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PROPIEDADES “DRILLING LEARNS” SOBRE PERFORACIÓN DIRECCIONAL EN LA INDUSTRIA DEL PETRÓLEO

JEISON ALEJANDRO SUAREZ CASTAÑEDA NEVARDO SANCHEZ CÁRDENAS

ESCUELA DE PERFORACIÓN INTERNACIONAL DEL PETRÓLEO TECNICO DE PERFORACIÓN Y COMPLETAMIENTO DE POZOS VILLAVICENCIO – META 2012

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PROPIEDADES “DRILLING LEARNS” SOBRE PERFORACIÓN DIRECCIONAL EN LA INDUSTRIA DEL PETRÓLEO

JEISON ALEJANDRO SUAREZ CASTAÑEDA NEVARDO SANCHEZ CÁRDENAS

INGENIERO DIEGO HERNANDO HERRERA Director de Investigaciones de Proyectos

ESCUELA DE PERFORACIÓN INTERNACIONAL DEL PETRÓLEO TECNICO DE PERFORACIÓN Y COMPLETAMIENTO DE POZOS VILLAVICENCIO – MET 2012

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NOTA DE ACEPTACION

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_________________________________ DIRECTOR DEL TRABAJO

VILLAVICENCIO – META 2012

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DEDICATORIA Le dedicamos este trabajo de grado a nuestra familias que han sido la fuente de tanto sacrificio y esfuerzo, por haber creído en nuestra capacidades y habernos recordado siempre que si queremos seremos capaces y podremos, por supuesto gracias a Dios por llenarnos de sabiduría y bendiciones, nuestra familias, amigos cercanos y nuestro asesores de proyecto que nos ayudaron a sacar esta adelante. JEISON ALEJANDRO SUAREZ CASTAÑEDA ALEVARDO SANCHEZ CÁRDENAS

AGRADECIMIENTOS

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Primero que nada nuestra gracias son para Dios, que nos dio la sabiduría y la fortaleza para cumplir todas las metas que desde el principio nos propusimos. A nuestro director de proyecto: Ing. Luis Fernando Hernández por su colaboración, por compartir sus conceptos y por haber aceptado este reto y sacar adelante este proyecto de grado. A nuestro director de técnica: Ing. Remberto Taron el conocimiento adquirido en sus clases fue demasiado valioso para el análisis de nuestro proyecto. A los profesores de nuestro curso técnico que compartieron con nosotros su conocimiento en clase que nos brindaron información que requeríamos para hacer de este proyecto algo muy completo.

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TABLA DE CONTENIDO INTRODUCCION ........................................................................................................ 13 2. PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA .................................................................... 14 3. JUSTIFICACIÓN..................................................................................................... 15 4. METODOLOGIA ..................................................................................................... 16 5. ALCANCE Y LIMITACIONES................................................................................. 17 5.1. ALCANCES....................................................................................................... 17 5.2. LIMITACIONES .................................................................................................... 17 6. OBJETIVOS............................................................................................................ 18 6.1. OBJETIVO GENERAL ...................................................................................... 18 6.2. OBJETIVOS ESPECIFICOS ............................................................................. 18 7. PERFORACIÓN DIRECCIONAL ............................................................................ 19 7.1. DISEÑO DE LA PERDORACIÓN DIRECCIONAL ............................................ 27 7.1.1. Recopilación de Información ...................................................................... 27 7.1.2. Determinación de la Trayectoria ................................................................. 27 7.1.2.1. Trayectoria Incrementar- Mantener (Slant) .......................................... 28 7.1.2.2. Trayectoria Incrementar- Mantener - Disminuir (Tipo S) ...................... 29 7.1.2.3. Trayectoria Incrementar- Mantener – Disminuir y/o mantener Tipo “S” (modificada) ...................................................................................................... 29 7.1.2.4. Trayectoria de Incremento continuo ................................................... 30 7.1.2.5. Selección de la Trayectoria ................................................................. 31 7.1.3. Control de la Trayectoria ............................................................................ 32 7.1.3.1. Dispositivos para medición de la trayectoria ........................................ 32 7.1.3.1.1. Instrumentos Giroscópicos ..................................................... 32 7.1.3.1.2. Herramientas de orientación direccional ................................ 33 7.1.3.1.3. Sistemas MWD ...................................................................... 33 7.1.3.2. Herramientas y/o equipo de desviación ............................................... 33 7.1.3.2.1. Desviador de pared ................................................................ 34 7.1.3.2.2. Barrena de chorro .................................................................. 35 7.1.3.2.3. Motores de fondo ................................................................... 35 7.1.3.2.4. Codos desviadores y Juntas articuladas ................................ 38 7.1.3.2.5. Perforación direccional con Motor de Fondo .......................... 38 7.1.3.3. Aparejos de Fondo .............................................................................. 39 7.2. RECOMENDACIONES PRÁCTICAS ............................................................... 39 7.2.1. Costos ....................................................................................................... 39 7.2.2. Torque ........................................................................................................ 39 7.2.3 Arrastre ................................................................................................... 39 7.2.4. Generación de “Ojos de Llave” ............................................................... 39 7.2.5 Pegadura de pared ................................................................................ 40 6


7.2.6. Hidráulica ................................................................................................ 40 7.3. HERRAMIENTAS UTILIZADAS EN SARTAS DIRECCIONALES .................... 40 7.3.1. Tipos de sartas direccionales rotatorias .................................................... 44 7.4. MOTORES DE PERFORACIÓN DIRECCIONAL ............................................. 45 7.4.1. Selección de motores ................................................................................ 45 7.4.1.1. Motor de alta velocidad/bajo Torque (1:2) Típicamente utilizado ....... 45 7.4.1.2. Motor de Media velocidad/Medio Torque (4:5) Típicamente utilizado 45 7.4.1.2. Motor de Bajo velocidad/Bajo Torque (7:8) Típicamente utilizado ..... 45 7.4.2. Componentes Dump Sub .......................................................................... 46 7.4.2.1. Ensamble Dump Sub .......................................................................... 46 7.4.2.2. Sección de Potencia ........................................................................... 47 7.4.2.3. Ensamble de Control .......................................................................... 47 7.4.2.4. Sección ajustable................................................................................. 48 7.4.2.5. Sección sellada de baleros ................................................................. 48 7.4.3. Restricciones Operativas ............................................................................ 49 7.4.4. Problemas en la perforación Direccional .................................................... 49 7.4.4.1. Aumentos de presión ........................................................................... 49 7.4.4.2. Decrementos de Presión ..................................................................... 50 7.5. NUEVAS TECNOLOGIAS DE PERFORACION DIRECCIONAL ...................... 50 7.5.1. Rotaria navegable (rotary steerable) .......................................................... 50 7.5.2. Motor GeoForceTM ...................................................................................... 51 7.5.2.1. Aplicaciones del motor GeoForce ........................................................ 52 7.5.2.2. Características del motor GeoForce .................................................... 52 7.5.2.3. Beneficios del motor GeoForce ........................................................... 52 7.5.3. Sensor ABITM (Inclinación en la broca) ....................................................... 53 7.5.3.1. Aplicaciones del Sensor ABI ................................................................ 53 7.5.3.2. Costos del pozo reducidos del sensor ABI .......................................... 55 7.5.3.3. Cómo funciona el sensor ABI .............................................................. 55 7.6. APLICACIOENS DE LA PERFORACION DIRECCIONAL ............................... 57 7.6.1. El sidetracks ............................................................................................... 57 7.6.2. Localizaciones Inaccesibles ....................................................................... 57 7.6.3. Perforación de domos salinos .................................................................... 58 7.6.4. Control de fallas.......................................................................................... 58 7.6.5. Múltiples pozos exploratorios desde un solo agujero ................................. 59 7.6.6. Perforación terrestre hacia localizaciones marinas .................................... 59 7.6.7. Perforación costa afuera de pozos múltiples .............................................. 60 7.6.8. Pozos de alivio ........................................................................................... 60 7.6.9. Pozos horizontales ..................................................................................... 61 7.6.10. Pozos de alcance extendido ..................................................................... 61 7.6.11. Pozos multilaterales ................................................................................. 62 7.6.12. Pozos de radio corto, mediano y largo ..................................................... 62 7


8. LA IMPORTANCIA DEL MONITOREO .................................................................. 63 8.1. ¿POR QUÉ TOMAR REGISTROS DIRECCIONALES? ................................... 63 8.2. MODELOS DE LA TIERRA............................................................................... 63 8.3. EL GEOIDE....................................................................................................... 63 8.4. EL ESFEROIDE ................................................................................................ 64 8.5. SISTEMAS DE DIVISION TERRESTRE........................................................... 65 8.5.1. Cuadriculado Universal Transverso (UTM)................................................. 65 8.5.2. Protección cónica de Lambert .................................................................... 66 8.5.3. otros sistemas de División .......................................................................... 67 8.6. DECLINACION MAGNETICA ........................................................................... 67 8.7. MAPAS DE DIVISION ....................................................................................... 69 8.8. RESUMEN ........................................................................................................ 71 9. HERRAMIENTAS DE EVALUACION ..................................................................... 71 9.1. FACTORES DE SELECCIÓN DE HERRAMIENTAS ....................................... 71 9.2. HERRAMIENTAS MAGNETICAS ..................................................................... 72 9.2.1. Herramientas de Evaluación Fotográfica Magnética ................................. 72 9.2.2. Disparo Individual Magnético...................................................................... 72 9.2.3. Evaluación de Caída Magnética ................................................................. 73 9.2.4. Disparo Magnético Múltiple (MMS) ............................................................. 73 9.2.5. Disparo Magnético Electrónico Múltiple (EMS)........................................... 73 9.3. HERRAMIENTAS DE EVALUACION GIROSCOPICA .................................... 74 9.3.1. Giroscopio de Disparo Simple .................................................................... 74 9.3.2. Giroscopio de Disparo Múltiple ................................................................... 74 9.3.3. Giroscopio de lectura en superficie ............................................................ 75 9.3.4. Medidor Guía Laser Inercial (“RIGS”) ......................................................... 75 9.4. SISTEMAS DE MEDICION DE EVALUACION DE MWD ................................. 76 9.4.1. Inclinación en MWD .................................................................................... 77 9.4.2. Interferencia Magnética .............................................................................. 78 9.4.2.1. Fuerza del Polo Magnético .................................................................. 78 9.4.2.2. Fuerza de interferencia (Fuerza del Polo) / (Distancia)2 ..................... 78 9.4.2.3. Inclinación del Agujero......................................................................... 79 9.4.2.4. Dirección del Agujero........................................................................... 79 9.4.2.5. Locación Geográfica ............................................................................ 80 9.4.2.6. Selección de Lastras Barrenas No-Magneticas ................................... 80 10. METODOS DE CALCULO DE EVALUACION ..................................................... 81 10.1. METODO TANGENCIAL ................................................................................ 81 10.2. METODO DE ANGULO PROMEDIO .............................................................. 82 10.3. METODO DEL RADIO DE CURVATURA ....................................................... 82 10.4. METODO DE CURVATURA MINIMA ............................................................. 82 10.5. INCERTIDUMBRE EN LA EVALUACION ....................................................... 82 11. PERFORACION DIRECCIONAL .......................................................................... 84 8


11.1. ¿POR QUÉ PERFORAR DIRECCIONALMENTE? ........................................ 84 11.2. TÉCNICAS DE DESVIACION ......................................................................... 84 11.2.1. Cucharas de Desviación (Whipstcok) ....................................................... 84 11.2.2. Propulsión (jetting).................................................................................... 85 11.2.3. Perforación Rotaria ................................................................................... 85 11.2.4. Motores..................................................................................................... 85 11.3. CONTROL DIRECCIONAL CON SISTEMAS ROTATORIOS ........................ 86 11.3.1. Calibre y Localización de Estabilizadores ................................................ 86 11.3.1.1. Principio Fulcrum ............................................................................... 86 11.3.1.2. Principio de Estabilización ................................................................. 87 11.3.1.3. Principio de Péndulo .......................................................................... 87 11.3.1.4. Estabilizadores de Calibración Variable ............................................ 88 11.3.2. Diámetro de la Lastra Barrena.................................................................. 88 11.3.3. Tipo de Barrena ........................................................................................ 88 11.3.4. Anisotropía de Formación......................................................................... 89 11.3.5. Dureza de Formación ............................................................................... 89 11.4. CONTROL DIRECFCIONAL CON MOTORES DE FONDO ........................... 89 11.4.1. Turbinas.................................................................................................... 90 11.4.2. Motores de Desplazamiento Positivo (PDM) ............................................ 90 11.4.3. Inclinación de la Barrena .......................................................................... 91 11.4.3.1. Substituto curvo o “Bent Sub” ............................................................ 91 11.4.3.2. “Bent Housing” Ajustable ................................................................... 91 11.4.4. Torque Reactivo ....................................................................................... 92 11.4.5. Tamaño de estabilizador y Localizacion ................................................... 92 11.4.5.1. Motor Estabilizador ............................................................................ 92 11.4.5.2. Primer Estabilizador........................................................................... 93 11.4.5.3. Estabilizadores de Calibre Variable ................................................... 94 11.4.6. Desplazamiento de Perforacion................................................................ 94 12. ANEXOS ............................................................................................................... 95 13. CONCLUSIONES ................................................................................................. 96 14. BIBLIOGRAFIA .................................................................................................... 97

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LISTA DE FIGURAS

Figura 1. Pozo Direccional .......................................................................................... 19 Figura 2. Profundidad Vertical Verdadera (TVD)......................................................... 20 Figura 3. Profundidad medida (MD) ............................................................................ 20 Figura 4. Kickoff Point (KOP) ...................................................................................... 21 Figura 5. Well Inclination ............................................................................................. 21 Figura 6. End of Buildub .............................................................................................. 21 Figura 7. Hold angle .................................................................................................... 21 Figura 8. Tangent Section ........................................................................................... 22 Figura 8. Start of drop ................................................................................................. 22 Figura 10. End of drop ................................................................................................ 23 Figura 11. Target Displacement .................................................................................. 23 Figura 12. Target Location .......................................................................................... 23 Figura 13. Horizontal displacement (HD) .................................................................... 24 Figura 14. Sección vertical (VS) .................................................................................. 24 Figura 15. Coordenadas rectangulares ....................................................................... 25 Figura 16. Sección vertical (VS) .................................................................................. 25 Figura 17. Azimuth ...................................................................................................... 26 Figura 18. Trayectoria tipo “Slant” ............................................................................... 28 Figura 19. Trayectoria incrementar – Mantener – Disminuir (Tipo S).......................... 29 Figura 20. Trayectoria incrementar – Mantener – Disminuir y/o mantener (Tipo S modificada).................................................................................................................. 29 Figura 21. Trayectoria de incremento continuo ........................................................... 30 Figura 22. Tipo y características de trayectoria........................................................... 30 Figura 23. Procedimiento para selección de trayectoria ............................................. 31 Figura 24. Desviador de pared .................................................................................... 34 Figura 25. Barrena de chorro ...................................................................................... 35 Figura 26. Motor dirigible ............................................................................................ 37 Figura 27. Sección trasversal de un motor .................................................................. 37 Figura 28. Codo desviador – motor rígido ................................................................... 38 Figura 29. Sarta motor de fondo ................................................................................. 40 Figura 30. Secciones de potencia ............................................................................... 41 Figura 31. Secciones de transmisión .......................................................................... 41 Figura 32. Sección de baleros..................................................................................... 42 Figura 33. Estabilizadores........................................................................................... 43 Figura 34. Herramienta MWD ..................................................................................... 44 Figura 35. Tipos de sartas direccionales de rotación: (1: Levantar inclinación), (2. Mantener inclinación) y (3. Decrementar inclinación) .................................................. 45 Figura 36. Selección de motores - Potencia ............................................................... 46 10


Figura 37. Ensamble Dump Sub ................................................................................. 46 Figura 38. Sección de potencia ................................................................................... 47 Figura 39. Ensamble de contro – (1. Junta universal, 2. Tubo flexible, 3. Junta de velocidad ..................................................................................................................... 47 Figura 40. Ensamble ajustable .................................................................................... 48 Figura 41. Sección sellada de baleros ........................................................................ 48 Figura 42. Estabilizador inteligente ............................................................................. 50 Figura 43. Motor GeoForce ......................................................................................... 51 Figura 44. Especificaciones de motor GeoForce ........................................................ 53 Figura 45. Sensor ABI ................................................................................................. 54 Figura 46. Esquema convencional y ABI .................................................................... 55 Figura 47. Especificaciones del sensor ABI ............................................................... 56 Figura 48. Sarta con sensores ABI ............................................................................. 56 Figura 49. Sidetrcks ................................................................................................... 57 Figura 50. Localizaciones inaccesibles ....................................................................... 57 Figura 51. Domos salinos ........................................................................................... 58 Figura 52. Control de fallas ......................................................................................... 58 Figura 53. Múltiples pozos exploratorios en un solo agujero ...................................... 59 Figura 54. Localizaciones marinas .............................................................................. 59 Figura 55. Perforación costa afuera ............................................................................ 60 Figura 56. Pozos de alivio .......................................................................................... 60 Figura 57. Pozos Horizontales .................................................................................... 61 Figura 58. Pozos de alcance extendido ...................................................................... 61 Figura 59. Pozos multilaterales ................................................................................... 62 Figura 60. Pozos de radio corto, mediano y largo ....................................................... 62 Figura 61. Mapa de proyección transversa cilíndrica .................................................. 65 Figura 62. Zona cuadriculada UTM ............................................................................ 66 Figura 63. Mapa de proyección cónica ....................................................................... 66 Figura 64. Sistema Lambert del Sur de Louisiana ...................................................... 67 Figura 65. Los monitoreos magnéticos siguen las líneas de flujo de la tierra ............ 68 Figura 66. Norte Cuadriculado y Norte Geográfico .................................................... 70

GLOSARIO 11


TRAYECTORIA: La trayectoria es el lugar geométrico de las posiciones sucesivas por las que pasa un cuerpo en su movimiento, dependiendo de nuestro objetivo de yacimiento. INCLINACION: Desviacion de una linea con refenrencia a su vertical o horizontal que se realiza en una operación direccional. KOP: Kickoff point – punto preciso que se toma la desviacion. MWD: Measurement while drilling – sistema de motor de fondo aplicado para la orientacion y incliacion de la perforacion direccional. ORIENTACION: Es la accion de tomar un rumbo para determinar la trayectoria de nuestro perfil direccional. HERRAMIENTAS y/o EQUIPO: Son las parten que forman parte fundamental en el desarrollo de la operación, cada maquina efectua una labor para el emsamble de la sarta de perforacion direccional. MOTOR: Es la maquina que nos permite transformar la energia y asi permitir realizar un trabajo, como es el caso de eñl trabajo que realiza el motor de fondo permitiendonos manejar un direccion. BARRENA: tambien conocida como broca, y es aqulla que nos pemrite ir penetrando la formacion. ESTABILIZADORES: Son aquellos que le brindan estabilidad y mejor desempeño según el trabajo requerido por el ingeniro de perfil de direccional. FORMACION: Es aqulla parte de tierra donde por sus caracteristicas puede llegar a generarse un posible yacimiento, algunas son complicadas pero se crearon nuevas maneras. TORQUE: Es la fuerza generada y aplicada para dar movimiento a la barrerna que es la encargada de ir penetrando lla formacion y llegar al objetivo. SARTA: Es el conjunto de herramientas que emsamblada como ta para la operación de perforacion. TRANSMISION: Un mecanismo encargado de trasmitir potencia entre dos o más elementos dentro de una máquina. EMSAMBLE: Se realiza, cuando comenzamos la operación de perforacion direccional. BOMBA: Es la que nos permite, mandar el fluido de perforacionque tan importante es para el buen desarrollo de la perforacion direccional. CONEXIONES: Son las que existen entre tuberia y tuberia, permitiendo asegurar y no correr riesgo de pesacados. POTENCIA: Generada por el movimiendo, del fluido cuandopasa pór la broca y el paso o trayectoria del fluido. CONTROL: Se determina a medida que la profundidad aumenta, teniendo mas control en la operación de perforacion direccional. EFICIENCIA: Se define como la capacidad de disponer de alguien o de algo para conseguir un efecto determinado.

INTRODUCCION

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La perforación es un escalafón de la industria del petróleo que nos brinda toda la posibilidad de lograr encontrar los yacimientos probables; este escalafón maneja diferentes maneras o estilos de aplicarse, todos en busca de encontrar la forma más precisa y económica. La perforación direccional es solo uno de los posibles métodos del escalafón de perforación de pozos, es la más usada en la industria del petróleo por sus excelentes funciones como tal, facilitando mucho a la industria petrolera el poder tener un acceso eficaz a su principal objetivo el petróleo. En base al tema se trabaja conceptos claros de la perforación direccional, teniendo en cuenta sus variantes y características, las tecnologías aplicadas hasta la actualidad y los métodos que manejan los cuales bajo un análisis se pueden llegar a optimizar teniendo en cuenta el aspecto más importante de la operación y permitirle a los productores de todo el mundo desarrollar depósitos de nunca podrían ser alcanzados económicamente de otra manera con el objetivo fundamental de disminuir costos, tiempo y aumentar la eficacia en la operación de perforación direccional para la industria del petróleo.

2. PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA

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La industria del petróleo siempre ha buscado alcanzar los límites de la eficacia en sus operaciones o proyectos en todas sus áreas, buscando soluciones en la tecnología y sus avances. La perforación direccional nos ha permitido eliminar costos como tal en la operaciones de perforación, se ha creado la necesita de encontrar los limites para alcanzar de la manera más sencilla y económica los yacimientos con más dificultad de alcanzar debido a su ubicación en la capas de las formaciones. No aplicar los debidos avances en tecnologías para reducir tiempo y así facilitar el rendimiento en las operaciones de perforación direccional.

3. JUSTIFICACION En la industrial del petróleo cuando vamos a perforar existen varios métodos y estilos, todo depende de la formación o de ubicación propia de cada uno de los yacimientos y los recursos económicos que se necesitan para realizar dicho proyecto, así como las 14


posibles ganancias que se podrían adquirir. Se realizan estudios geológicos y se prepara el terreno. Debido a esto cuando vamos a perforar podemos encontrar diferentes dificultades para llegar al yacimiento deseado. En las perforaciones convencionales se limita un poco las posibilidades de alcanzar toda el área de yacimiento. Con relación a las perforaciones direccionales el proceso para diseño es de manera sistemática y ordenada, el cual nos permite tener un mejor control de la trayectoria que debe seguir la sarta para llegar a cubrirnos un área mayor del yacimiento. Cuando se perforan pozos direccionales no siempre se nos ofrece la posibilidad de realizar otras perforaciones; así cuando realizamos nuestra primera perforación adquirimos conocimiento de las variantes y características de nuestras formaciones penetradas; si utilizáramos esos datos, los obtenidos en la primera perforación podríamos realizar las siguientes perforaciones, de tal manera que evitaríamos cualquier dificultad que se nos pueda presentar, dándonos lugar así para optimizar nuestras siguientes perforaciones; cambiando características de la sarta evitando problemas en la perforación, además de disminuir el tiempo y el costos.

4. METODOLOGIA Buscamos información que nos permitiera tener conceptos claros del proyecto, donde encontramos todos los parámetros que manejamos para tener un contenido teórico. Se analizo la información recopilada para darle un mejor enfoque al objetivo del proyecto y sus alcances identificando los temas que deseamos manejar en nuestro proyecto de grado. 15


Comenzaremos a realizar el proyecto siguiendo las especificaciones requeridas para su elaboración y desarrollar nuestro trabajo de grado utilizando todos los recursos teóricos y prácticos que debemos emplear para conseguir un excelente contenido. Asistiendo a tutorías con mi director de proyecto donde se tomaran en cuenta cambios y mejoras para el resultado final, se asistirá a una asesoría antes de la entrega final del proyecto para su revisión y análisis del asesor encargado de las correcciones y presentar el proyecto final del trabajo realizado a los evaluadores del proyecto. Anexando todos los conceptos claros de la operación de perforación direccional que serán estipulados en el handbook que se presentara dentro del proyecto. Presentar la sustentación del proyecto ante las directivas encargadas de la evaluación del proyecto, para así obtener la aprobación.

5. ALCANCE Y LIMITACIONES 5.1.

ALCANCES

La información encontrada en este proyecto es un aporte para la industria del petróleo en el área de las perforaciones direccionales porque hallamos soluciones para el mejoramiento de las perforaciones.

Brindar la posibilidad de información a los estudiantes de coinspetrol que deseen tener conocimiento del tema de perforación direccional. 16


Crear la posibilidad de manejar la información recopilada como herramienta para un curso avanzado de perforación direccional, aplicado a las las técnicas de peroración.

4.2 LIMITACIONES

No poder darle una posibilidad de que se pueda aplicar el handbook como ayuda de un curso avanzado para los estudiantes perforación de pozos con curso en direccionales.

La falta de interés en el área manejada de la perforación direccional por los estudiantes.

6. OBJETIVOS 6.1 OBJETIVO GENERAL 

Recopilar información de temática de la perforación direccional y tecnologías para mejorar la operación creando un handbook que permitirá tener un claro manejo de la información para la operación direccional para industria petrolera con el fin de reducir tiempo y costos, además mejorar la precisión del proceso en varias perforaciones.

6.2 OBJETIVOS ESPECIFICOS

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Identificar los conceptos básicos manejados en la operación de la perforación direccional, que me permitan optimizar la operación.

Analizar la información teórico-práctica para poder obtener el contenido que se manejara en el handbook.

Facilitar la información para la operación de perforación direccional en todos sus enfoques además de los demás factores.

7. PERFORACION DIRECCIONAL

Un pozo direccional es aquel que se perfora a lo largo de una trayectoria planeada para atravesar el yacimiento en una posición predeterminada (objetivo), localizada a determinada distancia lateral de la localización superficial del equipo d perforación. Para alcanzar el objetivo es necesario tener control del ángulo y la dirección del pozo, las cuales son referidas a los planos vertical (inclinación) y horizontal (dirección), respectivamente. Que de manera controlada es la ciencia y arte de desviar un agujero a lo largo de un curso planeado, desde una localización de partida, ambos, definido por un sistema de coordenadas. Un pozo direccional típico, comienza con un pozo vertical, de donde en algún punto se desvía de manera que la localización del fondo puede terminar a cientos de metros de distancia del punto de partida. Con el uso de la perforación 18


direccional, se pueden localización/plataforma.

perforar

varios

pozos

desde

una

misma

La perforación direccional se ha convertido en una herramienta muy importante para el desarrollo de los depósitos de aceite y gas. Probablemente el aspecto más importante de la perforación direccional controlada es que le permite a los productores de todo el mundo desarrollar depósitos que nuca podrían ser.

Figura 1. Pozo direccional Para un mejor entendimiento del concepto de la perforación direccional, es necesario comprender algunos términos, entre ellos se encuentran los siguientes. Profundidad vertical verdadera (TVD) la profundidad vertical verdadera en cualquier punto o estación a lo largo de un pozo es la distancia vertical desde el punto de referencia en la superficie de un pozo hasta la estación de interés.

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Figura 2. Profundidad vertical verdadera (TVD) Profundidad medida (MD): la profundidad medida de cualquier punto o estación a lo largo del pozo es la distancia desde el punto de referencia de superficie de un pozo hasta la estación de interés a lo largo del curso actual del pozo.

Figura 3. Profundidad medida (MD) Kickoff point (KOP) punto de desviación: es la localización a una cierta profundidad bajo la superficie donde se desvía el pozo hacia una dirección determinada.

Figura 4. Kickoff

point (KOP)

Inclinación del medio del cual el vertical.

pozo: es el ángulo por pozo se desvía de la

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Figura 5. Well inclination Enf of buildup (EOB) fin de construcción de ángulo: el fin de incremento de ángulo es la localización donde el pozo ha terminado de construir el ángulo.

Figura 6. End of buildub Hold angle (mantenimiento de ángulo): mantenimiento de ángulo ocurre donde la inclinación del pozo se mantiene constante.

Figura 7. Hold angle Tangent section (sección tangencial): ocurre después de una construcción donde la inclinación del pozo se mantiene constante durante una cierta distancia. Puede haber un incremente o decremento adicional antes de alcanzar el objetivo.

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Figura 8. Tangent section Start of drop (comienzo de decremento): el comienzo del decremento es el punto donde el pozo empieza a disminuir su inclinaci贸n.

Figura 9. Start of drop End of drop (fin de decremento): el fin del decremento es el punto en donde el pozo termina de disminuir su inclinaci贸n.

Figura 10. End of drop Target displacement (desplazamiento del objetivo): el desplazamiento del objetivo es la distancia lateral desde la localizaci贸n en superficie hasta el objetivo.

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Figura 11. Target displacement Target location (localización del objetivo): la localización del objetivo es un punto definido en el espacio por coordenadas geográficas a una profundidad vertical dada. Un perfil de pozo puede tener múltiples objetivos.

Figura 12. Target location Drop off rate (ritmo de decremento de ángulo): el ritmo de decremento de ángulo es la razón a la cual la inclinación disminuye. Este ritmo es normalmente expresado en grados por casa 30m. o en grados por cada 100 pies de longitud de curso. Horizontal displacement (HD): el desplazamiento horizontal es la distancia entre dis puntos cualquiera a los largo del curso de un pozo proyecto sobre un plano horizontal o vista de planta.

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Figura 13. Horizontal displacement (HD) Seccion vertical (VS): la seccion vertical es la distacia entre dos puntos cualquiera a los largo de la proyeccion de un pozo sobre un plano de vista de planta.

Figura 14. Seccion vertical (VS) Coordenadas rectagulares: la coordenada rectangular deun punto es la distacia proyectada a lo largo de los ejes de referencia los cuales son angulos rectos, la distacia medida desde la interseccion de los ejes a lo largo de ellos. Estos ejes residen en el plano horizontal y normalmente son direcciones este/oeste y norte/sur.

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Figura 15. Coordenadas rectangulares Coordenadas polares: la coordenadas polar de un punto es la distacia proyectada en un plano horizontal desde un punto de referencia predeterminado y el angulo de esta linea deade una direccion de referencia (normalmente verdadero).

Figura 16. Coordenadas polares

Azimuth: es el 谩ngulo en el plano horizontal medido desde una direcci贸n de referencia predeterminada (como norte verdadero), normalmente medida en el sentido del reloj.

Figura 17. Azimuth 25


Pata de perro (Dog leg), es la curvatura total del pozo (la combinación de cambios en inclinación y dirección) entre dos estaciones de registro direccional. La pata de perro se mide en grados. Herramienta (de fondo), cualquier elemento o dispositivo que se incluya en el aparejo de perforación y se corra dentro del pozo. Los motores de fondo, las camisas MWD, las herramientas de resgistros direccional, etc. Son ejemplos de herramientas de fondo. Cara de la herramienta (toolface), el termino se usa en relación a las herramientas desviadoras o a los motores dirigibles y se puede expresar en dos formas: Física: el lugar sobre una herramienta desviadora. Señalado comúnmente con una línea de marca, que se posiciona hacia una orientación determinada mientras se perfora, para determinar el curso futuro del pozo. Conceptual: en el pozo, el término “cara de la herramienta (toolface)” es a menudo utilizado como frase corta para referirse a la orientación de la misma (orientation toolface). Por ejemplo, puede ser la orientación del sustituto de navegación de un motor dirigible, expresada como una dirección desde el norte o desde la boca del pozo. 7.1.

DISEÑO DE LA PERFORACION DIRECCIONAL

Para realizar el diseño de la perforación direccional, se debe contar con la información necesaria, esto quiere decir que no se debe concretar únicamente a diseñar las trayectorias dentro del proceso de planeación de la perforación de un pozo, sino que además, debe verificarse durante la perforación del pozo la trayectoria diseñada y, en su caso, si es necesario, corregirla. Además, una vez perforado el pozo, se debe realizar un análisis para obtener la trayectoria real perforada, y utilizar esta información como retroalimentación para el desarrollo de futuros pozos. Por tanto, se toda la operación direccional se resume en los siguientes puntos: 7.1.1. Recopilación de Información La información es fundamental para la planeación y diseño de la perforación de pozos. En este punto, se recurre a diferentes fuentes para conseguir los datos necesarios para aplicar los procedimientos de diseño. Básicamente, la información se obtiene del programa inicial de perforación, de propuestas, de compañías, de programas de ingeniería y expedientes de pozos. En los siguientes puntos se definen los datos necesarios para aplicar el proceso de determinación y evaluación de la trayectoria de un pozo. -

Localización del equipo. Coordenadas del objetivo. Columna geológica programada. Características de la formación. 26


-

Dirección del mínimo esfuerzo en la formación. Desplazamiento horizontal que existe desde el quipo hasta el objetivo. Profundidad de inicio de desviación. Profundidad vertical del objetivo. Ritmo de incremento de ángulo (severidad). Tipo de trayectoria. Columna geológica a atravesar dependiendo del tipo de trayectoria. Programas de cómputo con que se cuenta para la simulación.

7.1.2. Determinación de la Trayectoria El primer paso en la planeación de cualquier pozo direccional es determinar la trayectoria que permita interceptar el o los objetivos programados. Para este caso es importante tener en consideración las restricciones geológicas y económicas del pozo a ser perforado.

Por lo tanto, la selección del tipo de trayectoria dependerá principalmente de los siguientes factores: -

Características de la estructura geológica Espaciamiento entre pozos Profundidad vertical Desplazamiento horizontal del objetivo

  A continuación se describe los pasos a seguir en el diseño de la trayectoria de pozos exploratorios y de desarrollo. - Determinar la trayectoria del pozo en la horizontal. - Determinar la trayectoria del pozo en el plano vertical. - Para pozo ubicados en un plataforma marina o macropera, realizar un análisis anticolisión entre el pozo en planeación y los pozos cercanos. - Obtener trayectoria Vs. Profundidad. En la siguiente sección se describen los tipos de trayectorias que se pueden seleccionar para el diseño de un pozo direccional. 7.1.2.1.

Trayectoria Incrementar-Mantener (Slant)

La trayectoria tipo “Slant” consta de una sección vertical, seguida de una sección curva donde el ángulo de inclinación se incrementa hasta alcanzar el valor deseado, el cual es mantenido (sección tangente o sección de mantener) hasta alcanzar el objetivo. 27


Figura 18. Trayectoria tipo “Slant” 7.1.2.2.

Trayectoria Incrementar- Mantener – Disminuir (Tipo S)

La trayectoria tipo “S” está formando por una sección vertical, seguida por un ángulo de inclinación que se incrementa hasta alcanzar el valor deseado, luego se tiene una sección recta (sección tangente o sección de mantener), y por el ángulo para entrar verticalmente al objetivo.

Figura 19. Trayectoria incrementar – mantener – disminuir (Tipo S) 7.1.2.3.

Trayectoria Incrementar – Mantener – Disminuir y/o mantener (Tipo “S” modificada)

La trayectoria tipo “S” modificada está conformada por una sección vertical, un angulo de inclinación que se incrementa hasta alcanzar el valor deseado, a continuación se tiene una sección recta (sección tangente o sección de mantener), seguida de una sección en la que se disminuye el ángulo parcialmente (menos al ángulo de incrementar) y de mantener con cual se logra entrar de forma inclinada al objetivo.

28


Figura 20. Trayectoria Incrementar – Mantener – Disminuir y/o mantener (Tipo “S” modificada) 7.1.2.4.

Trayectoria de Incremento continúo

La trayectoria de incremento continuo consiste de una sección vertical, continua con un de inclinación el cual se incrementa hasta alcanzar el objetivo.

Figura 21. Trayectoria de incrementó continuo En la siguiente tabla se resumen las principales características de cada trayectoria descrita.

29


7.1.2.5.

Figura 22. Tipo y características de trayectoria Selección de la Trayectoria

Para la planeación de un pozo direccional se requiere conocer con anticipación: la profundidad vertical total (PVT), las dimensiones del objetivo y el desplazamiento horizontal (dh). Adicionalmente, se debe considerar un ritmo de inclinación (r i) y la profundidad del inicio de la desviación KOP (kickoff point) recomendados. Con base en esta información y las características geológicas de las formaciones a perforar, se selecciona la trayectoria óptima que permita alcanzar el objetivo en el menor tiempo posible y conforme a las necesidades del cliente. Para esto, se propone el siguiente procedimiento, ilustrado.

30


Figura 23. Procedimiento para selección de trayectoria 7.1.3. Control de la Trayectoria En esta sección se describen los dispositivos para medición de la trayectoria, las herramientas y/o equipo para la desviación, y los aparejos de fondo recomendados para el control de la desviación. 7.1.3.1.

Dispositivos para medición de la trayectoria

La trayectoria real de un pozo se determina midiendo la inclinación y la dirección a varias profundidades, y aplicando posteriormente esta información a uno de los métodos de cálculo presentados en la sección anterior. Esto se realiza principalmente para orientar de manera adecuada el equipo desviador, ya sea una cuchara, la tobera de una barrena de chorro, un estabilizador con excentricidad, un codo desviador o un 31


bent housing. Anteriormente, la inclinación y dirección se determinaban con herramientas magnéticas y giroscópicas (single o multishot). Debido al desarrollo de la tecnología de telemetría, actualmente existen otras maneras de medir la dirección, la inclinación y la cara de la herramienta, tales como arreglos de magnetómetros y acelerómetros. La energía puede ser proporcionada por baterías, cable conductor o por un generador accionado por el fluido de perforación. Si la herramienta de medición es colocada en el aparejo de fondo, cerca de la barrena, y las mediciones son tomadas durante la perforación, a ésta se le llama: herramienta de medición durante la perforación o MWD (Measurement While Drilling). Los instrumentos más utilizados en la actualidad para obtener la inclinación y el rumbo de un pozo son:  Instrumentos giroscópicos  Herramienta de orientación direccional  Sistemas MWD.

El intervalo de registro se ha estandarizado. Se considera que es recomendable registrar cada 30 metros de agujero desviado. 7.1.3.1.1. Instrumentos Giroscópicos Estos instrumentos no requieren de lastra barrenas antimagnético, ya que toma el lugar de la brújula magnética. Ya sea desde superficie o mediante un sistema de encendido automático, el giroscopio se pone en funcionamiento a unas 40,000 o 60,000 rpm. Esta operación genera un campo magnético que elimina el efecto del campo magnético terrestre, permitiendo registrar el norte verdadero. Para la interpretación del registro se utiliza un lector que amplifica la fotografía; la pantalla del visor puede colocarse de tal manera que la línea norte-sur pueda ponerse sobre la manecilla indicadora del norte en la fotografía. De esta manera, es posible leer directamente el rumbo verdadero en la circunferencia del lector e inspeccionar en forma precisa el grado de inclinación del agujero. 7.1.3.1.2. Herramientas de orientación direccional Este tipo de herramientas fueron utilizadas ampliamente en Petróleos Mexicanos en años Pasados. Constan de una probeta con equipo electrónico, la cual se adapta a una varilla con “pata de mula”, la cual se asienta en la base correspondiente del orientador. 7.1.3.1.3. Sistemas MWD

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Desde hace algunas décadas, las compañías buscaron la manera de registrar las formaciones durante la perforación, aunque tecnológicamente era muy difícil fabricar herramientas que pudieran contrarrestar las difíciles condiciones de fondo y transmitir información confiable. Diferentes métodos de transmisión fueron utilizados: electromagnéticos, acústicos, de pulsos, de modulación de pulsos, o cable y tubería. De todos los métodos de transmisión, los de pulsos de presión y los de modulación de pulsos han evolucionado a sistemas comerciales actualmente utilizados por la comunidad de perforación direccional. Los dos sistemas MWD más comunes son el sistema de pulsos de presión y el de transmisión de pulsos modulados de presión. El sistema MWD utiliza pulsos para transmitir la información de la herramienta a la superficie en forma digital (binaria). Estos pulsos son convertidos en energía eléctrica por medio de un transductor en superficie, los cuales son decodificados por una computadora. Existen diversas compañías que proporcionan este servicio a la industria petrolera en todo el mundo, siendo los sistemas más utilizados en la actualidad para el control direccional de los pozos. 7.1.3.2.

Herramientas y/o equipo de desviación

Para la perforación direccional es sumamente importante contar con las herramientas desviadoras adecuadas, así como con las barrenas, herramientas auxiliares y la instrumentación apropiadas. Las herramientas desviadoras son el medio para iniciar o corregir la deflexión de la trayectoria del pozo. Podemos clasificar las herramientas en tres grupos:  Desviadores de pared  Barrenas de Chorro  Motor de Fondo

La apertura de la llamada ventana (KOP), resulta una etapa crítica durante la perforación de un pozo direccional, ya que un inicio correcto de la desviación dará la pauta para lograr un desarrollo satisfactorio de la trayectoria. La perforación direccional ha ido evolucionando, y con ello, las herramientas desviadoras han sufrido cambios en su diseño. Actualmente, en la perforación de pozos direccionales las herramientas más utilizadas son los motores de fondo dirigibles o geonavegables. A continuación se presentan las principales características de estas herramientas. 7.1.3.2.1. Desviador de pared Actualmente estas herramientas son utilizadas comúnmente en pozos multilaterales y pueden ser de tipo recuperable o permanente.Desviador de pared recuperable. Constan de una cuña larga invertida de acero, cóncava, con el lado interior acanalado 33


para guiar la barrena hacia el rumbo de inicio de desviación. Los ángulos para los cuales están diseñados estos desviadores, varían entre 1 y 5 grados; en su parte inferior tienen una especie de punta de cincel para evitar que giren cuando la barrena está trabajando. En la parte superior de la barrena, se instala un lastrabarrena o portabarrena, el cual permite recuperar el desviador. Desviador de pared permanente. Estos desviadores se colocan en agujeros ademados (donde existan obstrucciones por colapso de la T.R.) o en agujeros descubiertos que contengan un medio donde asentarlo (un tapón de apoyo o un pescado con media junta de seguridad). Comúnmente, se coloca con un conjunto compuesto por un molino, un orientador y tubería extra pesada. Una vez orientada la herramienta se le aplica peso y se rompe el pasador que une el desviador con el molino, girando lentamente la sarta de molienda. Este tipo de desviador es muy utilizado sobre todo en pozos con accidentes mecánicos.

Figura

24. Desviador de pared

7.1.3.2.2. Barrena de chorro Esta barrena era utilizada para desviar la trayectoria en formaciones suaves, aunque con resultados erráticos y generando patas de perro severas. Una barrena convencional puede ser utilizada para desviar pozos en ese tipo de formaciones. Esto se logra taponando dos de las toberas y dejando la tercera libre o con una de diámetro muy grande. Esta última se orienta en la dirección a la cual se desea desviar, después se ponen en funcionamiento las bombas, moviendo hacia arriba y hacia abajo la tubería de perforación. La acción del chorro deslava materialmente la formación. Una vez fijado el curso apropiado, se gira la sarta y la barrena tiende a seguir el camino de menor resistencia formado por la sección deslavada.

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Figura 25. Barrena de chorro 7.1.3.2.3. Motores de fondo Los motores de fondo constituyen el desarrollo más avanzado en herramientas desviadoras. Son operados hidráulicamente por medio del lodo de perforación bombeado desde la superficie a través de la tubería de perforación. Entre las principales ventajas de los motores de fondo podemos mencionar las siguientes:      

Proporcionan un mejor control de la desviación. Posibilidad de desviar en cualquier punto de la trayectoria de un pozo. Ayudan a reducir la fatiga de la tubería de perforación. Pueden proporcionar mayor velocidad de rotación en la barrena. Generan arcos de curvatura suaves durante la perforación. Se pueden obtener mejores ritmos de penetración.

Analizando las ventajas anteriores podemos concluir que el uso de motores de fondo reduce los riesgos de pescados, optimiza la perforación y, en consecuencia, disminuye los costos totales de perforación. Cabe aclarar que el motor de fondo no realiza la desviación por si solo, requiere del empleo de un codo desviador (bent sub). El ángulo del codo es el que determina la severidad en el cambio de ángulo. Los motores de fondo pueden trabajar (en la mayoría de los casos) con cualquier tipo de fluido de perforación (base agua o aceite), lodos con aditivos e incluso con materiales obturantes, aunque los fluidos con alto contenido de sólidos reducen en 35


forma significativa la vida de la herramienta. El contenido de gas o aire en el fluido puede provocar daños por cavitación en el hule del estator. El tipo y diámetro del motor a utilizar depende de los siguientes factores:    

Diámetro del agujero. Programa hidráulico. Ángulo del agujero al comenzar la operación de desviación. Accesorios (estabilizadores, lastrabarrenas, codos, etc.).

La vida útil del motor depende en gran medida de las siguientes condiciones:     

Tipo de fluido. Altas temperaturas. Caídas de presión en el motor. Peso sobre barrena. Tipo de formación.

Los motores de fondo pueden ser de turbina o helicoidales. En la Figura 26 se muestra un diagrama de un motor dirigible, el cual es la herramienta más utilizada para perforar pozos direccionales y se caracteriza por tener la versatilidad de poder perforar tanto en el modo Rotatorio, como deslizando. Estos aparejos evitan la necesidad de realizar viajes con la tubería para cambiar los aparejos de fondo. En la Figura 27 se muestra una sección transversal de un motor de fondo. Ambos motores pueden dividirse en los siguientes componentes: conjunto de válvula de descarga o de paso, conjunto de etapas (rotor-estator, hélices parciales), conjunto de conexión, conjunto de cojinetes y flecha impulsora, unión sustituta de rotación para barrena.

36


Figura 26. Motor dirigible

Figura 27. Secci贸n transversal de un motor

7.1.3.2.4. Codos desviadores y Juntas articuladas

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Estos elementos se corren generalmente con un motor de fondo. Los codos desviadores se colocan en la parte superior de un motor de fondo y son elementos de tubería de doble piñón, el cual se conecta de manera normal a la sarta a través de su extremo superior y el extremo inferior está maquinado con un ángulo de desviación fuera del eje del cuerpo. Estos elementos le proporcionan un ángulo a la sarta para poder perforar, generalmente a bajos ritmos de incremento. Solo pueden ser utilizados en el modo sin rotar (deslizando). Respecto a la junta articulada, a esta se le conoce también como unión articulada o rodilla mecánica. Este conjunto se basa en el principio de la unión universal y la parte inferior puede girarse a un cierto ángulo de inclinación.

Figura 28. Codo desviador – motor rigido 7.1.3.2.5. Perforación direccional con Motor de Fondo Para la perforación direccional con motor de fondo se pueden utilizar básicamente dos tipos de arreglos: - Sarta orientada - Sarta navegable 7.1.3.3.

Aparejos de Fondo

La tendencia de desviación de los pozos es función de las características de la formación, de las condiciones de operación, así como de las características de 38


posición y construcción de estabilizadores y lastrabarrenas. Por esto la selección de los ensambles de fondo es de gran importancia para el éxito del proyecto direccional. Para comprender las bases del análisis de fuerzas que actúan en la perforación direccional, así como los arreglos de ensambles de fondo, comúnmente usados para incrementar, reducir o mantener el ángulo de inclinación. 7.2.

RECOMENDACIONES PRÁCTICAS

A continuación se enuncian algunas recomendaciones prácticas para reducir los riesgos operativos durante la perforación de un proyecto direccional. 7.2.1. Costos Como regla de campo, el costo de un pozo direccional es de 1.5 a 1.75 veces el costo de un pozo vertical. Por lo que es recomendable una apropiada planeación y comunicación para reducir los costos. También es conveniente considerar grandes o diversos objetivos para reducir el costo total de la perforación de pozos. 7.2.2. Torque En la perforación direccional el torque impuesto a la sarta de perforación se incrementará intrínsecamente debido a la severidad de la “pata de perro”, la posible formación de ojos de llave y al probable embolamiento de los estabilizadores. Para esto, se recomienda emplear tubería Extra- Pesada (HWDP), mantener al mínimo la severidad de la “pata de perro”, y mantener las propiedades del fluido de perforación (densidad y viscosidad, principalmente). 7.2.3. Arrastre El arrastre de la sarta de perforación se puede reducir al mínimo cuando se garantiza una limpieza apropiada del agujero. Se recomienda además, hacer viajes cortos de la sarta para reducir el arrastre total. 7.2.4. Generación de “Ojos de Llave” Este problema se presenta principalmente en formaciones suaves, por lo que es conveniente mantener al mínimo las “patas de perro”, y emplear escariadores.

7.2.5. Pegadura de pared Generalmente se presenta cuando la sarta de perforación esta estacionaria durante la desviación del pozo y el motor de fondo trabajando. En este caso es conveniente adicionar un lubricante al sistema del lodo, así como utilizar HW, para reducir el área de contacto. Por otro lado en el programa de asentamientos de tuberías de 39


revestimiento, se debe considerar reducir en lo posible la longitud de la sección de agujero descubierto, para disminuir el riesgo de pegaduras. 7.2.6. Hidráulica Durante la construcción del ángulo se observa comúnmente, que la eficiencia de la limpieza de recortes se reduce, generando una cama de recortes en la parte inferior del agujero. Se recomienda rotar la sarta durante intervalos cortos de tiempo (si se perfora con motor de fondo), efectuar viajes cortos, y utilizar baches pesados de barrido. Para esta última recomendación es necesario asegurarse que la densidad equivalente de circulación (DEC) no rebase el gradiente de fractura. 7.3.

HERRAMIENTAS UTILIZADAS EN SARTAS DIRECCIONALES

Antes de la introducción de los motores de fondo, se utilizaban otras técnicas para desviar un pozo, como cucharas, y barrenas desviadoras (jetting). Las herramientas y tecnología direccional han evolucionado tremendamente en los últimos 20 años. Para desviar un pozo se emplea una amplia variedad de herramientas. Motores de fondo: Un motor de fondo es una herramienta cilíndrica donde se conecta la barrena para perforar un agujero y tiene la capacidad de dirigirlo hacia una cierta dirección. Se compone de varias secciones. Un sustituto superior, la sección de potencia, la sección de transmisión, la sección de baleros y flecha impulsora y el cuerpo y cuerdas. A continuación se verán las tres partes principales.

Figura 29. Sarta motor de fondo Sección de Potencia: Esta sección consta de un rotor, fabricado en acero inoxidable y un estator, que consiste en un tubo de acero con un elastómetro (hule) moldeado dentro de él. El rotor y el estator tienen perfiles helicoidales similares llamados lóbulos, pero el rotor tiene un lóbulo menos que el estator. Hay diferentes combinaciones de rotor-estator. A esta combinación se le llama relación. Las relaciones más comunes son 3:4, 4:5 y 7:8. Normalmente, entre mas grande es el número de lóbulos, mayor es el torque generado por el motor. Al hacer pasar un fluido a través de la sección de potencia, el rotor gira y a su vez, hace girar la barrena. 40


Figura 30. Secciones de potencia Sección de Transmisión: Esta sección está acoplada a la parte inferior del rotor. Transmite la velocidad rotacional y torque generado por la sección de potencia hacia los baleros y la flecha impulsora. La rotación es transmitida a través de la flecha impulsora. La sección transmisora contiene la junta ajustable, que es donde se gradúa la deflexión del motor de fondo. Esta varía desde 0° hasta 3°.

Figura 31. Sección de trasmisión Sección de Baleros: Esta sección transmite el impulso de perforación y la potencia rotacional de la flecha impulsora hasta la barrena. Consiste en una flecha de acero forjado soportada por baleros que absorben las cargas axiales y radiales. Los baleros axiales tienen múltiples pistas para balines lubricados por lodo.

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Figura 32. Sección de baleros Drill Collars: Los drill collars son herramientas tubulares rígidas y pesadas. Se utilizan en la parte inferior de la sarta de perforación para proveer de peso y rigidez a la barrena. Los hay lisos y espirales. Se fabrican en diferentes materiales, pero los más comunes son de acero. Los hay también de una aleación de metales, que los hacen antimagnéticos. Drill Collars Cortos: Los drill collars cortos son una versión más pequeña de los drill collars normales. Se pueden fabricar de cortes de estos últimos. La utilidad más común con fines direccionales es la de aportar mayor longitud entre los dos puntos de contacto de la geometría de la sarta de perforación (como se verá mas adelante) y cuando el drill collar es antimagnético, se usa para aislar las herramientas magnéticas de fuentes de interferencia de la misma índole. Válvula Contra Presión: Esta herramienta es un sustituto normalmente corto (60 a 90 cm.), que sirve para alojar un cartucho con una válvula tipo “check”, que permite el flujo hacia abajo, pero no de regreso (flujo a la inversa). Esto es de suma importancia cuando el pozo aporta fluidos y la válvula les impide el paso hacia el interior de la sarta de perforación. Porta Barrena Lisa y Estabilizada: Este es un sustituto con caja en los dos extremos que normalmente se conecta a la barrena. Está fabricada de tal manera que se puede alojar un cartucho de válvula contra presión. Tubería de Perforación Pesada (TP HW): Este es un miembro de la sarta de perforación con mediano peso y dimensiones similares a la tubería de perforación para un manejo más fácil. El tubo de pared pesada está acoplada a juntas de herramienta extra-largas. La TP HW es menos rígida que los drill collars y la superficie de contacto con las paredes del pozo, es mucho menor, reduciendo así el riesgo de una pegadura. También permite la perforación con altas revoluciones y puede correrse en pozos con cambios en inclinación y dirección reduciendo los problemas de conexiones y fatiga. Hoy en día, la tendencia en el diseño de las sartas de perforación apunta hacia la utilización de menos Drill Collars y más TP HW, para darle peso a la barrena. Estabilizadores: Los estabilizadores son una parte indispensable en la mayoría de las sartas direccionales, con y sin motor de fondo. Los principales objetivos del uso de los estabilizadores, es el control de la desviación del pozo, la reducción del riesgo de 42


una pegadura por diferencial y la estabilización del agujero, rimando ojos de llave y severidades causadas por los cambios en inclinación y rumbo del pozo.

Figura 33. Estabilizadores Orientador (UBHO) También llamado sustituto de orientación el UBHO (Universal Bore Hole Orientator) es un sustituto recto con un piñon y caja en los extremos. Está fabricado para alojar en su interior una camisa llamada “pata de mula”, la cual tiene acoplada una cuña donde asienta una herramienta medidora (MWD, giroscópico, sinleshot, etc). Esta cuña se alinea con la dirección de la deflexión del motor de fondo y se ajusta con opresores para impedir su giro, una vez que se está perforando. Herramienta MWD: (Measurement While Drilling), Medición Mientras se Perfora, se utilizan para obtener información del pozo en tiempo real, tal como la inclinación, rumbo, temperatura del lodo y orientación de la cara de herramienta (del motor de fondo). Po ser una herramienta magnética, se debe alojar dentro de un drill collar antimagnético. Se compone de módulos mecánicos y electrónicos y normalmente se sitúa arriba del motor de fondo. La herramienta se compone de tres principales secciones, que son:

Figura 34. Herramienta MWD 43


Pulser: Este módulo tiene componentes mecánicos que mediante la obstrucción y liberación parcial del flujo del lodo, transmite hasta la superficie la información del pozo. Módulo electrónico: Este módulo tiene componentes electrónicos que con la ayuda de acelerómetros y magnetómetros se encargan de medir la inclinación y rumbo del pozo, así como la orientación de la cara de herramienta. Módulo de baterías: Este módulo contiene las baterías para proveer de energía a la herramienta completa. Las baterías normalmente son de Litio y pueden trabajar durante periodos prolongados, (Hasta 240 Hrs.) altas temperaturas (Hasta 130° C) 7.3.1. Tipos de sartas direccionales rotatorias Hay ocasiones en que se diseñan sartas de perforación en pozos direccionales sin incluir un motor de fondo en ellas. El diseño depende de la posición y diámetro de los estabilizadores integrados en la sarta y del comportamiento que se espera de ellas. Existen tres principales tipos de sartas direccionales. Ellas son:  Sarta para construir ángulo.  Sarta para mantener ángulo.  Sarta para decrementar ángulo.

Figura 35. Tipos de sartas direccionales de rotación: (1. Levantar inclinación), (2. Mantener inclinación) y (3. Decrementar inclinación) 7.4.

MOTORES DE PERFORACION DIRECCIONAL

7.4.1. Selección de motores

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Estas son las tres configuraciones de motores más comunes, las cuales proveen un rango amplio de velocidades de barrena y torque que se requieren para satisfacer una multitud de aplicaciones direccionales. - Alta Velocidad / Bajo Torque – 1:2 Lobulos - Media Velocidad / Medio Torque – 4:5 Lobulos - Baja Velocidad / Alto Torque – 7:8 Lobulos 7.4.1.1.

Motor de Alta Velocidad / Bajo Torque (1:2) 45íos45amente utilizado:

- Perforación con barrenas de diamante - Perforación con barrenas triconica en formaciones blandas - Perforación Direccional utilizando orientaciones con single shot 7.4.1.2.

Motor de Media Velocidad / Medio Torque (4:5) típicamente utilizado:

- Perforación Direccional y Convencional - Barrenas de Diamante y aplicaciones para núcleos - Pozos Sidetrack 7.4.1.3.

Motor baja velocidad / alto Torque (7:8) típicamente utilizado:

- La mayoría de los pozos direccionales y horizontales - Perforación en formaciones de durezas medias a altas - Perforación con barrenas PDC

Figura 36. Selección de motores – Potencia 7.4.2. Componentes de los motores - Ensamble Dump Sub - Sección de Potencia - Ensamble de Control - Ensamble de de Ajuste - Sección de sellada de baleros 7.4.2.1.

Ensamble Dump Sub

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Es una válvula que se activa hidráulicamente localizada en la parte alta del motor de fondo, además permite a la tubería de perforación llenarse de lodo cuando corre tubería en el pozo y drenado cuando se saca tubería del pozo y cuando las bombas están operando, la válvula se cierra automáticamente y dirige el fluido de perforación atreves del motor. - Permite el llenado y drenado de la tubería - Operación Bomba apagada – abierta Bomba prendida – cerrada - Descarga - Conexiones

7.4.2.2.

Figura 37. Ensamble Dump Sub Sección de Potencia

Convierte la energía hidráulica del fluido de perforación en energía mecánica para trabajar la barrena. - Estator: es un tubo de acero que contiene un inserto de hule con un patrón lobular, helicoidal a lo largo del centro. - Rotor: tubo de acero en forma lobular y helicoidal. Cuando el fluido de perforación es forzado a pasar atreves de la sección de potencia, la caída de presión a través de las cavidades ocasionara que el rotor gire dentro del estator.

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Figura 38. Sección de potencia 7.4.2.3.

Ensamble de Control

Convierte la rotación excéntrica del motor en del rotación concéntrica

Figure 39. Ensamble de control – (1. Junta universal, 2. Tubo flexible, 3. Junta de velocidad). 7.4.2.4. Ensamble Ajustable - Puede ajustarse desde 0 hasta 3 grados. - Puede ajustarse en el campo en incrementos variables hasta un ángulo máximo - Proporciona un rango amplio de ratas para construir ángulo en pozos direccionales y horizontales

Figura 40. Ensamble ajustable 7.4.2.5.

Sección sellada de baleros 47


- Transmite cargas axiales y radiales de la barrena a la tubería. - Balero de empuje. - Balero radial. - Reserva de aceite. - Pistón Balanceado. - Sello de presión. - Conexión caja para barrena.

Figura 41. Sección sellada de baleros 7.4.3. Restricciones Operativas - Temperatura – 219 °F / 105: Puede utilizarse estatores para temperaturas hasta de 300F / 150. Se utilizan componentes de materiales y tamaños especiales. - Peso en barrena excesivo: Peso en barrena excesivo no permite la rotación de la barrena, y la sección del motor no es capaz de proporcionar el torque necesario para lograrlo (Motor re presionado) El rotor no puede girar dentro del estator, formando un sello. Una circulación continua puede erosionar y romper los hules del estator “chunk”. - Rotación del Motor: La rotación del motor con ángulos mayores de 1.83 grados no se recomienda (daño del housing y fatiga).La velocidad de rotación no debe exceder 60 RPM (carga cíclica en exceso en housing). - Fluidos de Perforación: Diseñado para operar prácticamente con todos los fluidos de perforación como agua fresca y salada, fluidos base aceite, lodos con aditivos de control de viscosidad o pérdida de circulación, y con gas nitrógeno. Los fluidos basados en hidrogeno pueden ser dañinos a los elastómeros. Alto contenido de cloruros puede dañar los componentes internos. *Se debe mantener el contenido de sólidos menor a 5% *Se debe mantener el contenido de arena menor a 0.5% - Presión Diferencial: Es la diferencia de presiones cuando el motor esta en el fondo (cargado y arriba del fondo no cargado. Una caída de presión excesiva en el rotor y el estator causara un lavado prematura (chunking), y dañar el 48


desempeño. La máxima diferencial depende del flujo; entre mayor sea el flujo la presión diferencial permisible es menor. - Perforación bajo balance: La razón adecuada gas/ liquido debe utilizarse para no dañar el motor, bajo condiciones de operación de alta presión, el, nitrógeno puede impregnarse en el estator y expandirse al sacar tubería del pozo provocando burbujas o daños en los hules del estator 7.4.4. Problemas en la Perforación Direccional - Aumentos de presión - Decrementos de presión - Perdida de rata de penetración 7.4.4.1.

Aumentos de presión

- Motor re presionado - Motor o barrena tapado - Pozo bajo calibre (apretado) 7.4.4.2.

Decrementos de presión

- Válvula dump sub abierta - Estator dañado o gastado - Lavado de tubería/quebrada twist-off - Perdidas de circulación - Arranque de gas 7.5.

NUEVAS TECNOLOGIAS DE PERFORACION DIRECCIONAL

7.5.1. Rotaria navegable (rotary steerable) Revolution RST Estabilizador inteligente, beneficios del rotary steerable

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Figura 42. Estabilizador inteligente - No deslizar reduce el riesgo de tubería doblada - Rotación continua de la tubería reduce la posibilidad de pegadura diferencial - Reduce torque y arrastre debido a una curvatura de pozo más uniforme - Pozos de alcance mas largo - Secciones horizontales y laterales mayores - Evaluación de la formación mejorada por el contacto de los pads de herramientas wireline - Evaluación de formación mejorada con herramientas LWD - Control de desviación en pozos verticales 7.5.2. Motor GeoForce™ El motor GeoForce se puede ofrecer en varias configuraciones para optimizar ROP, reducir el NPT y proporcionar una calidad superior de pozo en aplicaciones de perforación aun más exigentes. La eficiencia del motor GeoForce se puede optimizar para ambientes específicos de pozo. Una máxima eficiencia puede proporcionar mejores resultados al garantizar la distribución de torque consistente a la mecha durante el rango de funcionamiento completo. La distribución consistente de torque es igual a menor estancamiento del motor, reducción de daño a la mecha, mejor control de toolface y mayor ROP para la mayoría de aplicaciones de perforación direccional. Con un diseño único de la sección de fuerza del motor, hace que resista eficientemente las cargas mecánicas y degradación de calor, el motor GeoForce puede proporcionar mayor potencia y una confiabilidad significativamente mejorada en aplicaciones de perforación con motor de fondo. Además incorpora un diseño de estator de grosor de pared uniforme que mejora el rendimiento al reducir la retención y producción de calor. El motor GeoForce también puede proporcionar una mayor confiabilidad en aplicaciones de alta temperatura.

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7.5.2.1.

Figura 43. Motor GeoForce Aplicaciones del motor GeoForce

 Adecuado para todas las aplicaciones, vertical, direccional y sistemas rotativos dirigibles, especialmente en intervalos largos, donde la resistencia es muy importante.  Aplicaciones de alta temperatura.  Sistemas para lodo con base de agua, aceite y sintéticos.  Áreas conocidas de vibración torsional (stick-slip).

7.5.2.2.

Características del motor GeoForce

 Un revestimiento de elastómero del estator de la unidad de potencia único con soporte de lóbulos de acero perfilado que proporcionan un sellado más efectivo rotor a inductor, lo que resulta en una producción de energía más eficiente.  Un diseño de inductor de grosor de pared uniforme reduce la retención y generación de calor.  Nuevo diseño de eje de transmisión con resistencia de fatiga mejorada y mayor fuerza.

7.5.2.3.

Beneficios del motor GeoForce

 Mayor torque de trabajo que los motores convencionales.

51


 RPM más consistentes y torque aplicado a la mecha, aumentando la ROP, vida útil del motor y vida útil de la mecha.  Mayor temperatura especificada de funcionamiento, para los motores de 4-3/4 pulg (350°F), 6-3/4- y 9-5/8 pulg (320°F).  Mejora la confiabilidad y rendimiento en ambientes difíciles.  Reduce la vibración, mejora el rendimiento y capacidad de dirigibilidad, aumenta la vida útil de la mecha y proporciona una mejor calidad de pozo al colocarlo en la configuración FullDrift®.  Mayor capacidad de generar curvatura (dogleg) que los motores convencionales de similar torque de trabajo.  Más resistencia a las fallas asociadas con hinchamientos inducidos por químicos.

 Configuraciones elegidas para una máxima respuesta utilizando parámetros de perforación reales.

Figura 44. Especificaciones del motor GeoForce 7.5.3. Sensor ABI™ (inclinación en la broca) Reducción de la ineficiencia e incertidumbre en la perforación de pozos direccionales. El sensor ABI™ de Sperry Drilling Services (inclinación en la broca) reduce esta ineficiencia e incertidumbre. Con el sensor ABI: 52


 La inclinación se mide a pocos pies de la broca y se envía a superficie en tiempo real durante la perforación y en las conexiones.  El tiempo de reacción mejora grandemente, lo que significa que las correcciones son rápidas y los resultados se verifican inmediatamente.  Se utiliza menos tiempo en el modo orientado (deslizamiento), lo que usualmente resulta en una rata de penetración promedio más alta.  El número de sidetracks debido a problemas de control direccional se reduce.  Se logra una colocación más precisa del pozo en el yacimiento, lo que puede significar mejores ratas de producción, más reservas recuperables y máxima capacidad de drenaje del yacimiento. 7.5.3.1.

Aplicaciones del sensor ABI

El sensor ABI reduce la incertidumbre y proporciona realimentación inmediata. Eso lo hace adecuado para:  Todos los pozos con tendencias difíciles de perforación direccional, especialmente operaciones de alto costo.  Kickoffs poco profundos y especialmente pozos de alcance extendido. La reducción de la tortuosidad del pozo en la sección de construcción podría ocasionar una reducción sustancial del torque, arrastre y desgaste del revestimiento.  Las brocas bicentricas son más difíciles de dirigir, especialmente con formaciones en malas condiciones.

53


7.5.3.2.

Figura 45. Sensor ABI Costos del pozo reducidos del sensor ABI

Con el sensor ABI, el hoyo es más liso y recto, requiriendo un mínimo de tiempo de perforación y consumibles. Debido a que hay un mayor porcentaje general de perforación rotada, las ratas de penetración son mayores y se reduce la probabilidad de pegas e tubería. Los pozos más lisos también resultan en menos problemas al bajar el revestidor. El Casing Sag (pérdida de inclinación debido al ensanchamiento del hoyo en el punto de fijación del revestidor) se puede detectar y compensar inmediatamente solamente con la broca y el sensor ABI fuera del revestidor. 54


Figura 46. Esquema convencional y ABI 6.5.3.3 Cómo funciona el sensor ABI El sensor ABI utiliza un paquete de acelerómetros triaxial ubicado a solamente 16 pulgadas de la parte inferior del motor de fondo para tamaños 6-3/4 pulgadas y más grandes. Las medidas de inclinación se transmiten hasta la herramienta MWD/LWD y se incorpora a los datos en tiempo real que se transmiten a la superficie. Debido a restricciones de instalación, el sensor ABI de 4-3/4 pulgadas se configura un poco diferente a las variantes más grandes. Al instalar el paquete de inclinación sobre el doblez del motor de fondo, la distancia del doblez a la broca se puede mantener al mínimo, lo que garantiza que se puede obtener una mejor medida del ángulo mientras se mantienen las capacidades de dogleg mayores del ensamble. Como resultado, el sistema puede funcionar en la mayoría de curvas de construcción tan bien como en las secciones de tangente u horizontal. El sensor ABI se puede colocar con todos los motores Sperry Drill estándar y de desempeño en tamaños de 4-3/4, 6-3/4, 8, y 9-5/8 pulgadas.

55


Figura 47. Especificaciones del sensor ABI

Figura 48. Sarta con sensores ABI 7.6.

APLICACIÓNES DE LA PERFORACION DIRECCIONAL 56


7.6.1. El sidetracks El sidetracks fué la primera técnica de perforación direccional para librar obstrucciones (pescados)

Figura 49. Sidetracks 7.6.2. Localizaciones Inaccesibles Las localizaciones inaccesibles, tal como objetivos localizados bajo ciudades, 57íos, o áreas sensitivamente ambientales hacen necsario localizar el equipo de perforación lejos del objetivo.

Figura 50. Localizaciones inaccesibles 7.6.3. Perforación en domos salinos 57


Se ha encontrado que los domos salinos son excelentes trampas naturales de hidrocarburos acumulados debajo de la tapa superior del domo. Se perfora un pozo direccional para alcanzar el yacimiento atrapado y así prevenir los problemas asociados con la perforación a través de estas estructuras.

Figura 51. Domos salinos 7.6.4. Control de fallas El control de fallas es una aplicación para perforar un pozo direccional en formaciones subterráneas donde exista una falla sin cruzar la línea de ésta.

Figura 52. Control de fallas 7.6.5. Múltiples pozos exploratorios desde un solo agujero

58


En este caso se perforan varios pozos exploratorios desde un solo agujero desviándose del pozo original a diferentes profundidades. Permite la exploración de localizaciones estructurales sin la necesidad de perforar otro pozo.

Figura 53. Múltiples pozos exploratorios en un solo agujero 7.6.6. Perforación terrestre hacia localizaciones marinas Este tipo de perforación se desarrolla cuando un yacimiento que está localizado bajo grandes volúmenes de agua se encuentra dentro del alcance de un equipo terrestre. La cabeza del pozo está en tierra mientras que el agujero se perfora direccionalmente bajo el agua para alcanzar el yacimiento. Esta técnica ahorra dinero por que los equipos terrestres son mucho más económicos que las plataformas marinas.

Figura 54. Localizaciones marinas 7.6.7. Perforación costa afuera de pozos múltiples El uso de esta técnica es el modo más económico para desarrollar campos costa afuera. Se perforan varios pozos direccionales desde una sola plataforma. 59


Figura 55. Perforación costa afuera 7.6.8. Pozos de alivio Los pozos de alivio son usados para matar pozos descontrolados interceptándolos. Se debe planear cuidadosamente un pozo direccional para localizar e interceptar el pozo fuera de control.

Figura 56. Pozos de alivio 7.6.9. Pozos horizontales Los pozos horizontales sirven para interceptar horizontalmente una formación productora para mejorar su producción. Esta técnica incrementa el área superficial de una formación productora., especialmente cuando la permeabilidad efectiva del yacimiento es vertical. 60


Figura 57. Pozos horizontales 7.6.10.

Pozos de alcance extendido

Los pozos de alcance extendido se perforan para alcanzar yacimientos que tienen un desplazamiento horizontal mayor a 5000 metros.

7.6.11.

Figura 58. Pozo de alcance extendido Pozos multilaterales

Los pozos multilaterales tienen varios agujeros que corren lateralmente saliendo desde un solo pozo original.

61


Figura 59.

Pozos multilaterales

7.6.12.

Pozos de radio corto, mediano y largo

Los pozos de radio corto, normalmente reentradas de pozos verticales viejos, tienen curvas con un radio de 44 m. o menos, que no pueden perforarse con motores convencionales. Se utilizan para aislar zonas de producción con alta/baja presión o arenas con agua sin la necesidad de asentar/cementar un liner. Este tipo de perforación es deseable cuando el inicio de desviación se realiza abajo de formaciones problemáticas.

Figura 60. Pozos de radio corto, mediano y largo 8. LA IMPORTANCIA DEL MONITOREO 8.1.

¿POR QUÉ TOMAR REGISTROS DIRECCIONALES? 62


Datos precisos acerca de la posición del agujero perforado son requeridos para monitorear y controlar donde se encuentra y hacia donde se direcciona el pozo debido a las siguientes razones:  Alcanzar el objetivo geológico.  Proveer una mayor definición de la geología y datos del reservoho que permitan la optimización durante la etapa de producción.  Evitar la colisión con otros pozos.  Definir el punto de descarga del pozo para planear la contingencia en caso de un reventón.  Proveer datos precisos de profundidad vertical para el propósito de un control de pozo.  Proveer datos para otras actividades operativas tales como la corrida y la cementación de tubería de revestimiento.  Cumplir con los requerimientos de la legislación local. 8.2.

MODELOS DE LA TIERRA

La Tierra es convencional mente descrita como una esfera, pero tiene una superficie muy irregular con cadenas montañosas y profundos cañones mayores a las 5 millas por debajo y sobre el nivel del mar. El problema es como representar cualquier punto sobre la superficie terrestre en una hoja plana. Aunque pequeñas áreas de la tierra parecen tener una superficie plana, al ser vistas, en mayor escala muestran las diferencias. Esto ha hecho necesario mirar más de cerca la forma de la tierra, y buscar un método para representarla en una superficie plana. 8.3.

EL GEOIDE

Una superficie suavizada representando la superficie terrestre y referida como tal es referida con el término de "Geoide", el cuál puede ser reproducido físicamente, aunque es imposible describir cualquier punto en su superficie en forma matemática. El Geoide suaviza las irregularidades de la superficie terrestre, pero al hacerlo, crea curvas irregulares de sí mismo. Si el nivel del mar pudiera ser establecido, este sería considerado la superficie del geoide. Todas las observaciones astronómicas son hechas en base al modelo geoide y las latitudes y longitudes astronómicas son posiciones en el. 8.4.

EL ESFEROIDE 63


La tierra puede ser representada con mayor precisión en su forma por un esferoide achatado en los polos por aproximadamente una relación de uno en trescientos debido a la rotación. Esto puede describirse matemáticamente por una ecuación algebraica, que puede ser utilizada como base para hacer cálculos. Más de una docena de diferentes elipsoides para describir la tierra han sido generadas y se encuentran en uso hoy en día.

En 1924, se definió un elipsoide oficial (basado en el elipsoide Hayford de 1909) y nombrado Elipsoide Internacional. Este modelo tenía un factor de achatamiento de 1:297, un radio polar de 6.356.911,9 m y un radio ecuatorial de 6.378.388 m. Muchos países no adoptaron este esquema y escogieron definir el suyo debido a las diferentes irregularidades en la forma esferoide en las diferentes partes del globo. La lista de modelos de esferoide más utilizados es tabulada a continuación:

8.5.

SISTEMAS DE DIVISIÓN TERRESTRE

Los sistemas de división son líneas que corren de Este-Oeste y de Norte-Sur para generar patrones de cuadriculado. En un intento para sobreponer un sistema de cuadriculado en un mapa terrestre, se presentan problemas al tratar de representar la 64


superficie esférica de la tierra en dos dimensiones sin incurrir en demasiada distorsión. El cartógrafo debe decidir las características que desea mostrar con mayor precisión. Diferentes sistemas de cuadriculado se encuentran en uso el día de hoy para proyectar la superficie de la tierra en una superficie plana y son clasificados generalmente de acuerdo a su método de construcción: Cilíndrico (UTM) y Cónico (Lambed). 8.5.1. Cuadriculado Universal Transverso (UTM) Este es el sistema comúnmente utilizado en el mundo y está basado en la proyección cilíndrica desarrollada por Johannes Lambert en 1772. En esta proyección, el esferoide representando la tierra es rodeada por un cilindro que toca la superficie del esferoide en una línea de longitud específica. (Fig. 61).

Fig. 61 - Mapa de Proyección Transversa Cilíndrica El cuadriculado UTM divide el mundo en 60 zonas iguales los 80 Grados Norte y 80 Grados Sur y cada uno tiene 6 Grados de amplitud siendo numerados del 1 al 60, Iniciando por la línea de fecha Internacional (180 Grados Oeste) y leyendo hacia el este alrededor del globo. Cada zona es achatada y cuadriculada. Cualquier punto puede ser referido con su número correspondiente de zona, calculando su distancia en metros al ecuador y la distancia en metros al norte o sur de su línea de referencia. Para evitar números negativos, un valor arbitrario de 500,000 metros al Este es asignado al meridiano central en cada zona. Los valores típicamente fluctúan entre los 200,000 metros a los 800,000 metros al ecuador. (Extendiéndose 3e al meridiano central en cualquier zona). Para puntos al sur del Ecuador, el Ecuador es asignado con un valor arbitrario de 10.000.000 m y los valores decrecen hacia el Sur

65


Fig. 62 Zona Cuadriculada UTM 8.5.2. Proyección Cónica de Lambert Esta proyección fue primero descrita por Lamben: en 1772 pero fue poco utilizada hasta la Primer Guerra Mundial cuando Francia hizo uso de dibujos de los primeros mapas de guerra. Este sistema utiliza un cono opuesto a un cilindro para cubrir el esferoide a ser considerado. Lo que produce una representación con líneas de la longitud apareciendo como líneas convergentes y líneas de latitud como arcos de círculos.

Fig. 63 Mapa de Proyección Cónica La escala entre los paralelos es normalmente sin distorsión y un par de paralelos en consecuencia serían seleccionados para una particular área de interés. Este sistema es utilizado en 48 estados de los EU (Incluyendo la mayoría de los estados 66


productores de crudo). El cuadriculado a través de cada estado es medido en pies con los ejes Este-Oeste signado a un valor de cero, mientras que los ejes Norte-Sur están asignados al valor de 2, 000,000 de pies. El ejemplo siguiente es para el Sistema Lambert del Sur de Louisiana.

Fig. 64 – Sistema Lambert del Sur de Louisiana. 8.5.3. Otros Sistemas de División Hay otros sistemas de cuadriculado en uso, tales como: Cuadriculado Estereográfico Polar Universal (UPS) utilizado en regiones polares. Marcador Transverso (Gauss-Kriiger) con zonas en 6° utilizado en FSU, China y el Bloque Este. 8.6.

DECLINACIÓN MAGNÉTICA

La tierra posee un campo magnético debido a su núcleo relativamente rico en Hierro. Las líneas de fuerza asociadas con este campo son horizontales en el ecuador mientras, en los polos, son representados por líneas verticales. El ángulo de declinación, es el ángulo entre las líneas horizontales y las líneas de fuerza magnética. Los polos de este campo magnético “cambian” con el tiempo y la diferencia entre su posición i.e. norte magnético, y los polos geográficos i.e. norte real (los ejes de rotación de la tierra) es conocido como Declinación Magnética. La distancia actualmente medida es de 1000 millas. El ángulo de declinación es tomado como el ángulo entre el componente horizontal del campo magnético de la tierra y las líneas de longitud. La fuerza del campo magnético es medida en micro Tesla (mT) y varía de 30 mT en el ecuador a 60 mT en los Polos 67


Fig. 65 – Los Monitoreos Magnéticos siguen las líneas de flujo de la tierra Una gráfica Isogónica es un mapa entre las líneas de igual declinación sobre impuesta y es usualmente acompañada con la corrección anual, la cual debe ser aplicada siguiendo la fecha de producción del mapa. La declinación puede ser hacia el Oeste o el Este. La declinación al Oeste significa el polo magnético significa que el polo magnético está a la izquierda del norte verdadero. Ejemplo: La Declinación Magnética de Houston en la carta Isogónica de 1985 fue de 7° Este. El cambio anual es de 8’ por año al Oeste (1° = 60’). Para 1991, la declinación magnética debe ser cambiada: 8’ por año x 6 año = 48’ Oeste La nueva declinación magnética en1991 = 7° 0’ – 0° 48’ = 6° 12’ Este. Para convertir de norte magnético a norte real es cuestión considerar las posiciones de los dos polos en relación a la lectura magnética: Ejemplo: Convierta las siguientes lecturas del polo norte magnético a lecturas del polo norte real 1. Norte 45 Este (Azimutal 45) con 5° de declinación Este Respuesta: Norte 50 Este (50) 68


2. Sur 80 Oeste (Azimutal 260) con 5° de declinación Oeste Respuesta: Sur 75 Oeste (255)

8.7.

MAPAS DE DIVISIÓN

En tierra, las mediciones son corregidas con respecto al Norte Real en tanto que en operaciones costa afuera, son corregidas respecto la Cuadriculado Norte Estándar. Un sistema cuadriculado es un sistema de coordenadas rectangulares esquematizada en un mapa. Un valor arbitrario de latitud y longitud ha sido normalmente seleccionado y en este caso el Cuadriculado Norte coincide con el Norte Real (Fig.66).

69


Fig. 66 Norte Cuadriculado y Norte Geográfico

Cuadricula de Declinación – Corrección angular convirtiendo las lecturas del Norte Magnético al Norte Cuadriculado. Cuadrícula de Convergencia – Angulo entre el Norte Real y el Norte Cuadriculado.

Relaciones entre cuadriculado, Norte Real & Norte Magnético

Malentendidos se han generado en la relación entre estas referencias ocasionando errores en el monitoreo en el pasado. Los diagramas polares, citados, deberán ser incluidos con todos los datos de evaluación para clarificar cual sistema de referencia está siendo utilizado.

70


8.8.

RESUMEN

Usando la información previa, ahora es posible calcular con razonable precisión la posición en relación a otros puntos de la superficie terrestre. De cualquier forma, es imperativo conocer qué modelo y que sistema de cuadriculado está siendo utilizado. Ya que habrá variaciones de un lugar a otro. Los mapas de evaluación de la Milicia Inglesa son derivados del Esferoide Aéreo basados en las medidas del Meridiano de Greenwich. Para el Mar del Norte el posicionamiento costa afuera y el trabajo de evaluación, es práctica normal trabajar con el Esferoide Internacional basado en el Meridiano Central (3° Este) en proyección UTM. Cerca de las áreas terrestres del Mar del Norte puede ser confuso respecto a que sistemas son utilizados. El principio es asegurarse que los sistemas que están siendo referenciados con claramente especificados en los datos de evaluación antes de ser utilizados.

9. HERRAMIENTAS DE EVALUACIÓN

La evaluación es la ciencia de localizar con precisión un punto en el espacio. En la construcción de un pozo esto significa apropiadamente localizar un punto en el agujero. Permite que la localización del fondo del hueco sea determinada en forma relativa a un punto en la superficie a una profundidad vertical dada. También provee información de las irregularidades en la trayectoria del pozo (patas de perro), tendencias durante la perforación y orientación de las herramientas desviadoras. Los sistemas actuales incluyen la telemetría, paquetes de mediciones eléctricas, sistemas fotográficos y sistemas de lectura en tiempo real. 9.1.

FACTORES DE SELECCIÓN DE HERRAMIENTAS

Existen un número de factores que influencian en la selección de la herramienta de monitoreo:   

Tamaño del objetivo – El tamaño del objetivo influye en la precisión de la evaluación. Latitud del pozo – A mayor latitud, mayor la influencia entre el campo magnético y velocidad de las herramientas giroscópicas. Dirección del Objetivo – Las evaluaciones Este/Oeste requieren procedimientos especiales. 71


     

Tipo de instalación – Presencia de interferencia magnética en plataformas con múltiples pozos. Costo de Equipo de Perforación – El sistema MWD puede ser más efectivo en costo en equipos con altas tasas de perforación. Máxima Inclinación Propuesta – Algunas herramientas de evaluación tienen limitaciones de ángulo de agujero. Condiciones de Agujero – Altas Temperaturas o reducidos tamaños de agujero pueden limitar el uso de algunas herramientas. Profundidad de evaluación – La precisión de la evaluación depende de la profundidad. Hueco Abierto o Entubado – Impacta en las herramientas magnéticas.

9.2.

HERRAMIENTAS MAGNÉTICAS

9.2.1. Herramientas de Evaluación Fotográfica Magnética Todas estas herramientas deben correrse dentro de una lastra barrena no magnética (hecho a base de aleación de Níquel)) para eliminar cualquier interferencia magnética de la sarta de perforación. 9.2.2. Disparo Individual Magnético Usado para grabar simultáneamente la dirección magnética de un agujero no cementado y su inclinación de desviación de la vertical. Sus componentes son:  Cronómetro o sensor de movimiento  Cámara.  Unidad indicadora de ángulo Debido a las incertidumbres concernientes al tiempo que se toma la herramienta para descender de la superficie a la profundidad de medición, un sensor de movimiento fue desarrollado para reemplazar el cronómetro. Después de que la herramienta ha sido “armada” y puesta en un contenedor de protección (1.75” o 1.375”) ya sea en un cable de registro o puesta en caída libre, una vez que permanece estática en el fondo, un circuito electrónico en la herramienta lo detecta y activa la cámara. La cámara previamente enfocada graba la orientación magnética y la posición de la sarta dando el ángulo de inclinación. Los discos de con ángulos indicando las escalas en ellos están disponibles en rangos variados dependiendo del ángulo del agujero: 0 - 10°, 0 -

72


20° y 15 - 90°. De vuelta en la superficie, el disco es extraído, y sus lecturas interpretadas para conocer la orientación del agujero. El disparo individual es normalmente corrido con registros eléctricos durante la fase de perforación para proveer una medida individual de la orientación actual del fondo del agujero o puede ser en caída libre previa a la sacada de la tubería de perforación 9.2.3. Evaluación de Caída Magnética Esta herramienta es similar a las excepto que utiliza película de 10 mm para permitir el grabado de diferentes tipos de evaluación. Esta herramienta es corrida y eventualmente asienta en un retenedor por encima de la barrena. Un cronómetro mecánico, es sincronizado con un reloj en la superficie, permitiendo que una serie de evaluaciones sean almacenadas cuando la sarta de perforación es recuperada dando una vista simple de la orientación del agujero descubierto. 9.2.4. Disparo Magnético Múltiple (MMS) Es utilizado normalmente al final de la construcción de una sección y es utilizado para grabar la orientación del agujero perforado. La herramienta es una unidad alimentada por baterías consistente en un cronómetro, una cámara con película de 16 mm y un ensamble de brújula/péndulo normalmente encerrada en un contenedor de 1.75”. Una mini versión multidisparo en un contenedor de 1.375” está también disponible. Esencialmente, la herramienta toma una fotografía de de la brújula/péndulo periódicamente mientras la sarta es levantada. Una vez de regreso en la superficie, la película puede ser revelada, y correlacionada contra la profundidad y la orientación de la sección de hueco dibujado. 9.2.5. Disparo Magnético Electrónico Múltiple (EMS) Es lo último en tecnología y se compone de de ambos: Acelerómetros en tres ejes y magnetómetros para tomar mediciones de ángulo de agujero y dirección. También calcula el ángulo de desviación magnético y el campo de fuerza en cada estación de evaluación. Estos datos son utilizados para calcular la interferencia magnética dando mayor confiabilidad a los datos de monitoreo. Esta herramienta también mide la temperatura en el rango de 0 - 125°C (32 - 257°F). Después de ser armada en superficie, la herramienta es corrida en forma semejante a una de disparo múltiple y puede ser programada para operar en cualquier modo ya sea disparo sencillo, multidisparo o modo de orientación de corteza. Más de 1023 puntos de evaluación pueden ser almacenados 73


Siguiendo con la evaluación, la herramienta es reconectada a un sistema computarizado y la información procesada utilizando un punto de referencia, por ejemplo la zapata anterior. Como opción puede correrse la longitud requerida de NMDC’s para evitar la interferencia, es posible acortar esto y aplicar un factor de corrección para eliminar la interferencia adicional. 9.3.

HERRAMIENTAS DE EVALUACIÓN GIROSCÓPICA

Donde la interferencia magnética no puede ser impedida, los sistemas giroscópicos son utilizados. Hay dos tipos de giroscopios Utilizados – aquellos que varían con el tiempo y aquellos con el sentido de rotación de la tierra Por ejemplo: Los Giroscopios de velocidad. Estos pueden ser corridos sin lastra barrenas no magnéticas ya que la brújula magnética es reemplazada por una brújula giroscópica de disco controlada por un motor eléctrico a altas RPM. 9.3.1. Giroscopio de Disparo Simple Utilizado para orientar herramientas en áreas de alta interferencia magnética. Ej. : Punto de Desvío en una plataforma con otras tuberías conductoras cercanas. Esta herramienta consiste de un cronómetro, una cámara y una brújula giroscópica sensible. El giroscopio es primero orientado a la superficie en una dirección conocida y entonces bajado a la profundidad de evaluación debidamente protegida. Después de grabar los datos, la herramienta es recuperada y la película descargada y revelada. 9.3.2. Giroscopio de Disparo Múltiple Es utilizado para grabar la orientación de un pozo con o sin tubería de revestimiento. La herramienta es alimentada por una batería. La unidad giroscópica es inicialmente alineada con una dirección conocida y un mecanismo para medir el tiempo es sincronizado con un reloj en superficie. Es entonces cuando se corre un registro eléctrico y de evaluación conforma la herramienta desciende. Esto reduce el error debido a la desviación giroscópica la que incrementa la no uniformidad con el tiempo. Para corregir esto, muchas revisiones a la variación son hechas durante la corrida y el sacado de la herramienta. Cuando la herramienta permanece estacionaria, un número de evaluaciones (surveys) son tomadas en la misma locación. Estos pueden entonces ser comparados con posterioridad para permitir la corrección a la desviación 9.3.3. Giroscopio de Lectura en Superficie 74


Ejemplo – Seeker de BHI, Keeper de Sperry Sun Utilizado para perforar y orientar en áreas donde la interferencia magnética es un problema. Por Ejemplo: Desviación en plataforma donde hay otras tuberías conductoras de pozos adyacentes. La herramienta es conectada directamente a la superficie mediante un sistema de lectura vía un cable y un substituto de entrada lateral. Una vez que la orientación deseada ha sido alcanzada, la herramienta es recuperada para permitir que el substituto de entrada lateral sea removido. Otras variantes son ahora equipadas con una conexión humidificada que habilita a que la señal eléctrica sea separada y continuar la perforación rotaria por un periodo de tiempo sin sacar el ensamblaje. El sistema giroscópico usado en “SRG” por sus siglas en ingles, se compone de un eje ortogonal (todos son ángulos rectos con respecto a ellos mismos) acelerómetro y magnetómetro. El acelerómetro mide el vector gravitacional relativo a los ejes de la herramienta de los cuales el frente de la herramienta y la inclinación pueden ser determinados. El magnetómetro mide los componentes de los campos magnéticos de la tierra relativos a los ejes de la herramienta, los que combinados con la lectura del acelerómetro determinan el azimutal. 9.3.4. Medidor Guía Láser Inercial (“RIGS”) Esta es una herramienta de alta precisión, cuenta con un sistema de evaluación de alta velocidad el que colecta datos de evaluación mientras la herramienta es corrida dentro del agujero. Abarca los tres ejes inerciales de navegación y tiene una precisión de 1-2 pies/ 1000pies de hueco registrado con una precisión horizontal de 2.6 pies/ 1000 pies. Estos resultados son típicamente tres veces más precisos y completados en la mitad del tiempo en comparación con el uso de un giroscopio. Al inicio de la evaluación, la herramienta es alineada para derivar la referencia del norte real mediante la medición de la rotación terrestre. Cuando es bajada en el pozo, el sistema de navegación inercial mide cambios en espacios tridimensionales generando coordenados para norte/sur, este/oeste. Este sistema de monitoreo continuo elimina los errores generados usando el método de cálculo de punto a punto de la geometría del hueco como es hecho con los giroscopios y otros sistemas de evaluación convencionales. 75


Un registro eléctrico de medición de profundidad y un localizador de coples de tubería son usados para verificar el sensor de profundidad y restringir los errores a menos de 0.5 pies / 1000 pies mientras que centralizadores mantienen la herramienta centralizada en el hueco perforado. La herramienta puede ser utilizada solamente en agujeros para tuberías de revestimiento menores a 7” debido a su tamaño físico. Un registro típico utilizando el sistema RIGS consiste de:     

Alinear el sensor a la superficie - 12 min. Hacer un chequeo a la variación – 3 min. Correr la herramienta en el agujero a 300ft/min. A la profundidad final, revisar la variación inercial – 3 min. Recuperar la herramienta mientras se completa la segunda evaluación (survey) a 300ft/ min.  En superficie, completa la variación final – 3 min.  Tiempo Total para evaluar un pozo simple de 10,000 pies = 88 min. 9.4.

SISTEMAS DE MEDICIÓN DE EVALUACIÓN DE MWD

Los sistemas de MWD de hoy utilizan sistemas transmisión mediante cables a superficie. La energía es generada por una turbina dentro del agujero por la vía de una turbina de lodos o de baterías. Los datos son transferidos por un pulso de presión vía la columna del fluido de perforación (ya sea un pulso negativo o positivo). Estos sistemas fueron desarrollados en los años 70 Por Teleco, siendo la primera compañía en proveer comercialmente el servicio en 1978. Estos tomaron parte en forma común durante los 80 y han continuado desarrollándose con sensores adicionales, siendo ahora la norma como los sensores de Rayos Gama y de Resistividad. Estos sistemas son, sin embargo, basados en mediciones magnéticas y deben ser compensados o protegidos de interferencia magnética. 9.4.1. Inclinación en MWD Ejemplos: “Teledrift” o “Anderdrift” 76


Estos sistemas se componen de un instrumento de señales mecánicas capaz de detectar inclinaciones en el agujero mayores a 10.5° (Anderdrift 5°, Teledrift 10.5°). La transmisión de la señal es por la vía de una serie de pulsos emitidos a través del lodo, los cuales son detectados por un transductor usualmente colocado en la tubería vertical. En principio, la herramienta contiene un péndulo en el fondo que puede moverse a través de una serie de Bordes y un pistón de señal capaz de atravesar una serie de restricciones anulares. Este ultimo crea los pulsos en el lodo. En el sistema Teledrift, hay un sistema de código por lo que la desviación de la vertical se incrementa con el número de pulsos emitidos. Un máximo de siete pulsos pueden ser generados (0.5°/ pulso), lo que significa que la herramienta puede operar en un rango de 3.5° entre 0 y 10.5°. Los ajustes son fácilmente alcanzables en el campo para asegurar que la herramienta pueda responder a cualquier ángulo en el agujero mayor a 10.5°. Muchas otras opciones también existen para permitir que la herramienta detecte un rango de ángulo mayor en el agujero. Esto se hace incrementando el ángulo medido por pulso el cual puede reportar 1° o 1.5° por pulso. Esto da un máximo, de inclinación de agujero de 15°. El sistema Anderdrift genera pulsos de lodo similares pero es diferente en la relación entre la posición del péndulo y el pistón. El Anderdrift puede generar más de once pulsos, cada uno representando 0.5°, pero esto funciona en sentido inverso. Así un pulso indicará un ángulo de agujero de 5° o más mientras que once pulsos un ángulo de cero grados. Las lecturas, son generalmente tomadas en la conexión. Las bombas deben apagarse por un minuto para permitir que la herramienta mida el ángulo de desviación y se prepare para la señalización. La tubería debe permanecer estacionaria durante este periodo. Las bombas son encendidas nuevamente y puestas a un máximo de 360 gpm, manteniendo el gasto. Con la herramienta Teledrift el primer pulso llega después de 10–15 segundos y las lecturas subsecuentes deben llegar después de un periodo similar. El bombeo debe continuar hasta alrededor de un minuto después de grabado el último pulso. El periodo de pulso para el Anderdrift es de alrededor de 5 Segundos. 9.4.2. Interferencia Magnética Durante el proceso de perforación, los componentes metálicos de la sarta de perforación se magnetizan debido al campo magnético de la tierra. Este magnetismo 77


inducido influencia las herramientas de evaluación (survey) magnéticas por lo que deben ser protegidas resguardándolas con coples no magnéticos. La longitud requerida de los espaciadores magnéticos depende de los siguientes factores:  Fuerza del campo magnético del acero magnetizado de la sarta de perforación por encima y por debajo del mecanismo sensor.  Dirección de dirección del agujero como relativo al norte magnético o al sur.  Inclinación de agujero  Locación geográfica (relacionada al “ángulo de inclinación”) 9.4.2.1.

Fuerza del Polo Magnético

Cuando la sarta de perforación se magnetiza, los dos extremos se convierten en los polos magnéticos de la sarta. En el hemisferio norte, el polo norte es el extremo de la sarta que se encuentra dentro del agujero. La interferencia magnética varía de forma inversa con el cuadrado de la distancia entre la fuente y el sensor/brújula. 9.4.2.2.

Fuerza de Interferencia (Fuerza del Polo) / (Distancia)2

Así, si la fuerza F1 es encontrada como resultado de la separación de 4 pies entre el cople de acero magnetizado y el sensor, por lo que a la separación de 12 pies, la fuerza de interferencia F2 sería: F1 x (4)2 = F2 x (12)2 F2 = F1 / 9 Ya que la sarta de perforación es mucho más larga que su diámetro, puede analizarse sin embargo está compuesto de fuentes de puntos discretos localizados en los extremos del agujero. La fuerza de los polos magnéticos depende de los componentes individuales del acero que componen la sarta de perforación. Grindrod y Woolf en1983 presentaron valores para el campo magnético de cuatro diferentes ensambles. Estos valores generalizados son: Componente Parte superior de la Sarta de Perforación Barrena, mores de lodo y un substituto curvo Barrena, Estabilizadores NB , ensamble corto (packed assy) Barrena y Estabilizador NB

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Unidades Electro-magnéticos 300 EMU 2500 EMU 200 EMU 500 EMU


Combinaciones

250 EMU

La fuerza aproximada del polo es seleccionada para el polo apropiado – ya sea el superior (UP) o El inferior (LP). Si la fuerza del polo es medida en (mWb), entonces la distancia es en metros; Si la fuerza del polo es medida en Unidades Electromagnéticas (EMU), entonces la distancia es en pies. 9.4.2.3.

Inclinación del Agujero

Una herramienta de medición magnética (brújula o magnetómetro) solo utiliza la componente horizontal del campo magnético terrestre. Similarmente, será influenciado por la componente horizontal de cualquier magnetismo inducido en la sarta de perforación. Cuando la sarta se aproxime a mayores ángulos en los pozos desviados, la fuerza de interferencia será mayor. 9.4.2.4.

Dirección del Agujero

La dirección (azimutal) en la que la sarta es posicionada es también un factor en la determinación del efecto de la fuerza de interferencia en el sensor magnético. Cuando la dirección es de Este u Oeste, el efecto es mayor. Para un pozo, que esté siendo perforado en dirección Este, el sensor magnético leerá un azimutal que es menos que el azimutal real. Para un pozo, que este siendo perforado en dirección Oeste, el sensor leerá un azimutal mayor que el real. 9.4.2.5.

Locación Geográfica

Así como el sensor se afectará por la componente horizontal del campo magnético terrestre, también se afectará por la amplitud de la componente horizontal. Esto varía según la locación geográfica y es mayor en la zona del ecuador, ya que el ángulo de desviación del campo magnético terrestre aumenta. El efecto resultante de esto es que la componente vertical de campo magnético terrestre aumenta mientras que la componente decrece. Así, cualquier herramienta que dependa de la componente horizontal de campo magnético terrestre Será más fácilmente afectada por otros efectos del campo horizontal más allá del Ecuador. Un sensor magnético será por tanto más sensible al norte magnético en el ecuador que en los polos. Si no hay fuerza de interferencia presente, se verá mayor influencia en las lecturas direccionales cerca de los polos que en el ecuador Aunque la fuerza 79


de interferencia permanezca igual. En efecto, cualquier Reducción en el campo natural terrestre permitirá que el campo magnético de la sarta tenga mayor impacto. 9.4.2.6.

Selección de Lastra Barrenas No-Magnéticas

Los efectos de la interferencia derivados del magnetismo inducido en la sarta de perforación y para prevenir cualquier distorsión del campo magnético terrestre en la cercanía de los sensores. La composición de los lastra barrenas no magnéticos es regularmente una de las siguientes: 1. K Moneles, en aleación conteniendo 30% Cobre y 65% Níquel 2. Acero Cromo/ Níquel compuesto de 18% Cromo y 13% Níquel 3. Acero Austenítico (Aleación de hierro en forma cristalizada) a partir de cromo y manganeso (>18% Mn) 4. Aleación de Bronce a parir de Cobre y berilio  Los K Moneles y la aleación Berilio-Cobre son costosas pero resistentes a la corrosión  El Acero Austenítico es el más común, pero es susceptible a la corrosión en ambientes altamente salinos.  El Acero Cromo / Níquel tiende a corroerse, causando daño al enroscado. Como se describe, el número de lastra barrenas no magnéticos y la posición del sensor/brújula, dependen de la inclinación del hueco perforado, el azimutal y la locación geográfica. Los gráficos son provistos por la mayoría de los contratistas desviadores que indican el número de lastra barrenas Requeridos para diferentes inclinaciones y azimutales en diferentes locaciones geográficas. Alternativamente los datos obtenidos pueden ser corregidos por la interferencia magnética de la sarta de perforación, uno de los paquetes computacionales disponibles en el mercado

10. MÉTODOS DE CÁLCULO DE EVALUACIÓN Una herramienta de evaluación direccional mide la inclinación y el azimutal en un número de estaciones de registro a profundidades especificadas. Estos valores son usados para calcular a una profundidad dada, las coordenadas Norte y Este, la profundidad vertical real según el sistema de referencia especificado. La severidad de 80


la pata de perro y la sección vertical (Desplazamiento horizontal) pueden también ser calculadas. Hay muchos métodos para calcular la localización tridimensional de una estación de evaluación. Estos métodos se listan a continuación por orden de precisión:    

Método Tangencial Método del Angulo Promedio Método del Radio de Curvatura Método de la Curvatura Mínima

10.1. MÉTODO TANGENCIAL Este fue el primer método utilizado. Los cálculos están basados en el ángulo de inclinación y la dirección del ángulo de desviación (Azimutal) al menor de dos puntos de monitoreo (survey). La distancia de curso (distancia entre dos puntos monitoreados) es tomada como una línea recta. Se asume que la línea tenga el mismo ángulo de desviación y dirección que el punto inferior de registro. Los errores con este método pueden ser significativos y por tanto este método es impreciso. 10.2. MÉTODO DE ANGULO PROMEDIO Este método utiliza en ángulo de inclinación y un promedio de la dirección del ángulo de desviación (azimutal) entre dos puntos de evaluación. Este reduce significativamente los errores generados utilizando los métodos anteriores y asume que el curso varia en línea recta entre dos puntos evaluados. El método de pata de perro entre dos puntos registrados debe ser corto. Si la distancia entre los dos puntos es corta, por lo que una trayectoria en línea recta se asume se aproxima de forma cercana al agujero perforado real. 10.3. MÉTODO DEL RADIO DE CURVATURA Este método asume que el agujero es un arco sin irregularidades entre los registros. Requiere de algunos cálculos complejos que son mejor utilizados en una calculadora programable o computadora. El método de cálculo no es afectado por longitudes mayores. Asume que la trayectoria tiene un radio constante de curvatura.

81


10.4. MÉTODO DE CURVATURA MÍNIMA Este método toma información de la inclinación y el azimutal de cada punto registrado y crea una curva suavizada. Este es un método complejo no recomendado para hacer cálculos a mano. Es ampliamente utilizado por operadores y compañías de perforación direccional 10.5. INCERTIDUMBRE EN LA EVALUACIÓN La incertidumbre en la evaluación es el rango en 3D en que la posición actual de un punto de registro puede ser comparada con la posición calculada. Este es el resultado de la combinación de datos ambiguos individuales registrados durante las evaluaciones. La magnitud de incertidumbre es determinada por un tipo de herramienta, calidad y modelo combinados con imprecisiones utilizadas para correr la herramienta y el ambiente en el que se utiliza. La incertidumbre se clasifica de dos modos:  Estadística en las lecturas del sensor de los que los valores de inclinación y azimutal son obtenidos.  Sistemática, tales como variaciones en la calibración de linealidad, sensibilidad, sesgo y tendencia. Para evaluaciones normales de hueco descubierto, los cuales tienen una longitud significativa y un número de puntos de monitoreo significativo, la incertidumbre sistemática dominará la incertidumbre estadística. Por lo que, Woolf y de Wardt introdujeron en 1981 una herramienta sistemática de error. Este acercamiento para calcular la posición se ha convertido en un estándar de la industria. El efecto de estas diferencias es una incertidumbre en las posiciones medidas, resultante en una incertidumbre acerca de la posición calculada para el agujero descubierto. Típicamente, la incertidumbre en la dirección lateral es mayor que las incertidumbres por arriba o por debajo de la profundidad medida... Consecuentemente, la incertidumbre resultante en una estación de evaluación tiene una forma elipsoidal. La incertidumbre se acumula a través de la trayectoria del pozo, y será la mayor durante la última estación de registro La herramienta FINDS (Herramienta de Dirección Inercial o Ferranti Inercial Direccional Tool, en inglés) ha sido la herramienta más precisa de evaluación utilizada a 0.5 pies en cualquier dirección.

82


De cualquier modo, su tamaño (10.625”) efectivamente la restringe en corridas de Tuberías de Revestimiento de 13.375”. Actualmente los registros giroscópicos tienen una precisión de 1.5° / 1000 pies y más de 3° / 1000 pies en secciones horizontales. La precisión de las herramientas MWD es cuantificada en variación de grados: Inclinación Azimutal Frente de Herramienta

0.1 – 0.25° 1.0 – 1.5° 1.5 – 3.0°

En agujeros menores a 5°, la precisión disminuye y un sistema alternativo debe ser utilizado. 11. PERFORACIÓN DIRECCIONAL 11.1. ¿POR QUE PERFORAR DIRECCIONALMENTE? La perforación direccional es la ciencia de dirigir el agujero a través de una trayectoria predeterminada a un objetivo designado en el subsuelo. Las aplicaciones más comunes de perforación direccional son:     

Perforación de pozos múltiples de estructuras costa afuera Inclinación controlada en pozos verticales Perforación Lateral (Ventana) Perforación de pozos de alivio Perforación horizontal o pozos multilaterales para mayor exposición en la formación productora

11.2. TÉCNICAS DE DESVIACIÓN Las principales técnicas de desviación son:  Cucharas de Desviación (Whipstock)  Propulsión  Perforación Rotaria  Motores 11.2.1.

Cucharas de Desviación (Whipstock)

83


Este fue el principal método de desviación de pozos utilizado entre 1930 – 1950. Fue reemplazado por la introducción de los motores de fondo. Recientemente se ha visto un resurgimiento debido a los pozos multilaterales y re-perforaciones. Existen dos variantes de esta herramienta, el recuperable y la cuchara permanente. Ambas proveen los medios para orientar mediante una cuña cóncava de acero, la cual es utilizada para desviar la sarta de perforación. Dependiendo del estilo de cuchara utilizada, el número de viajes para iniciar a desviar el agujero, puede ser uno o varios. Mucho depende de cómo la cuchara es y orientada en el agujero y como se efectué la molienda de inicio.

11.2.2.

Propulsión (Jetting)

La propulsión puede ser utilizada para orientarse en formaciones suaves y es típicamente utilizada en la parte superior del agujero. El ensamblado consiste de una barrena tricónica Modificada con una de las toberas (jets) significativamente más grande que las otras dos o con una abierta y las otras dos tapadas. En esencia, la barrena es orientada hacia abajo y las bombas de lodos son puestas al gasto máximo por 5-10 pies, la mesa rotaria perfora los residuos y un monitoreo (survey) es tomado en la superficie con un giroscopio. Este procedimiento puede repetirse hasta alcanzar el ángulo deseado y es así como la desviación es obtenida. Esta técnica puede utilizarse para construir ángulos mayores a los 15° y crear patas de perro 3° / 100 pies. El método de propulsión es económico y facilita que el agujero sea rápidamente perforado sin efectuar cambios en el ensamblado de la sarta. Permite que un agujero en calibre sea perforado con pequeños cambios en la dirección en formaciones suaves con horas de rotación reducidas y provee un medio de direccional seguramente en un agujero somero donde existen numerosos conductores de pozos adyacentes. 11.2.3.

Perforación Rotaria

Históricamente, siempre ha sido posible controlar la inclinación de los pozos direccionales durante la perforación rotaria mediante la corrección del diseño de ensamble y el uso de los parámetros de perforación apropiados. El control de azimutal, de cualquier forma, siempre ha sido difícil. Los factores que afectan el comportamiento de los ensambles rotarios serán discutidos posteriormente. 84


11.2.4.

Motores

Motores (ya sean motores de desplazamiento positivo o turbinas), equipados con un substituto curvo o un “bent housing”, permiten que la barrena sea orientada y perfore en la dirección seleccionada sin ninguna rotación de la sarta de perforación. Esto permite un control total sobre el azimutal y la inclinación. Otros factores que afectan el desempeño de estos sistemas de direccionamiento serán discutidos posteriormente. 11.3. CONTROL DIRECCIONAL CON SISTEMAS ROTATORIOS Las tendencias direccionales están relacionadas a la dirección de la fuerza resultante en la barrena. Al respecto, el ángulo de inclinación de la barrena (ángulo entre el eje de la barrena y el eje del hueco) se cree influye. Esto es debido a que la barrena está diseñada para perforar paralelo a su eje. En ensambles rotarios con un estabilizador cercano a la barrena, el ángulo de inclinación de la barrena Es pequeño y la magnitud de la fuerza resultante es un factor clave. La trayectoria está afectada por los siguientes parámetros:         

Calibre y localización de los estabilizadores Diámetro y longitud de lastra barrenas Peso en la barrena Velocidad de Rotación Tipo de Barrena Anisotropía de Formación (propiedades varían horizontal/verticalmente) y el ángulo de desviación de los planos del lecho. Dureza de Formación Gasto Velocidad de Penetración

11.3.1.

Calibre y Localización de Estabilizadores

El calibre y la localización de estabilizadores, combinados con los parámetros de perforación, tienen un marcado efecto en la habilidad del ensamble rotario pata construir, caer o mantener la inclinación. Existen tres principios fundamentales: 85


  

Principio Fulcrum Principio de Estabilización Principio de Péndulo

11.3.1.1. Principio Fulcrum Un ensamble con un agujero en calibre cerca de la barrena tendrá un estabilizador y de 40 – 120 pies de lastra barrenas antes de colocar el siguiente estabilizador que construirá el ángulo cuando se le aplique peso. El aplicar peso causará que las lastras barrenas se flexionen y que cerca del estabilizador de la barrena se cree un Fulcrum o punto de pivote. Esto crea una fuerza de oposición en la barrena la cual crea una curvatura hacia arriba en el agujero hasta que el peso es reducido

Principio Fulcrum 11.3.1.2. Principio de Estabilización El principio usado es que tres o más estabilizadores en calibre cada uno separado por un cople desviado. Incluyendo el cercano a la barrena, estos resistirán cualquier efecto de deflexión y preferirá seguir una trayectoria recta. Estos ensambles son llamados ensambles empacados y típicamente se utilizan en secciones tangenciales en conjunto con altas velocidades de rotación (120 – 160 RPM). 11.3.1.3. Principio de Péndulo 86


Este fue el primer principio direccional desarrollado y se compone de un estabilizador menor al calibre del hueco o de ninguno cerca de la barrena. La barrena experimenta una menor fuerza debido a la gravedad. Reduciendo el peso en la barrena y manteniendo la posición para ayudar a prevenir la caída puede incrementar el efecto. Si la barrena para el primer estabilizador es muy grande entonces, las lastra barrenas pueden reducir su contacto con las paredes, disminuyendo su efectividad y pueden hacer que la barrena se direccione hacia arriba. Manteniendo una velocidad de rotación (120 – 160 RPM) aunado a un bajo peso en la barrena inicialmente ayudará a iniciar la caída. Una vez que la trayectoria ha iniciado, más peso puede ser puesto para acelerar el proceso. 11.3.1.4. Estabilizadores de Calibración Variable Estas herramientas permiten que el ensamble rotario se comporte de forma dependiente según el calibre del estabilizador. Ej.: Ya sea en calibre o bajo calibre. La herramienta “Andergauge” se compone de un estabilizador con aspas ajustables creadas por la activación de cilindros, los cuales pueden extenderse o ser retirados para variar el calibre de la herramienta en el hueco. Este es afectado por el peso en la barrena con las bombas fuera para asegurar en su lugar y repetir el procedimiento para retraer los pistones, por ejemplo si se desean que esté bajo calibre. Si se coloca apropiadamente en la parte inferior del ensamble, entonces el ensamble puede comportarse de acuerdo al calibre y como es discutido por ensambles rotarios tradicionales. 11.3.2.

Diámetro de la Lastra Barrena

Proveen de rigidez, así como dan peso al ensamble perforador y pueden ser comparados a cilindros de paredes gruesas para propósitos de diseño. Su rigidez depende de su momento axial de inercia y su módulo de elasticidad (Vea Sección 8 Diseño de Sarta de Perforación). Con un ensamble del tipo Fulcrum, reduciendo el diámetro del cople para incrementar la tendencia de construcción debido a que los coples son más flexibles y que pueden flexionarse antes de entrar en contacto con el agujero. Una vez que esta situación ocurra, incrementar el peso en la barrena tendrá muy poco efecto adicional. 11.3.3.

Tipo de Barrena

87


Las barrenas tricónicas no tienen efecto en la construcción, permanencia o ángulo de caída. Pero tienen, un impacto en el azimutal y tenderán a “deslizarse” hacia la derecha. Este efecto es enfatizado con los dientes largos en formaciones suaves, Parcialmente debido a que la velocidad de penetración se acentúa y parcialmente debido a que el cono mayor se contrarresta. De manera contraria, barrenas con dientes cortos en formaciones duras tendrán mucho menos tendencia a deslizarse a la derecha. 11.3.4. Anisotropía de Formación La anisotropía de formación (la variación en las propiedades de la formación en diferentes direcciones en la roca) tiene cierto efecto en la respuesta direccional. La mayor parte de la perforación petrolera se da lugar en rocas sedimentarias, las que por definición, fueron normalmente depositadas en capas y así exhiben su anisotropía. La experiencia en perforación ha demostrado que la barrena será defeccionada de manera dependiente al ángulo de incidencia de la barrena, diferentes teorías han sido propuestas para describir l reacción de la barrena bajo estas condiciones. La “teoría de formación de astillas” sugiere que los dientes de la barrena generan un esfuerzo compresivo perpendicular a la cara del diente y que la falla del corte más fácilmente entre las capas. Así el tamaño de la astilla variará dependiendo del diente/ángulo de capa. 11.3.5.

Dureza de Formación

Formaciones muy suaves pueden ser lavadas, por la simple acción de la propulsión o la circulación del lodo. Bajo estas condiciones, puede resultar complicado construir un ángulo. Si por anticipado, la barrena puede equiparse con toberas grandes para reducir la velocidad. Gastos reducidos en las bombas pueden ser usados excepto previo a que las conexiones sean levantadas para asegurar que la barrena y BHA no se encuentran obstruidas con recortes. Un lavado excesivo puede producir un efecto de caída aun con un ensamble bastante rígido 11.4. CONTROL DIRECCIONAL CON MOTORES DE FONDO Hay dos clases distintivas de motores – las turbinas y los motores de desplazamiento positivos (PDM’s). 88


Los cuales ofrecen las siguientes ventajas en relación directa a su transmisión de fuerza motriz a la barrena más que transmitirlo a la superficie.  Eliminación de la vibración lateral  Reducción de desgaste en sarta y tubería de revestimiento  Menor torque en sarta, especialmente en agujeros desviados  Fatiga de carga reducida en tubería de perforación  Puede correrse con poco peso a velocidades continuas  Habilidad para orientarse y perforar hacia adelante 11.4.1.

Turbinas

El desarrollo de las Turbinas comenzó en 1924 in la antigua URSS y los EU. El desarrollo ha continuado en Rusia hasta el día de hoy para utilizarlos como la norma para la perforación de sus pozos direccionales. Esta situación ha sido favorecida por la falta de suficiente tubería resistente a la fatiga para la perforación rotaria 11.4.2.

Motores de Desplazamiento Positivo (PDM)

Los conceptos originales PDM fueron desarrollados en 1956 basados en el concepto Moineau, principio de la bomba en reversa Ej.: El flujo de un fluido mueve la flecha de una bomba.

La bomba puede ser energizada por el fluido de perforación, aire o gas y se compone de cuatro secciones:

1. Válvula de descarga – una válvula de desviación permitiendo a la sarta llenarse o vaciarse cuando es puesta en movimiento. 2. Ensamble de Motor – Se componer de un estator con forma espiral, una flecha de acero sólido rota a través de la longitud de la cavidad. La parte superior está libre mientras que la inferior está fija a un vástago conector. 3. Vástago Conector – Equipado con una junta universal a cada extremo para acomodar la rotación excéntrica del rotor y transferir esta rotación a la flecha. 4. El rodamiento y el ensamble de la flecha – consisten de rodamientos de empuje y un rodamiento radial para permitir una rotación suave de la flecha. Los rodamientos son lubricados por el lodo. La flecha es conectada a un sub en la barrena la que es la única parte rotatoria externa del motor de lodo.

89


El motor está diseñado para que el rotor sea forzado a girar en sentido de las manecillas del reloj cuando el fluido de perforación es bombeado a través de las cavidades entre el rotor y el estator.

Los Motores son definidos por la razón del número de lóbulos en la sección del rotor al estator.

Siempre hay más de un lóbulo estados y estos pueden variar de 2 a 11 por lóbulos estatores con su correspondiente 1 a 10 lóbulos rotores.

El torque producido por los PDM es proporcional a la presión diferencial a través del motor. Cuando se aplica peso en la barrena, la presión de circulación se incrementa. Cuando la barrena deja de perforar, la presión disminuye. Así, la presión en la bomba puede utilizase como ambas, peso en la barrena e indicador de torque.

11.4.3.

Inclinación de la Barrena

El control direccional con los motores de fondo está basado en la inclinación de los ejes de la barrena con respecto al eje del agujero y / o creando una fuerza en la barrena. Si la sarta y por consecuencia el cuerpo del motos son rotados desde la superficie, la barrena tenderá a perforar en línea recta hacia delante. Sin embargo, si la sarta no es rotada, la barrena perforará en forma curva determinada por la orientación de la fuerza lateral o la inclinación de los ejes de la barrena 11.4.3.1. Substituto Curvo o “Bent Sub” Este es un cople corto que se posiciona directamente por encima del motor, con su sección inferior compensada de la vertical. La cantidad de descentralización varía entre 1 y 3 grados comúnmente. El interior indica la dirección en la que la barrena perforará (frente de la herramienta) y una herramienta de orientación (MWD) es normalmente posicionado por encima del substituto curvo. Este tipo de ensamble ofrece control sobre la dirección, una desviación suave y puede ser usado para construir a hacer un ángulo de descenso. 11.4.3.2. “Bent Housing” Ajustable

90


Un elemento ajustable de inclinación es posicionado en el motor que también mantiene el acople flexible/conexión del vástago. Este toma lugar por debajo del ensamble del motor y cercano a la barrena, dando un mayor control direccional. El rango del ángulo de inclinación “bent housing” es entre los 0 a 3 grados y es fácilmente reasentable en el sitio 11.4.4.

Torque Reactivo

El torque reactivo es la tendencia de la sarta para girar en dirección opuesta a la de la barrena. Cuando el rotor gira a la derecha, el estator es sujeto de una fuerza de giro a la izquierda. Dependiendo del tipo de formación y longitud de la sarta, la tubería girará causando que la barrena perfore hacia la izquierda. Este torque hacia la izquierda se incrementa cuando más peso es puesto en la barrena y presión de la bomba es aplicada. La experiencia en la locación puede ser utilizada para controlar este efecto mediante el ajuste de la orientación del substituto curvo. 11.4.5.

Tamaño de Estabilizador y Localización

La mayoría de las combinaciones “bent housing” / motor los utilizan:   

Sistema completamente estabilizado con rodamientos y estabilizadores superiores (primera sarta) Sistema parcialmente estabilizado con rodamientos Sistema resbaladizo Ej. Sin estabilización

El grado de estabilización es determinado por la respuesta direccional deseada. La severidad de la pata de perro que puede ser generada como función de   

El ángulo de inclinación El tamaño del motor estabilizador y la primera sarta estabilizadora arriba de la barrena Las distancias entre la barrena, el motor estabilizador y la primer sarta estabilizada (esta es la combinación del Fulcrum y el principio de estabilización para ensamble rotario).

11.4.5.1. Motor Estabilizador

91


El motor estabilizador posiciona la barrena y el motor en el agujero de forma centralizada.  Es usualmente enroscado o de diseño de conexión rápida.  Siempre es bajo calibre  Típicamente, 1/8” por debajo de los diámetros de agujero, para mayores de 17½” y mayores la diferencia es de ¼”.  La longitud del calibre no debe exceder la longitud en calibre de la barrena. 11.4.5.2. Primer Estabilizador Este es normalmente corrido directamente después del motor o con un cople muy corto como espaciador.   

No debe ser mayor que el motor estabilizador y debe ser de un diseño similar. Para construir o hacer descender la BHA se incrementa el grado de bajo calibre del primer estabilizador Con motores grandes (los que generan una tendencia de construcción con la rotación), el primer estabilizador debe siempre tener el mismo calibre que el rodamiento estabilizador. Con motores de tamaño estándar, un bajo calibre del primer estabilizador es requerido para producir una tendencia para mantener el ángulo en la rotación

Para mantener en rotación, use la siguiente guía: Tamaño de Agujero 8-1/2” 9-7/8” 12-1/4” 14-3/4” 17-1/2”

Calibre del Primer Estabilizador 8” a 8-3/8” 9-1/8” a 9-5/8” 11-3/4” a 12” 14-1/8” a 14-1/2” 16” a 17”

Para construir a 0.25°/100 pies en modo rotario, use la siguiente guía: 8-1/2” 12-1/4” 17-1/2”

1/8” ¼” 3/8”

Nota: La anterior no aplica a motores grandes. Nota: La anterior debe ser utilizada solo como guía. Los resultados pueden verse afectados por las formaciones perforadas y variarán de una región a otra. 92


11.4.5.3. Estabilizadores de Calibre Variable Los estabilizadores de calibre variable son normalmente corridos como estabilizadores en la primera sarta estabilizadora para dar un mayor grado de control durante la perforación rotaria. Algunos proveedores también se encuentran diseñando estabilizadores para motores con calibre variable. 11.4.6.

Desplazamiento de Perforación

Un estimado de la proporción de deslizamiento de perforación que será requerido puede ser determinado por la siguiente ecuación: % Porcentaje de Desplazamiento en Pies =

DL – DLR X 100 (DLO-DLR)

Donde DL = Pata de perro requerida DLO = Pata de perro actual orientada DLR = Pata de perro cuando hay perforación rotaria Debe recordarse que el desplazamiento perjudica la limpieza del agujero, especialmente en secciones largas tangenciales a ángulos relativamente altos. Por lo que debe haber un equilibrio entre ser contundente al limpiar el hueco y el desplazamiento.

93


12. ANEXOS

HANDBOOK (PERFORACION DIRECCIONAL)

CD (TRABAJO DE GRADO Y SUSTENTACION)

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13. CONCLUSIONES

Generar un material mucho más didáctico, donde se recopile información básica de los conceptos que se deben manejar en la operación de perforación direccional y sus tecnologías.

Manejar conocimiento de herramientas y planeación de una perforación direccional, sus aplicaciones y nuevas tecnologías.

Brindar la de aplicar a futuro esta tesis como un curso avanzado para los estudiantes de la técnica de perforación.

14. BIBLIOGRAFIA 95


SANCHEZ Denis, ING. De petróleos, Docente COINSPETROL 2009 – Perforación direccional y técnicas de perforación. CARDENAS RODRIGEZ Gilberto, administrador COINSPETROL 2009 – Parámetros de anteproyecto.

de

empresas,

Docente

SANCHEZ Denis, ING. De petróleos, Docente COINSPETROL 2009 – Control de pozos direccionales

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