presin en superficie. El Atascamiento del motor debera ser evitado as como que esto disminuye la vida de servicio del motor. Los materiales de perdida de circulacin pueden ser bombeados de una manera segura aunque cuidados deberan ser tomados cuando el material es adicionado, esto debera ser lentamente. El sistema no debera ser taponeado. El contenido de arena en el fluido de perforacin debera ser mantenido a un mnimoPag. 52




Las Temperaturas limites son alrededor de 270F (130 C) pero estatores para mas altas temperatura han sido desarrollados. Las cadas de presin en la herramienta mientras esta trabajando son del orden de 50 a 800 psi Desgaste permisible en los rodajes es del orden de los 1 a 8 mm dependiendo de la dimensin del rodaje. La herramienta debera ser lavado con agua antes de ser desarmada.

En general los fluidos de perforacin con bajo punto de anilina pueden daar el caucho del estator. Como regla el punto de anilina de los lodos base aceite deberan de ser alrededor de 150 F (60C). Usualmente esto es relacionado con el contenido del aromtico que deberla ser menor que el 10%. Caractersticas Torque es directamente proporcional a la presin diferencial del motor. Esto hace la herramienta simple de operar. Los RPM son directamente proporcionales a rate de flujo, algo directo esta afectado por el torque de salida. La Potencia Hidrulica consumida HP = (P x Q)/ 1714, donde P es la cada de presin a travs del motor (psi) y Q es el rate de flujo (gpm)

Desde que la presin diferencial del motor es proporcional al Torque, la presin en el stand pipe incrementar o disminuir a medida que el peso sobre la broca aumente o disminuye. Una limitacin es que el estator de elastmeros es afectado por ciertas propiedades del lodo a altas temperaturas.


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2.3.2 Motores de Turbina Las Turbinas fueron usados primeramente en la Unin Sovitica en 1934. El uso de las turbinas ha incrementado desde un 65% en 1953 a 86.5% de toda la perforacin en 1959. Comnmente las turbinas son usadas en la Unin sovitica para el 50 al 60% de toda la perforacin. En 1959, la primera perforacin exitosa con turbinas fuera de la Unin Sovitica tuvo lugar en el sur de Francia. Turbinas fueron introducidas en la USA en 1960, pero menos del 1% de los pies perforados en Norteamrica han sido con turbinas. Estos son usados mas extensivamente en partes de Europa y el Mar del Norte, aunque no tanto como en la Unin Sovitica. La Fig. Muestra un tpico diseo de turbina. El fluido ingresa en la conexin superior (Top Sub) y viaja pasando los statores y rotores (Un estator y un rotor componen una etapa). La parte mas baja de la turbina es la seccin principal del rodaje axial (Thrustbearing section). Una Turbina esta compuesta de tres secciones: Seccin de potencia (Power Section) Seccin de rodajes axiales y radiales (Bearing Section) Substituto de mando de la broca.

La seccin de potencia de un motor de turbina contiene rotores y estatores tipo hlice. Cada etapa consiste de un estator que es asegurado en el cuerpo interior del motor y un rotor que es sujetado al eje de mando central del motor. A medida que el fluido de perforacin es bombeado a travs del motor, este es dirigido por los estatores hacia los rotores a un ngulo predeterminado segn el diseo, esto fuerza el rotor a girar y a su vez al eje central de mando. Esta rotacin es transmitida a travs de la seccin de rodamiento y posteriormente a la broca. Las turbinas estn denominadas segn el nmero de etapas ejem. 90 a 250 etapas. El nmero de etapas determina el torque generado. Cada etapa tericamente aplica una cantidad igual de torque al eje de mando y es la suma de aquellos torques que sern transmitidos a la broca. Debido a la configuracin del motor las turbinas son limitadas a el uso de lodos de perforacin como medio de circulacin. Aire no puede ser usado, no hay una manera para que el operador en la mesa de trabajo determine cuan eficientemente el motor esta desarrollndose. Sin embargo estos motores son capaces de operar en pozos con alta temperatura que un PDM Desventajas Hay una minina indicacin en superficie del atascamiento de la turbina. Turbina no permite el bombeo de materiales de perdida de circulacin. El contenido de arena de los fluidos de perforacin deben mantenerse a un mnimo. Debido a que componentes de la turbina tienen un mnimo de caucho las turbinas pueden operar en pozos de altas temperaturas.Perforacin de Pozos de Petrleo III Ing. Carlos Ramrez Castaeda Pag. 54



Cada de presin a travs de la Herramienta es comnmente alta y puede variar desde 500 psi hasta 2000 psi. Las turbinas no requieren vlvulas de by-pass (Dump Valve). Usualmente el mximo desgaste permisible de los rodajes es del orden de los 4 mm. Caractersticas El Torque y las RPM son inversamente proporcionales. (A medida que los RPM aumentan el Torque disminuye). El Torque es una funcin del rate de flujo, la densidad del lodo, el ngulo de los impeller y el nmero de etapas y vara si el WOB varia. Una Potencia optima de salida toma lugar cuando los rodajes axiales estn bien balanceados Cambios en el rate de flujo causa que la curva caracterstica de la turbina tambin cambie. Fuera del fondo los RPM de la turbina alcanzaran una velocidad mxima sin restriccin y el Torque ser cero. En el fondo y justo antes de atascase, la turbina alcanza el mximo Torque y RPM es cero. Un ptimo performance se presenta a la mitad del Torque de atascamiento y a la mitad de la velocidad mxima entonces la Turbina alcanza su Mxima potencia. Una Turbina estabilizada usada en la seccin tangencial normalmente causar que la trayectoria del pozo se dirija hacia la izquierda.


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Perfora racin de Pozos de Petrleo III s I Ing. Ca arlos Ramrez C Castaeda

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3. PLANEAMIENTO BSICO DE UN POZO 3.1. Introduccin El planeamiento cuidadoso de un proyecto direccional antes del comenzar la operacin es probablemente el factor ms importante de un proyecto. Cada pozo direccional es nico en el sentido que tiene objetivos especficos. El cuidado tiene que ser ejercitado en la etapa de planeamiento para asegurar que todos los aspectos del pozo estn hechos a la medida para encontrar esos objetivos. Perforar un pozo direccional bsicamente envuelve perforar un pozo desde un punto en el espacio (Locacin en superficie) a otro punto en el espacio (El objetivo) de tal forma que el pozo pueda ser usado para el propsito deseado. Para poder hacer esto nosotros debemos primero definir las locaciones de superficie y el objetivo. El primer paso en realizar el planeamiento de cualquier pozo direccional es disear la trayectoria del pozo para intersectar un objetivo dado. El diseo inicial debera proponer los varios tipos o rutas que pueden ser perforados econmicamente. El segundo, el plan debera incluir los efectos de la geologa sobre el BHA que ser usado y otros factores que podran influenciar en la trayectoria final del pozo. Locacin.

La primera cosa a realizar es definir el sistema de coordenadas local en el punto de referencia de la estructura. En muchos pozos de tierra, esto ser la locacin en superficie. La locacion del objetivo es luego convertido a este sistema de coordenadas local si es necesario. Dimensin del objetivo.

Durante la fase de la perforacin de un pozo direccional la trayectoria en relacin al objetivo es monitoreado constantemente. A menudo decisiones costosas tendrn que realizarse para asegurar que los objetivos de un pozo sean alcanzados. Un objetivo definido de un pozo es esencial para realizar estas decisiones. La tecnologa disponible hoy nos permite perforar pozos extremadamente exactos. El costo de perforar un pozo es grandemente dependiente de la exactitud requerida si limites aceptables para alcanzar el objetivo deben ser bien definidos antes que el pozo halla comenzado. Exactitud vs costo

Es una consideracin extremadamente importante aqu. En muchos casos, compaas operadoras adoptan una dimensin del objetivo arbitrario ( o radio de tolerancia), particularmente en proyectos multipozos. La dimensin del radio del objetivo a menudo refleja una convencin mas que los requerimientos geolgicos reales del pozo. Es comn especificar restricciones lneas duras a ser especificadas solo cuando ellos muestran caractersticas crticas tales como fallas, anticlinales o restricciones legales como las delimitaciones del campo. Muchos pozos direccionales han sido innecesariamente corregidos o desviados para alcanzar el radio del objetivo que en realidad no represento el real objetivo de el pozo.Perforacin de Pozos de Petrleo III Ing. Carlos Ramrez Castaeda Pag. 59



Buena comunicacin

Con el departamento relevante (Geologa y/o Exploracin) antes de comenzar el pozo puede ayudar a evitar una serie de errores. Esto es particularmente verdad cuando una correccin esta siendo contemplada. El primer paso de cualquier plan para corregir el azimuth de un pozo debera ser consultado con el departamento de geologa. Perfil del pozo

Conociendo la posicin de la locacin en superficie y dado la locacin del objetivo, su TVD y coordenadas rectangulares, es posible determinar el perfil geomtrico del pozo desde superficie hasta el objetivo en el fondo del pozo. En general un pozo direccional puede ser: Derecho Tipo Slant Tipo S Horizontal El tipo de perfil seleccionado depender del objetivo geolgico y los mecanismos de produccin del pozo. Una vez el perfil ha sido seleccionado, el pozo ser planeado desde un punto de visto de perforacin direccional, esto involucra escoger los siguientes: Determinacion del Kick-off Point

El Kick-off point es definido como un punto en la trayectoria del pozo a una profundidad vertical dada debajo de la locacin en superficie, donde el pozo es desviado desde la vertical a una direccin , una inclinacin y un rate de levantamiento del ngulo dado. La seleccin del Kick off point es realizada considerando la trayectoria geomtrica del pozo y las caractersticas geolgicas. La inclinacin optima de un pozo es funcin del mximo rate de levantamiento permitido (y rate de declinacin si es aplicable) y la locacin del objetivo. Determinacin de los rates de levantamiento y declinacin del ngulo

El mximo rate de levantamiento y declinacin es normalmente determinado por uno o ms de los siguientes: La profundidad total del pozo Limitaciones de torque y sobretensin. Altos valores de severidad de dog-legs en la seccin de levantamiento del pozo resultan en altos valores de torque y sobretension mientras se perfora lo que queda del pozo. Esto puede ser un factor limitante severo en pozos muy profundos. Las formaciones a travs de la cual la seccin de levantamiento debe pasar. Altos rates de levantamiento no son a menudos posibles de alcanzar en formaciones suaves. Limitaciones mecnicas de la sarta de perforacin y el casing. Limitaciones mecnicas de las herramientas de registro y sartas de produccin. Formacin de ojos de llave en la seccin de levantamiento del kick off point.Pag. 60




Optimo rates de levantamiento o declinacin en pozos convencionales varan de lugar a lugar pero son comnmente en el rango de 1.5 a 3 por cada 100 pies. Una vez que el rate de levantamiento y el ngulo de inclinacin han sido establecido el kick off point puede ser determinado. Hay usualmente flexibilidad para acomodar los puntos del casing. Desde un punto de vista matemtico los dos tipos de pozo deben ser mas adelante divididos en aquellos donde el radio de curvatura en el levantamiento del ngulo es mas grande o menor que el desplazamiento total del pozo. 3.2.. Requerimientos para un planeamiento apropiado de un pozo direccional Hay muchos componentes para tomar en consideracin cuando se disea un plan exitoso de un pozo direccional. Informacin de la locacin en superficie (coordenadas UTM). Direccin y desviacin del objetivo (coordenadas UTM) Profundidad del punto de desviacin (kick off point). Profundidad y dimension del objetivo Rates de levantamiento y declinacin del ngulo de desviacin (BUR y DOR) Rate de giro de la herramienta considerar el lead angle. Angulo de mantenimiento (Hold angle) Inicio y termino de la declinacin del ngulo. Seccin tangencial (Tangent section) Profundidad medida (Measured Depth) Profundidad vertical verdadera TVD Desplazamiento horizontal del objetivo (Horizontal Departure). Direccin del objetivo (Azimnuth) Angulo de inclinacin (Drift) Seccin vertical ( Vertical Section) Informacin de registros, records anteriores Informacin acerca de los pozos cercanos Uso de motores de fondo y herramientas MWD Herramientas de deflexin utilizadas para desviar el pozo

Material del equipo esto incluye : Dimensin, conexin y nmero de drill collars. Dimensin, conexin y nmero de Heavy weight. Informacin de la potencia en las bombas de lodo. Sistema de control de slidos Potencia del malacate y capacidad nominal bruta del castillo (Gross Nominal Capacity). Capacidad del Top drive y Sistema de aparejos. Tipo de registros de desviacin.

Diseo de Tubera Determinar el lmite mximo de WOB necesario y disponible Determinar el equipo requerido y especificaciones Optimizar el perfil del pozo para un mnimo torque y arrastrePag. 61




Diseo del BHA y configuraciones de la tubera Tener en cuenta el impacto de doglegs severos Determinar los lmites de overpull Fatiga acumulada de la tubera Mximo torque del top drive/rotary table Requerimiento de total energa en superficie Capacidad de overpull del equipo y de la tubera Torque de las conexiones Capacidad de presin en superficie de las bombas Mximo WOB - para evitar buckling en la tubera Key - seats y alto torque

Programa de Barrenas Registro de brocas. Tipo de formacin Recomendacin del tipo de barrena Evaluacin del esfuerzo mecnica de roca Evaluacin econmica Costo/pie Programa de Fluido de Perforacin Informacin de la formacin (Composicin qumica del lodo) Anticipada temperatura del pozo.( Mas de 275-300 F pueden causar degradacin del producto Reologa necesaria para optimizar la limpieza del pozo, grandes ngulos en el pozo pueden necesitar el uso de aditivos para reducir el torque y el drag. Uso de hidrulica requerida para un efectiva limpieza en el espacio anular y equipo necesario para el control de slidos Temas potenciales de estabilidad del pozo pueden corresponder al peso del lodo necesario. Inhibicin necesaria para largas secciones de hueco abierto. Determina mnimo peso de lodo necesario para prevenir un reventn Indica mximo peso de lodo que no fracturara la formacin Diseo de Revestimiento Dimensin y profundidad del casing Recolectar informacin de pozos vecinos Profundidad de sentado de revestimiento Gradiente de fractura, Gradiente poral. Aislamiento de zonas problemticas Optimizacin de la completacin del hoyo Seleccin de peso y grado de revestimiento Presin de colapso Presin de reventn Carga de tensin Uso de cauchos protectores en el DP para proteger el desgaste del casing. Uso de centralizadores en el casing. Consideraciones de Torque y Arrastre


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Optimizar el diseo del hoyo para un mnimo Torque y arrastre incluyendo secciones horizontales de mximo alcance Analizar problemas operativos, ya sea actuales o previos Determinar las limitaciones de la tubera y revestimiento Determinar la capacidad del equipo de perforacin 4. PERFILES BSICOS DEL POZO

4.1. Caractersticas de un Perfil de Pozo Un perfil de pozo direccional es la trayectoria planeada de un pozo desde la superficie hasta la profundidad final proyectando el pozo sobre dos planos ploteados. Para determinar el mejor perfil geomtrico del pozo desde la superficie hasta el objetivo la siguiente informacin debe ser conocida. La ubicacin de la locacion en superficie. La posicin de locacion del objetivo. La profundidad vertical verdadera (TVD)

Kickoff Point (KOP)

El punto de desviacin es la locacin a cierta profundidad bajo la superficie donde el pozo es desviado en una direccion proporcionada.


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Inclinacin (desvo / Drift)

Es el ngulo (en grados) entre la vertical local (el vector local de gravedad como lo indica una plomada) y la tangente al eje del pozo en un punto determinado. Por convencin, en la industria petrolera 0 es vertical y 90 horizontal.

Termino del levantamiento del ngulo de inclinacin ( End of Buildup EOB)

Es el punto donde el pozo ha terminado de incrementar el ngulo.


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Mantener el angulo (Hold Angle)

El mantener el ngulo ocurre donde la inclinacin de el pozo es sostenido constante.

Seccin Tangente (Tangent Section)

La seccin tangente ocurre despus de una seccin de levantamiento donde la inclinacin del pozo se mantuvo constante por una cierta distancia, podra haber un adicional levantamiento o cada del ngulo antes de alcanzar el objetivo.


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Comienzo de la declinacin (Start of Drop)

Es la locacin donde el pozo empieza a declinar el en ngulo.

Termino de la Declinacin (End of Drop EOD)

Es la locacin donde el pozo termina la declinacin del ngulo.


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4.2. Definicin de trminos usados en mtodos de clculos de registros de desviacin

: Azimuth de laTrayectoria del Pozo

O es el punto de referencia para el pozo. Desde O hay tres ejes, hacia el norte hacia este y la direccin vertical z hacia abajo. S Es el punto de referencia de la locacion en superficie. B es el punto del registro. a es el azimuth en grados del plano de seccin vertical, es medido en el plano horizontal desde la direccin Norte geogrfico, comenzando en 0 y continua hasta 360 ( En la direccin de las agujas del reloj desde el eje Norte) "TVD" es la proyeccin de la profundidad medida MD, a lo largo de la trayectoria del pozo sobre el eje vertical z. La distancia es SB3. "HD" es el Desplazamiento Horizontal/ Desviacin horizontal,(Horizontal Departure) medido en el plano horizontal pasando a travs del punto de registro. La distancia es BB3 (Entre el registro y el eje z).Perforacin de Pozos de Petrleo III Ing. Carlos Ramrez Castaeda Pag. 67



"VS" es la seccin vertical (Vertical section), es la longitud de la proyeccin del desplazamiento horizontal (Horizontal Departure) sobre el plano de seccin vertical definido por su azimuth. La distancia es B3B2. Un plano de seccin vertical es definido por su azimuth y el punto de origen. Usualmente la seccin vertical pasa a travs del centro del objetivo que es usado para plotear el perfil del pozo. Profundidad Medida (Measured Depth / MD)

Es la distancia medida a lo largo de la ruta actual del pozo, desde el punto de referencia en la superficie hasta el punto de registros direccionales. Es la sumatoria de la cantidad de tubos perforados ms el ensamblaje de fondo para completar la profundidad del pozo.

Profundidad Vertical Verdadera (True Vertical Depth / TVD)

Es la distancia vertical desde el nivel de referencia de profundidad hasta el punto correspondiente al curso del pozo.


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Seccin Vertical

En un plano de pozo, el Perfil vertical o Seccin vertical (Vertical Section) corresponde usualmente a una propuesta en un plano definido por la direccin recta entre la boca de pozo y el objetivo. Esta direccin se conoce como azimuth de la seccin vertical o Ubicacin propuesta del fondo del pozo (PBHL) o plano propuesto o direccin del objetivo. En este caso, se llama seccin vertical a la proyeccin de la Desviacin Horizontal Total (Total Horizontal Departure) del pozo sobre este plano. Considrese un plano horizontal del pozo en el diagrama siguiente:

HD

Azimuth (Direccin del pozo)

El azimuth de un pozo en un punto es la direccin del pozo sobre el plano horizontal, medido como un ngulo en sentido de las agujas del reloj a partir del Norte de referencia. Esta referencia puede ser el Norte Verdadero, el Magntico o el de Mapa y por convencin se mide en sentido de las agujas del reloj. Todas las herramientas magnticas inicialmente dan la lectura de azimuth con respecto al Norte Magntico. Sin embargo, las coordenadas calculadas finalmente estn referidas al Norte Verdadero o al Norte grid o de Mapa


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Una vez que la informacin listada ha sido obtenida, un modelo del pozo puede ser escogido. Experiencias reales en aos recientes han mostrado que una mayora de pozos direccionales caeran dentro de uno de los cuatro modelos bsicos presentados en las siguientes pginas. 4.3. Perfiles Bsicos Tipo I ( Slant well / J type)

Este tipo es planeado de tal manera que el punto de desviacin (kick off point, profundidad hasta el cual se baja el casing de superficie) y la seccin de levantamiento son completados a profundidades someras. La direccin e inclinacin son posteriormente mantenido tan derecho como sea posible hacia el objetivo como muestra la figura. Puede presentar hasta dos secciones de levantamiento. Puede ser usado para pozos profundos que presentan grandes desplazamientos horizontales. Tambin puede ser usado para pozos de moderadas profundidades de perforacin con moderados desplazamientos horizontales donde el casing intermedio no es requerido y donde existe una sola zona productiva. En pozos profundos una sarta de casing intermedio puede ser bajado a travs de la seccin de levantamiento hasta la profundidad requerida, la direccin e inclinacin son luego mantenidos bajo el csg hasta la profundidad total.


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Tipo II (S type well)

Este tipo de pozo presenta el punto de desviacin (kick off point) a una profundidad somera o cercana a la superficie, con una seccin recta , posterior una seccin de levantamiento es alcanzada, la perforacin continua manteniendo la seccin tangente hasta que la mayor parte del desplazamiento horizontal es alcanzado y por ltimo una cada o declinacin del ngulo es requerido para retornar la inclinacin del pozo hacia la vertical y alcanzar el objetivo. El casing de superficie es sentado en la parte superior de la seccin de levantamiento, el casing intermedio es sentado en la parte inferior de la seccin tangencial. Este tipo es empleado en pozos profundos que presentan problemas de gas y formaciones con agua salada que determinan el sentado del casing intermedio. . Este pozo tiene varias variaciones: a) Seccin de levantamiento, seccin tangente y cada hacia la vertical. b) Seccin de levantamiento, seccin tangente, cada y mantenimiento del ngulo. c) Seccin de levantamiento, seccin tangente y cada contina a travs del objetivo. Este tipo se utiliza para perforar mltiples zonas productivas, debido a que permite un mejor espaciamiento en el fondo del rea, reduce el ngulo final en el reservorio para hacer mas fcil la completacin, limitaciones del objetivo y del block de arrendamiento, en pozos off-shore por el requerimiento de espaciamiento entre pozos cuando mltiples pozos son perforados desde una plataforma, pozos profundos con un desplazamiento horizontal pequeo.Perforacin de Pozos de Petrleo III Ing. Carlos Ramrez Castaeda Pag. 71



Desventajas: a) Incremento en el torque y el drag. b) Riesgo de presentarse los ojos de llave. c) Puede causar problemas al bajarse los registros elctricos por el mximo ngulo de levantamiento.


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Tipo III (Continuo Levantamiento)

Este tipo de pozo presenta el punto de desviacin a gran profundidad, su desviacin empieza bajo el casing de superficie y la inclinacin es luego mantenida hasta la profundidad del objetivo. Puede presentar una corta seccin tangente que es opcional. Los ngulos de inclinacin pueden ser relativamente altos y el desplazamiento horizontal relativamente mas corto que los modelos anteriores. Desde que las operaciones de deflexin tienen lugar a mayor profundidad en el pozo, los tiempos de viaje para una operacin son altos, la parte desviada no es normalmente entubado hasta que la profundidad final halla sido alcanzada. Una aplicacin seria para pozos confirmatorios para evaluar la extensin de un reservorio recin descubierto. Tambin puede ser usado para explorar trampas estratigrficas u obtener adicional informacin geolgica sobre un pozo. Perforar en fallas o domos de sal as como tambin pozos re-entry. La seccin de levantamiento usualmente no se encuentra con casing Desventajas: a) Como las formaciones son mas duras entonces la deflexin inicial se hace mas difcil de alcanzar. b) Se hace ms difcil alcanzar la orientacin del tool face en la deflexin con el motor de fondo, se presenta mucho torque reactivo. c) Tiempos de viajes redondo largos para cambiar los BHA requeridos. d) En plataformas multipozos solo una pequea cantidad de pozos pueden considerar puntos de desviacin profundos debido a la corta separacin de los slots y la dificultad de de mantener loz pozos en la vertical en formaciones estables. La mayor parte de los pozos deben considerar puntos de desviacin someros para reducir la congestin debajo de la plataforma y minimizar los riesgo de colisin.


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Tipo IV (Trayectorias Horizontales)

Este tipo de pozo desva desde su configuracin vertical o cercana a la vertical a un plano horizontal o cercano al horizontal. Los pozos horizontales tienen una seccin vertical, una seccin de levantamiento de ngulo hasta un mximo de 40 , una seccin tangente una segunda seccin de levantamiento (seccin de aterrizaje) donde el ngulo se deflexiona hasta alcanzar 83 o ms y en la mayora de veces una seccin horizontal. Cuando un pozo horizontal es apropiadamente aplicado, puede producir mejor que varios pozos verticales. Pozos Horizontales pueden proveer solucin optima en situaciones especficas donde es necesario lo siguiente: Mejorar la recuperacin y el drenaje del reservorio Incrementar la produccin en reservorios consolidados Para espaciar y reducir el nmero de pozos en proyectos de desarrollo y de inyeccin Control de problemas de conificacin de gas/agua


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5. CALCULO DE LA TRAYECTORIA Un pozo tipo Stant Donde el radio de curvatura es menor que el desplazamiento total del objetivo. R < D2

Dado: Coordenadas de la cabeza del pozo Coordenadas del objetivo. El TVD del objetivo, V3 Profundidad vertical KOP, V1. Rate de levantamiento BUR.

Determinar: R (Radio de curvatura) V2 TVD del punto final de la seccin de levantamiento. V2-V1 MD de la seccin de levantamiento con el rate de levantamiento correspondiente al radio de curvatura R. V3-V2 MD de la seccin tangente a la profundidad total. D1 Desplazamiento en el punto final del levantamiento. D2 desplazamiento horizontal total del objetivo/ seccin vertical.Perforacin de Pozos de Petrleo III Ing. Carlos Ramrez Castaeda Pag. 76



Mximo ngulo de inclinacin del pozo. Pozo tipo Slant Donde el radio de curvatura de la seccin de levantamiento es mas grande que el desplazamiento total del objetivo. R > D2

Dado: Coordenadas de pozo en superficie. Coordenadas del objetivo. TVD del objetivo, V3 Profundidad vertical KOP, V1 Rate de levantamiento, BUR

Determinar: R (Radio de curvatura) V2 TVD del punto final de la seccin de levantamiento. V2-V1 MD de la seccin de levantamiento con el rate de levantamiento correspondiente al radio de curvatura R. V3-V2 MD de la seccin tangente a la profundidad total. D1 Desplazamiento en el punto final del levantamiento.Perforacin de Pozos de Petrleo III Ing. Carlos Ramrez Castaeda Pag. 77



D2 desplazamiento horizontal total del objetivo/ seccin vertical. Mximo ngulo de inclinacin del pozo. Pozo tipo S Donde la suma del radio de curvatura y el radio de levantamiento mas el radio de declinacin es menor que el desplazamiento total del objetivo. R1 + R2 < D3

Dado: Coordenadas de pozo en superficie. Coordenadas del objetivo. TVD del objetivo, V3 Profundidad vertical KOP y V1 Rate de levantamiento, BUR Rate de declinacin, DOR

Para determinar: R1 y R2 V2 TVD en el punto final del levantamiento V3 TVD del comienzo de la declinacin V4 TVD en el punto final de la declinacin D1 Desplazamiento en el punto final del levantamiento.Perforacin de Pozos de Petrleo III Ing. Carlos Ramrez Castaeda Pag. 78



D2 Desplazamiento en el punto final de la seccin tangencial. D3 Desplazamiento horizontal total del objetivo. Mximo ngulo de inclinacin del pozo. Pozo tipo "S" Donde la suma del radio de levantamiento mas el radio de levantamiento mas el radio de declinacin es mayor que el desplazamiento total del objetivo. R1 + R2 > D3.

Dado: Coordenadas de pozo en superficie. Coordenadas del objetivo. TVD del objetivo, V3 Profundidad vertical KOP y V1 Rate de levantamiento, BUR Rate de declinacin, DOR

Para determinar: R1 y R2 V2 TVD en el punto final del levantamiento V3 TVD del comienzo de la declinacin V4 TVD en el punto final de la declinacinPerforacin de Pozos de Petrleo III Ing. Carlos Ramrez Castaeda Pag. 79



D1 Desplazamiento en el punto final del levantamiento. D2 Desplazamiento en el punto final de la seccin tangencial. D3 Desplazamiento horizontal total del objetivo. Mximo ngulo de inclinacin del pozo. Type J well profile worksheet


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R-D2


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Type S well profile worksheet


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Ejemplo Se proyecta perforar debajo de un lago a la locacin diseada por el pozo 2. Para este poso, una trayectoria slant ser usada. La seccin vertical hacia el objetivo es 2655 pies a un TVD de 9,650 pies. El rate recomendado de levantamiento del ngulo es 2/ 100 pies. El kick-off point es 1600 pies. Determinar: a) El radio de curvatura R1 b) El mximo ngulo de inclinacin c) La profundidad medida al final del levantamiento. d) La seccin vertical al final del levantamiento. e) La profundidad medida total. f) La profundidad medida a un TVD de 1915 pies g) La seccin vertical a un TVD de 1915 pies. h) La profundidad medida a un TVD de 7614. i) La seccin vertical a un TVD de 7614 pies. Solucin a) R = 180 /( x 0.02) = 2,864.7 pies b) DC = R - D2 = 2864.7 - 2655 = 209.7 pies DO = TVD - V1 = 9650 1600 = 8050 pies. Angulo DOC = Arc Tang ( DC/ DO) = 1.492 OC = DO / Cos (Angulo DOC) = 8052.7 pies Angulo BOC = Arc Cos (R / OC) = Arc Cos ( 2864.7/8052.7) = 69.16 Angulo BOD = Angulo BOC + ngulo DOC = 1.492 + 69.16 = 70.65 Mximo ngulo = 90 - Angulo BOD = 90 70.65 = 19.34 BC =

OC 2 R 2 = 7525.91 pies

EC = BC Sen () = 7525.91 x Sen (19.34) = 2492.37 pies c) La MD al final del levantamiento = V1 + /BUR = 1600 + 967 = 2567 pies d) La TVD al final del levantamiento = V1 + R Sen() = 2548.71 pies e) Prof. Total = V1 + /BUR + BC = 2567 + 7525.91 = 10,092.91 pies f) 1915 = V1 + R Sen = 1600 + 2864.7 Sen Despejando = Arc Sen[ (1915 1600)/ 2864.7 ]= 6.31 La long. de arco correspondiente a ese angulo es = 6.31 / 0.02 = 315.5 pies La MD a ese TVD = 315.5 + 1600 = 1915.5 g) La VS a TVD de 1915 pies es igual aPerforacin de Pozos de Petrleo III Ing. Carlos Ramrez Castaeda Pag. 85



VS = R ( 1 Cos (6.31) = 2864.7 (1 0.993) = 17.5 pies h) La MD a un TVD de 7614 pies

MD = 1600 + (19.34 / 0.02) + [ 7614 1600 2864.7 Sen (19.34)] = 7935.21 pies Cos (19.34) h) La VS a un TVD de 7614 pies VS = [ 2864.7 ( 1- Cos 19.34) + (7614 1600 2864.7 Sen( 19.34)) Tang 19.34 ] = 161.65 + 1777.80 = 1939.45 pies Mltiples objetivos Cuando un pozo direccional esta siendo planeado, la profundidad y la seccin vertical de un objetivo son dados as como tambin sus dimensiones. Los objetivos pueden ser rectangulares, cuadrados o circulares. Si el objetivo es circular un radio es Diseado. Algunas veces hay mltiples objetivos como los indicados en la figura 8.14 (a). Si estos estn favorablemente posicionados mltiples objetivos pueden ser econmicamente penetrados con alguno de los tipos/perfiles de trayectoria mostrados. Algunas veces sin embargo estos se presentan desfavorablemente alineados 8.14(b) y costosas alteraciones en la trayectoria son requeridos. La trayectoria 8.14(b) podra ser dificultoso y costoso para perforar aun cuado la seccin vertical se muestra la misma como la fig 8.14(a). El cambio de direccin para encontrar el objetivo (3) seria en la mayora de las situaciones estar extremadamente difcil a ejecutar.


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Ejemplo Dado los siguientes datos: KOP : 2000 pies TVD : 9000 pies HD : 4000 pies BUR : 2/100 pies DOR : 1.5/100 pies Solucin a) Radios de curvatura R1 = 180 / ( x 0.02) = 2,864.788 pies R2 = 180 / ( x 0.015) = 3,819.718 pies b) Mximo ngulo x = R1 (D3 R2) = 2864.788 (4000 3,819.718) = 2684.50 pies Angulo = Arc Tang ( x/(V4-V1)) = Arc Tang ( 2684.5/ (9000 2000)) = 20.98 OF = (V4-V1) /Cos = 7497 pies OG = BC =

OF

2

( R1 R2

2

=

7497

2

(2864.78 3819.71) 2 = 3394.49 pies

Angulo FOG = Arc Sen ( R1+R2)/OF = Arc Sen (2864.78 + 3819.71)/ 7497 = 63.07 Mximo ngulo = Angulo FOG - = 63.07 20.98 = 42.09 c) La MD al final del levantamiento = V1 + / BUR = 2000 + 42.09/0.02 = 4104.50 pies d) El TVD V2 = V1 + R1 Sen = 2000 + 2864.78 Sen 42.09 = 3920.25 pies e) La VS/ HD, D1 = R1 ( 1-Cos ) = 2864.78 ( 1- Cos 42.09) = 738.84 pies f) La MD al inicio de la declinacin = V1+ / BUR+ BC = 4104.50 + 3394.49 = 7499 ps g) El TVD V3 = V2 + BC Cos = 3920.25 + 3394.49 Cos 42.09 = 6439.27 pies h) La VS/ HD, D2 = D1 + BC Sen = 738.84 + 3394.49 Sen 42.09 = 3014.15 pies i) La MD al Termino de la declinacin= V1+ / BUR+BC+ / DOR = 7499 + 42.09/0.015 = 10,305 pies j) El TVD V4 = 9000 pies Dato del problema k) La VS/ HD, D3 = 4000 pies Dato del problema.


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