MANUAL DE PROCEDIMIENTOS OPERATIVOS
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Procedimiento: Tecnicas de perforación direccional
Tarea 3.- Pozos horizontales
I - Objeto: Describir las operaciones a realizar de cómo se debe perforar un pozo horizontal
II - Alcance: Para todos los casos donde se deba perforar un pozo horizontal
III - Responsabilidades: Será responsabilidad del ingeniero direccional de la Cía. interviniente, company man
y jefe de equipo el cumplimiento de esta tarea.
IV - Descripción de la tarea:
Introducción:
Los pozos horizontales son pozos direccionales perforados con un ángulo de inclinación de ó cercano a los 90
grados.
Si bien es cierto, esta técnica ya fue utilizada hace mucho tiempo, el auge actual se debe al uso de nuevos
instrumentos de medición, como el MWD, LWD y también al desarrollo de motores de fondo de mayor potencia,
y durabilidad. A la mejor calidad de los trépanos y al empleo de herramientas flexibles cuando se trata de pozos
de radios ultracortos. Y por último con la aparición del Top Drive.
La perforación horizontal se la ha enfocado a las siguientes necesidades:
1. Conseguir interceptar Reservorios naturalmente fracturados, operación muy común en formaciones
calcáreas y en formaciones arcillosas muy compactadas.
2. Evitar perforar dentro o en las adyacencias de una capa de gas o de agua. Son pensados para evitar la
conificación del agua y del gas. Muy necesarios en zonas productivas de poco espesor.
3. Para producir gas tanto en Reservorios de baja como de alta permeabilidad. En los de baja permeabilidad,
los pozos horizontales pueden mejorar el área de drenaje y reducir el número de pozos que son requeridos
para drenar el Reservorio. En los de alta permeabilidad en donde la velocidad del gas es grande en las
cercanías del pozo, puede ser usado para reducir la velocidad del gas en la vecindad del pozo, reduciendo
la turbulencia y mejorando el rendimiento del Reservorio.
4. Para interceptar varias capas de Reservorios con alto ángulo de buzamiento.
5. Mejora la inyección de agua, gas, vapor, polímeros u otro producto químico a la formación.
Otras aplicaciones del pozo horizontal son principalmente relacionadas a los costos; por ejemplo en Off Shore o
en locaciones remotas, o en áreas con problemas ambientales, donde el costo del proyecto puede ser reducido,
minimizando el número de pozos requeridos para drenar el Reservorio, la técnica de pozos horizontales se
presenta como una gran solución. En pozos Off Shore, los costos de la Plataforma son proporcionales al
número de bocas (Slots), por consiguiente al número de pozos que pueden ser perforados. Los pozos
horizontales pueden ser usados no sólo para reducir el número de pozos, sino que ellos pueden incrementar el
volumen del Reservorio que puede ser drenado desde una simple plataforma, y reducir los costos de proyecto
significativamente. Similarmente, en áreas sensibles al medio ambiente y en Reservorios debajo de ciudades,
ríos, lagos etc.
Programación
El estudio de conveniencia debe ser lo mas preciso y detallado, dado al costo de la operación. Ingeniería de
Reservorios debe esperar que los costos de un primer pozo horizontal en un determinado yacimiento, estén
entre el doble hasta el triple del de un pozo vertical, pero que después de perforar unos cuantos, ese costo debe
reducirse hasta 1.4 veces. En algunas áreas con gran conocimiento de la zona se han llegado a reportar que los
costos de un pozo horizontal han sido iguales y hasta menores de los de un pozo vertical.
Desde que los costos de un pozo horizontal están en el orden de 1.4 a 3 veces más que el de un pozo vertical,
para que éste sea económicamente viable, la reserva producible del Reservorio no sólo tiene que ser
proporcionalmente mas grande, sino que además esa reserva tiene que ser producida en un menor periodo de
tiempo.
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Tarea 3.- Pozos horizontales
En general un pozo horizontal se perfora paralelo a las capas del Reservorio. Estrictamente hablando, un pozo
vertical intercepta a la capa en un ángulo de 90º o sea perpendicularmente. Si se estuviere frente a una capa
productiva vertical, entonces la perforación será paralela a la capa y en el sentido teórico sería un pozo
horizontal.
En formaciones de estratos verticales tanto se pueden perforar hacia abajo a lo largo de una de ellas, como
atravesar todas al perforarlas lateralmente. La elección de una de las dos posibilidades depende del potencial
productivo del conjunto.
Un proyecto típico de un pozo horizontal es diferente del de un pozo vertical porque la productividad de aquel
depende de la longitud perforada de la zona productiva. Mas aún, esta longitud depende de la técnica de
perforación que se usó. Por los tanto es esencial que los ingenieros de Reservorios y los de Perforación
trabajen juntos en la elección del radio de curvatura adecuado a la longitud de tramo horizontal.
Los pozos horizontales se clasifican sobre la base de su radio de curvatura:
Ultracorto: Su radio de curvatura es de 1 a 2 pies (0.33 a 0.66 m.), con un Build-up rate (BUR) de 45º a 60º / 1
pie (0.33 m). Es muy usado en pozos que han sido ensanchados (Under Reamed) a un gran diámetro por
ejemplo a 17 1/2" y a continuación se perforan una serie de pozos laterales de muy pequeño diámetro,
(alrededor de 2 “) en distintas direcciones y a la misma profundidad.
Cortos: Con un radio de curvatura de 20 a 40 pies (6.1 a 12.2 m) con un BUR de 2º a 5º / 1 pie (0.33m). Con
esta técnica los pozos de drenaje son perforados tanto a través de un pozo entubado como en uno a pozo
abierto. En pozos entubados se debe abrir una ventana de acuerdo a lo explicado en el caso de Side Tracks en
pozos entubados (éste puede ser tanto con Cuñas o con fresadoras tipo Mill Master). Es posible perforar tanto
con un diámetro de 4 3/4” como de 6” y alcanzar una extensión de 300 a 450 metros. Los motores que se
utilizan deben ser los mas cortos posibles, y su configuración debe ser tal que en la primera parte del programa
sea capaz de construir una curva con un radio de alrededor de 40 pies ( 12.2 m), y luego cambiar su
configuración a uno que mantenga el ángulo, para perforar la zona de extensión. Estos pozos pueden ser
intervenidos como pozos abiertos, o con liners ranurados.
Medios: Con un radio de curvatura de 300 a 800 pies (92 a 244 m) con BUR de 6º a 20/ 30 m. Este tipo de
técnica ha llegado a ser el mas utilizado en pozos horizontales. Debido a su generoso radio de giro, es posible
usar la mayoría de las herramientas de RTP. Es posible zonas de extensión grandes, del orden de 300 a 1000
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metros. Igualmente es posible Completarlo como pozo abierto, o con liner ranurados, o con liner y packer
inflable (External casing packer) hasta es posible cementarlos y punzarlos. Estos tipos de pozos han sido
coroneados (cored) y hasta estimulados por fractura.
Largos: Radio de curvatura de 330 a 1000 metros con un BUR de 2º a 6 º / 30 m. Esta técnica utiliza una
combinación de mesa rotary y de motor de fondo. También es posible usar Bent-Subs para el Kick off y para el
tramo de construcción del ángulo, pero en la porción horizontal solo se debe perforar con motor de fondo. En lo
que se refiere a las operaciones de RTP, es esta técnica la que permite realizarla esas intervenciones como si
fuera pozo vertical.
Tangente: la porción recta de la trayectoria del pozo está entre las dos curvas, esta técnica se utiliza cuando la
distancia del desplazamiento horizontal es mayor que la del KOP al objetivo. Entonces el cálculo exige una
combinación de gradientes de ángulos (BUR) y hasta de un tramo recto para "retrasar" el desplazamiento
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horizontal. En la práctica el operador aprovecha este tipo de trayectoria para ajustar su BUR. Si por alguna
causa el BHA que viene trabajando está construyendo un ángulo menor de lo calculado, el operador no se
apresura a mudar de BHA porque todavía tiene una tolerancia a ese rendimiento que es esa porción recta que a
la final es un tramo de Gradiente constante.
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La tendencia actual es perforar una curva de radio largo en la parte superior, construyendo la mayor parte del
ángulo programado, reduciendo los costos por su mayor velocidad de penetración, luego una combinación de
un tramo tangencial y una curva de radio medio o radio corto; de esta manera se puede alcanzar la zona de
interés con mayor precisión.
La elección del tipo de curva depende de la longitud del tramo horizontal a perforar, teniendo conciencia que las
limitaciones a esa longitud es la resistencia y el torque que se generan a lo largo de todo el pozo, en mayor
medida en el tramo curvo y en el tramo de extensión horizontal. La curva con menor gradiente de Build-up
genera menor torque y resistencia y por lo tanto permiten mayor extensión del tramo horizontal.
En la actualidad se han desarrollado herramientas con mayor resistencia a las tensiones y al torque y se están
perforando pozos con mayor diámetro a los efectos de conseguir utilizar herramientas con más resistencia aún
al torque y a la tensión.
Por supuesto que si se quiere salir lateralmente desde una cañería entubada, las limitaciones del diámetro del
Casing y de la distancia a la zona de interés, son determinantes, pues el menor diámetro obliga a utilizar
herramientas de poca resistencia lo que limitará perforar el tramo horizontal. Lo mismo en el caso de la
distancia, si se pretende aislar zonas depletadas o sobrepresionadas o hidratables o de derrumbes o en última
instancia de aislar otras zonas de entrada de agua, la menor distancia a la zona de interés obligará a perforar
con una curva de radio corto o medio.
De las herramientas usadas podemos describir ligeramente sus características:
Portamechas (Drill Collars)
Normalmente en el tramo horizontal no son usados, porque fueron concebidos para transmitir peso al trépano
en forma axial, coincidente con el eje axial de un pozo vertical. En el tramo horizontal el peso de los
portamechas es transversal al eje axial del pozo, por lo que el trépano no lo aprovecha, por el contrario ese peso
resulta hasta perjudicial porque los portamechas se acuestan en la parte inferior del pozo aumentando
enormemente la resistencia de la columna cuando se quiere deslizar. El torque puede ser peligroso cuando se
perfora con la mesa rotary.
Se permiten los K-Moneles ( KMDC) en número de dos o tres cuando no se dispone de barras extrapesadas no
magnéticas ( NMHW), ante lo indispensable de correr los sistemas MWD. Los portamechas no magnéticos son
hechos de acero inoxidable. Un Monel consta de un 70% de níquel y de un 30 % de cobre. Los portamechas no
magnéticos son hechos de varios tipos de metales, la selección se basa mas en la resistencia a la corrosión que
a otro criterio.
Los portamechas espiralados usados en este tipo de pozo, tienen un maquinado helicoidal a lo largo de 27 pies
de su longitud, aún así, ese maquinado lo hace perder solo el 4% del peso total.
En pozos de radios cortos se utilizan los portamechas articulados (ADC); que vienen con sus cuplas flexibles y
con una manguera de goma de alta presión por su interior, por donde circula la inyección ( drilling mud ).También son llamadas barras flexibles.
Los portamechas siguen siendo útiles en el tramo vertical del pozo horizontal.
Motores de desplazamiento positivo (PDM)
Este tipo de motor fue inventado por el francés Moineau. La primera ventaja de este motor sobre la turbina es su
mas bajas revoluciones y más alto torque, con menos vibraciones. El motor de Moineau puede tener carcaza
derecha o torcida (ésta última es importante para perforar pozos dirigidos). Son construidos en todos los
rangos de medidas aptos para los pozos de perforación. Lo que no sucede con las turbinas.
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Turbinas
Las turbinas no han tenido aceptación en el mercado de pozos horizontales. Sin embargo pueden ser útiles para
Sidetracking (Desvío) o Kicking off (Inicio de desvío) en formaciones duras.
Sustitutos Direccionales y Estabilizadores.Dado a los severos BUR que deben utilizarse en estos tipos de pozos, se hace necesario que la herramienta
garantice una buena flexión, para eso se recurre a los motores flexionados. La carcaza que cubre la unión
universal (Universal joint) viene ya doblada y su graduación puede ser fija o variable. Muchas veces cuando se
trata de radios ultracortos se utiliza una segunda carcaza doblada, sería lo que se llama motores de doble
flexión, pero este sistema es complicado porque generalmente se tienen problemas de alineación entre los dos
Bent housing.
Los bent subs son sustitutos que vienen con su rosca inferior maquinado con un determinado ángulo de
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inclinación, que puede variar de 1 a 4 grados, ellos son de graduación fija. Y se colocan por encima del motor,
siendo muy útiles cuando se quiere construir curvas de muy bajo gradiente ( del orden de los 4.5º/ 30 m. o
menor).
El Side Entry Sub o sustituto de entrada lateral: como su nombre lo indica tiene un agujero maquinado en su
pared, para permitir el paso de un cable conductor dentro de la columna, de esta manera poder conectar el
sistema emisor de señales eléctricas (Steering Tool) a la superficie y a la vez circular el lodo mientras se está
perforando. La ventaja adicional es que se puede agregar barras a la columna sin necesidad de retirar el
instrumento y el cable eléctrico. El cuidado que se debe tener es en la ubicación de este sustituto en la columna,
por principio la parte del cable que se desliza por fuera de la columna perforadora debe hacerlo dentro de la
cañería de revestimiento, evitando en lo posible que lo haga en el pozo abierto. También debe evitarse que se
enrolle alrededor de la columna porque de esa manera se producen tensiones que pueden despegar al
instrumento del fondo.
Steering tool
Este es un dispositivo que se ubica en el BHA dentro de los portamechas antimagnéticos (NMKM) y da una
lectura de superficie de inclinación y dirección, además de la posición del motor con respecto al pozo (Tool
Face). Las señales se manda por medio de un cable conductor de electricidad. La ventaja es que el operador
puede leer los registros en forma instantánea, detectando cualquier variación del ángulo y de la dirección en el
momento que ocurre. Diferente a lo que sucede con el MWD, donde para detectar alguna variación de esos
parámetros se debe parar la bomba del equipo y luego volverla a conectar.
Una de las desventajas que tenía este sistema se ha solucionado en parte, con el advenimiento del Wet
Connetor, que es una especie de conexión giratoria que mantiene sin interrupción la comunicación del sensor
de fondo con la superficie, que era el problema que estos instrumentos tenían cuando había necesidad de rotar
con la mesa. Por eso la compañía que utilizaba el Steering Tool debía perforar toda la trayectoria del pozo en el
modo Slide, o sea deslizando, sin posibilidades de rotar la columna; encareciendo la operación. Con el Wet
Connetor se ha solucionado en parte este problema, las rotaciones de la mesa deben ser las mínimas posibles,
porque siempre está latente la posibilidad que ese giratorio se pueda trabar. Otro cuidado es con el cable
mismo, cada vez que se debe hacer una conexión debe estar vigilando un operador de la compañía para evitar
que la cuña lo "muerda".
MWD (Measurement While Drilling)
Es un instrumento que también va dentro de los portamechas no magnético y da una lectura de superficie de la
inclinación, de la dirección y además del Tool Face. El modo de mandar las señales es a través del lodo ( drilling
mud) en forma de pulsos de presión por dentro de la columna de perforación. Un traductor de presión
(Transducer) y una computadora convierten la señal en registros direccionales.
Este sistema está evolucionando en forma continua, y actualmente ya se pueden obtener parámetros
invalorables para todo Ingeniero de Perforación, como ser el peso sobre la broca (WOB), el torque y la presión
en el fondo mismo, las vibraciones del trépano y por encima de todo, el perfil de las capas (Logging) a medida
que se avanza en la perforación. Esta nueva técnica está destinada a reemplazar a los pesados camiones de
Perfilaje, especialmente en el caso de pozos horizontales, donde ya es un gran problema perfilar con el sistema
tradicional con cable, a pesar de utilizar el tipo de Perfilaje asistido (la sonda baja dentro de la barra de sondeo).
El alto valor de la sonda hace que el operador que está bajando el cable, no arriesgue mucho en intentar llegar
al fondo cuando se presenta alguna resistencia, muy común en pozos de alta inclinación. Entonces se tiene que
hacer nuevas carreras de repasado (reaming) y volver nuevamente a intentar. Todo esto es costoso y en
muchos casos, como sucede en pozos de explotación, los geólogos terminan por aceptar los datos de perfil del
MWD y no arriesgar con nuevas carreras con el cable del camión.
Barras de sondeo resistentes a la compresión.
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En la porción horizontal del pozo, se están colocando barras de sondeo en lugar de portamechas para transmitir
el empuje hacia el trépano, los ingenieros saben que las barras (drill pipe) tiene mayor resistencia a la
compresión cuando están en posición horizontal, de acuerdo a la ecuación de Dawson,
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Para reducir la fatiga y la erosión de la pared de la barra de sondeo se han adicionado refuerzos (Pad) entre las
dos uniones.
Empaquetador inflable, ( External Casing Packer).Son colocados en la columna de Terminación para aislar zonas de gas o petróleo en la porción horizontal. Son
muy comunes en zonas que no son cementadas y también para disminuir el riesgo de conificación del agua.
En el proyecto debe considerarse la Terminación del pozo (Completion), ver la conveniencia de la Intervención
en un pozo abierto, o entubado con liners ranurado o con un liner adosado de empaquetaduras inflables
(External casing Packers) para separar diversas zonas de interés o también en un pozo entubado y luego
punzado.
La Terminación de un pozo horizontal a pozo abierto es más económica, pero está limitada a un tipo de
formación competente, que no se derrumbe o se disgregue. Es difícil estimularlo y también tener un control de lo
que se inyecta o de lo producido a lo largo del tramo horizontal. Hasta hace poco, era común este tipo de
Intervención, pero la tendencia actual es dejar de utilizarlo.
La Terminación en liner ranurado.- El principal propósito de insertar un liner ranurado en un pozo horizontal es
protegerlo de posibles derrumbes. Además el liner permite el pasaje de varios elementos tales como Coiled
Tubing. Se han usado tres tipos de liners:
Liners perforados en forma de orificios .
Liners ranurados con ranuras maquinadas de diversa amplitud y largo.
Liners empaquetados.
Este tipo de liner es fácil de taponarse en formaciones poco consolidadas. Con la técnica de Gravel Packer se
ha conseguido un buen control de la disgregación de la arena. Su desventaja sigue siendo la dificultad para
estimular y para el control selectivo de la Producción y cuando se quiere inyectar.
La terminación en liner de aislamiento parcial.Recientemente con el advenimiento de los packers inflables, se pudo aislar el tramo horizontal en pequeñas
secciones, de esta manera se puede estimular en forma selectiva las capas, como también se puede tener un
sistema inyector y de producción controlado.
Sin embargo, los pozos raramente son exactamente horizontales, al contrario ellos tiene una trayectoria con
curva e inflexiones. En estos tipos de pozos es difícil insertar un Liner con varios Packers inflables ( External
casing packers).
La Terminación en Liners cementados y Punzados:
Esto es posible en pozos de radios medio y largo, se debe tener en cuenta que el contenido de agua libre en el
cemento debe ser significativamente menor que el usado en la cementación de un pozo vertical. Esto es
porque en la porción horizontal el agua libre se ubica en el tope superior y el cemento se asienta, lo que resulta
en una pobre operación. Por eso en el ensayo de Laboratorio se debe ensayar el agua libre con una inclinación
de por lo menos de 45º, teniendo en cuenta que la norma API para un ensayo convencional de agua libre, lo
hace en posición vertical.
Como conclusión, una apropiada Intervención es esencial en el suceso del proyecto de un pozo horizontal.
Basado en la forma como se debe intervenir un pozo, el grupo de estudio debe elegir la técnica de perforación
más adecuada. Por ejemplo si el pozo tiene que ser cementado, no se puede perforar con radio ultra corto y
corto. En cambio los pozos de radio medio y grande pueden ser cementados y punzados.
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En los pozos horizontales, el proyecto es quizás más importante que la operación en sí. El estudio minucioso y
en conjunto de todos los involucrados abarca desde la elección de la locación hasta la puesta en producción del
pozo, pasando por el conocimiento anticipado de la calidad técnica de la Cía. contratada para efectuar el
servicio, como del análisis periódico del avance del proyecto.
Operación:
1. El programa del pozo debe llegar con suficiente antelación a las manos del supervisor de campo.
2. El operador direccional revisará el programa recibido, luego procederá a efectuar una reunión con el Jefe de
Equipo y Company Man a los efectos de coordinar y explicar el plan de operaciones a seguir.
3. Se dispondrá en la locación de un lugar adecuado y limpio para ubicar las herramientas e instrumentos de la
compañía direccional. Es conveniente que la cabina del MWD sea descargada en el lugar donde se vaya a
operar, para que el personal siga trabajando con su instalación.
4. Si el KOP va a ser dentro de una cañería, este tema ha sido tratado en la Tarea 1,side track dentro de
cañería.
5. El operador direccional debe conocer la declinación de la zona o calcularlo a partir de las coordenadas de
latitud y longitud del pozo. Para lo cual existen diversos programas que las Cías. del rubro poseen. Este valor
de declinación debe entrar como un dato fijo en el cálculo de la trayectoria del pozo para que la computadora
entregue los valores de coordenadas en forma geográfica directamente.
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6. Por lo general es difícil determinar el ángulo de flexión (grado del bent housing) que debe tener el motor para
construir un determinado gradiente de ángulo o BUR y por consiguiente, armar el primer BHA para el inicio
de la curva. Acertar con el primer BHA es tener solucionado el armado de los otros BHA´s para el resto de la
curva, porque éstos son variantes mínimos del primero.
7. La mayoría de las compañías utilizan la disposición geométrica del conjunto motor de fondo, bent housing y
estabilizadores para determinar el gradiente de Build-up; sin tener en cuenta las deformaciones que puede
sufrir este conjunto por efecto del peso aplicado. A. Lubinsky realizó un estudio minucioso de los esfuerzos y
deformaciones que sufren los conjuntos (BHA) sometidos a esfuerzos y presentó ese trabajo a la Cía. Smith,
considerado como el más completo para predecir el BUR, se ha convertido en el más confiable del mercado.
Toma en cuenta varios parámetros como el peso específico del metal, El buzamiento de la formación, su
azimuth e inclinación, el azimuth y la inclinación del pozo, el tipo de formación (clase de formación), diámetro
del pozo, la disposición de los estabilizadores, la tolerancia de éstos con respecto al diámetro del pozo, el
ángulo del Bent- housing, Peso específico del lodo de perforación, diámetros de los elementos del conjunto
de fondo y el peso aplicado.
8. De los resultados, se pueden sacar conclusiones interesantes como en el caso del peso aplicado,
normalmente se supone que cuando mayor es el peso, mayor BUR conseguiremos, sin embargo este
programa nos advierte que pasado un determinado peso, ese BUR no aumenta de manera proporcional,
comienza a perder rendimiento y a partir de allí, resulta perjudicial para el BUR un mayor peso aún.
9. Dado a que difícilmente un solo BHA acierte con el BUR programado, la experiencia y habilidad del operador
está en tratar de conseguir BHA´s que construyan un BUR lo mas cerca posible al programado.
10. Del conocimiento de la litología de la zona, el operador direccional decidirá la conveniencia de bajar el BHA
con uno o dos estabilizadores y hasta de las tolerancias de éstos. El sabe que con dos estabilizadores puede
tener un mejor control de la inclinación y de la dirección cuando está perforando en modo rotary. Aunque
cuando suceda cualquier desvío, tiene el motor para hacer correcciones inmediatas. Por eso si su cálculo le
dice que la fricción que va tener la columna es alta, entonces se decidirá por bajar un solo estabilizador.
También si la formación es demasiada abrasiva debe pensar en dar mayor tolerancia a ese estabilizador
porque el posible desgaste prematuro del trépano hará que el estabilizador se "cuelgue", afectando
sensiblemente el BUR. Muchas veces se optó por bajar el conjunto sin ningún estabilizador, a sabiendas que
las correcciones van a ser más continuas.
11. El criterio de la menor fricción para trabajar en modo Slide, hace que el diseño del estabilizador sea diferente
al concebido en el caso de los conjuntos estabilizados de los pozos medidos con Single Shot. En pozos
horizontales los estabilizadores de aletas rectas, de longitud mas corta en forma de sandía (Watermelon),
son los que menos fricciones generan.
12. El trépano tricono ha mejorado grandemente su calidad y confiabilidad en los últimos tiempos, es común que
su vida útil sobrepase las 60 horas. Por su forma cónica invertida es la más apta para perforar lateralmente,
especialmente si su estructura cortadora está maquinada con forma de dientes. La desventaja es que estos
trépanos no tienen protección en los faldones, se los tiene que fabricar a pedido, encareciendo su costo.
Ciertas marcas tienen la válvula de lubrificación en el faldón y no encima de él, lo que las hace vulnerables a
la fricción de la pared del pozo.
13. El trépano tipo PDC, tiene la gran ventaja que el operador no se preocupa por alguna pesca de conos, pero
debe tener una configuración especial para perforar eficazmente en forma lateral, son las del tipo concavo, y
además su diámetro de calibre debe ser lo mas pequeño posible para disminuir la fricción.
14. También es usado el trépano de diamante, para formaciones muy duras.
15. Lo interesante es que se están usando trépanos bicéntricos para perforar y a la vez ensanchar un pozo, lo
que viene a solucionar el problema de cementación de diámetros pequeños (6 1/2 " a menos). El operador
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sabe que el rendimiento de BUR con el bicéntrico es menor que con un trépano común.
16. Si se tiene programado perforar un pozo piloto, siempre es conveniente hacerlo entre los 45 º a 60º , pues
con esos ángulos se puede atravesar la capa de interés rápido y lo suficientemente próximo al punto de
aterrizaje. Algunas compañías prefieren perforar el pozo piloto verticalmente.
17. Antes de comenzar el KOP, se debe tener un registro de Multishot de la trayectoria pozo arriba, para hacer
las correcciones pertinentes y calcular la nueva curva.
18. Geología debe proveer la tolerancia de aterrizaje, sabiendo que cuanto mayor es esa tolerancia más
económico es el pozo. El operador a su vez, podrá manejar una serie de BUR´s que cumplan con ese radio
de tolerancia.
19. El motor elegido es normalmente uno de mediano o de alto torque, dependiendo de la dureza de la
formación. Este último por sus menores vueltas es más apto para los trépanos tricono.
20. Con la presencia del grupo direccional y del Company man se procede a armar el BHA.
21. El motor debe ser izado con su respectivo elevador (Lift sub), enroscarlo al trépano cuyas boquillas (nozzles)
deben ser calculadas para permitir una pérdida de carga acorde con las especificaciones del motor, por
ejemplo para un motor Drillex 6 1/2", la pérdida de carga aconsejable en el trépano es 1500psi.
22. Debe graduar el bent housing con el ángulo calculado, asegurándose que el apriete esté de acuerdo a
tablas.
23. A continuación se conecta el resto del BHA, colocado el sustituto del Mule Shoe, se procede a alinear la
cara alta del motor con la chaveta de este sustituto, el operador debe tener mucho cuidado con la alineación,
asegurándose que está tomando la referencia correcta del Tool Face, que está en la parte superior de bent
housing y opuesto de las ranuras de graduación del ángulo, en el caso de bent housing con aros no
dentados. En los bent housing con aros dentados, las ranuras de graduación sirven como referencia para
alinear el tool face con la chaveta del sustituto del Mule Shoe.
24. La longitud de los portamechas antimagnéticos depende de la interferencia magnética que en el caso de
pozos horizontales es crítica, dado a su alto ángulo.
25. Montado el BHA, los operadores del MWD, instalan su instrumento y hacen el primer teste de superficie.
26. Saliendo positivo el teste, se sigue con la bajada de la columna, a una velocidad moderada (30 tiros por
hora), hasta unos 30 metros antes del punto de desvío; para repasar el tramo restante o ante un posible error
en la medida de la columna.
27. Después de volver a testar el MWD, se empieza a desviar.
28. Dependiendo de la distancia en que se encuentra el sensor con respecto al fondo del pozo, que puede variar
desde 9 a 17 metros, el operador debe esperar esta longitud para tener la primera idea del BUR.
29. A partir de allí, con cada registro que obtenga debe calcular la proyección al objetivo, para tener en todo
momento bajo control la trayectoria del pozo.
30. A medida que se avanza se va notar un incremento en la resistencia y en el torque, el operador agregará
lubricante al lodo, para disminuir esa fricción. Muchas compañías no lo quieren usar por problemas
ambientales.
31. El uso de barras de sondeo en el BHA a partir de los 45 o 50º ayuda también a disminuir esa fricción.
Elaborado Por: TEC-PRECINC S.R.L.
Aprobado Por: Gustavo Olivieri
Worldwide Drilling Manager
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MANUAL DE PROCEDIMIENTOS OPERATIVOS
COMPLETACION Y WORCKOVER
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Procedimiento: Tecnicas de perforación direccional
Tarea 3.- Pozos horizontales
32. El operador tiene control de los esfuerzos de torsión y de compresión de la columna, por medio del programa
de Torque and Drag, desarrollado por DEA.
33. A lo largo de la construcción de la curva, el operador trata de determinar el BUR que le da el conjunto que
está en el fondo, sabe que cualquier indicio que pueda detectar le es importante porque seguro que va tener
efecto sobre el cálculo y predicción del BUR, 17 metros abajo del sensor del MWD. Como por ejemplo un
cambio de formación, un cambio de resistencia al deslizamiento, una variación en la penetración, el mayor o
menor caudal del lodo de perforación, el desgaste del trépano, el peso aplicado al trépano, etc.
34. Por eso se lleva una planilla donde se detalla la marcha de la perforación: el tramo perforado, el tiempo de
inicio y final del tramo perforado, si fue en modo slide o rotary, la posición del Tool Face, parámetros de
perforación.
35. También cada 100 metros se puede hacer un chequeo de la fricción estática, para eso se detiene la
perforación y se levanta la columna a una velocidad no mayor de 20 metros por minuto, (Pulling-up),
observando el indicador de peso, se anota el peso de la columna. Luego se baja la columna (Slack-off) con
la misma velocidad y se anota el peso observado. Por último con la columna colgada se da 50 rpm. a la
mesa y se anota el peso del indicador. Con estos tres valores se calcula el coeficiente de fricción de la
columna en el pozo. Cada nuevo valor de fricción debe servir para actualizar el cálculo de Torque and Drag,
considerándolo esta vez como un valor promedio para todo el pozo, quiere decir que este valor es constante
tanto en el tramo revestido como en el pozo abierto.
36. También se determina el coeficiente dinámico de fricción rotando a la mesa con varias rpm.´s, por ejemplo a
50, a 80 y a 100 rpm, tomando lecturas del torquímetro, del cálculo se determina ese coeficiente que nos
debe servir para predecir el torque de la columna.
37. A propósito de la medida del torque, es muy común que el torquímetro no dé indicaciones en lb x pié o en Kg
x m., en el mejor de los casos da medidas en Amperes. Estos valores no nos sirven para el cálculo. Pero se
puede hacer lo siguiente: con el Torquímetro que mide el torque de apriete de la columna y que va ubicado
en el lado de la llave derecha, se asegura el sustituto del trépano del motor de fondo y con la mesa rotary se
aprieta el trépano, a continuación se hace una serie de medidas relacionando las lecturas de torque de la
mesa rotary ( amperes) con las del torquímetro de apriete (libra x pie) y por simple relación se puede
construir una tabla de torques, teniendo en cuenta que el apriete del trépano sería el torque máximo a
trabajar con la columna.
38. En el tramo próximo al aterrizaje el operador debe tener bajo control todos los parámetros antes mencionado
para predecir con la mayor exactitud posible la proyección al fondo, de esta manera podrá alcanzar la capa
interés en forma suave y con el ángulo programado.
39. De allí que la tolerancia que Geología permita, le dará al operador direccional mayor posibilidad de jugar con
una serie de Build up´s, para aterrizar. En última instancia el operador aprovechará todo el espesor de la
capa de interés para ajustar ese BUR.
40. Normalmente se aconseja revestir el tramo curvo; la cañería debe ser bajada con centralizadores. La
distribución y la cantidad son calculadas de tal manera que la relación entre la distancia de la pared del pozo
al diámetro exterior de la cañería con respecto a la diferencia de sus respectivos radios no sea menor del
67% (Stand-off). Se usan centralizadores rígidos mezclados con los flexibles.
S = (L min. / Rp -Rc) . 100
S
= Stand-off
L min = Distancia mínima entre OD de la cañería y el ID del pozo
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Procedimiento: Tecnicas de perforación direccional
Tarea 3.- Pozos horizontales
Rp
Rc
= Radio del pozo
= Radio exterior de la cañería
41. Al iniciar el tramo horizontal, la dirección del pozo no debe estar muy desfasada de lo programado, porque
con el alto ángulo de inclinación, los giros de corrección que se consigue con el motor son mínimos.
42. El geólogo de YPF S.A., debe estar presente mientras se navega a lo largo de la zona de interés, porque es
el que le indicará al operador direccional las correcciones que deba hacer en la trayectoria.
43. Es en este tramo donde el cálculo de Torque and Drag tiene mayor importancia porque primeramente se
sabrá de antemano hasta donde se podrá extender el tramo horizontal, ante las limitaciones de torque y
resistencia de la columna. Segundo, al ser este tramo perforado con barras de sondeo, este programa le
indicará los problemas de pandeo que pueda tener especialmente si se perfora en modo slide.
44. Se debe analizar dos características en lo que se refiere a la limpieza del pozo horizontal, una es la
existencia de una camada densa de recorte (cutting), en la parte inferior del pozo, y la otra es el
deslizamiento hacia abajo de una camada de recorte que se encuentra en el tramo vertical. Por eso es
importante el diseño de la hidráulica. Sabiéndose de antemano que la potencia de bomba será mayor. La
mayoría de los problemas de las camadas de cutting ocurren en los lodos base aceite (oil mud) y en zonas
con presión normal. Los lodos base agua ayudan en la desintegración del recorte y por consiguiente su fácil
removido. Además los recortes de una zona sobrepresionada son menos densos y tiene menos cohesión
que los recortes de una zona de presión normal y por consiguiente tienen menos probabilidad de formar
camadas. Se ha demostrado que con un número de Reynold de 1.800 se puede prevenir la formación de
camadas.
45. Si se usa lodos base aceite las camadas de recortes pueden no ser removidos por la circulación y aún
podrían ser un problema para la cementación,además de aprisionamiento de la columna, etc.
46. Se da una fórmula para corregir el peso del lodo a partir del peso que se utilizaría si el pozo fuera vertical:
DL(horizontal) = DL(vertical) + (GSP - LOT) x (1- cos 2 Q)/ 1.6
Donde:
DL(horizontal) : peso del lodo en pozo horizontal en ppg
DL( vertical) : peso del lodo en pozo vertical en ppg
GSP
: densidad de la sobrepresión a una cierta profundidad, ppg
LOT
: Leak off Test, ppg
Q
: ángulo de inclinación, en grados.
Esta ecuación se basa en que la tensión de la roca en dirección horizontal es menor que la tensión de la roca
en dirección vertical.
Por ejemplo una formación ha sido perforada verticalmente a 2500 metros de profundidad con un peso de
lodo de 11 ppg con buena estabilidad de la pared, (mantuvo el calibre). Si el LOT dio 16.1 ppg y por perfil de
densidad de obtuvo un gradiente de sobrepresión equivalente a 19 ppg. ¿Cuál sería el peso del lodo
necesario para estabilizar esa formación en un pozo horizontal?.
Por la ecuación:
DL (horizontal) = 11 + (10 - 16.1). (1- cos 2x90)/ 1.6 = 14.6 ppg
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