Índice 1. INTRODUCCION. - .................................................................................................................. 2 1.1 2. DEFINICION. - ................................................................................................................. 2 PRINCIPIO FULCRUM – ESTABILIZACION – PENDULO .......................................................... 3 2.1. EMSAMBLAJE DE FONDO BHA ........................................................................................... 3 2.2. PRINCIPIOS BÁSICOS DEL CONTROL DIRECCIONAL EN PERFORACIÓN ........................... 3 2.3. EL PRINCIPIO DE FULCRUM ................................................................................................ 3 2.4. Principio de estabilización .................................................................................................. 4 2.5. Principio del péndulo ........................................................................................................... 4 3. RAZONES PARA LA PERFORACIÓN DIRECCIONAL. .............................................................. 4 3.1. Perforación de pozos verticales...................................................................................... 5 3.2 Razones para la perforación direccional. .............................................................................. 6 3.3 Localizaciones inaccesibles:................................................................................................. 6 4. EXPLICACION DEL FUNCIONAMIENTO DEL TROP DRIVE ...................................................... 9 4.1. FUNCIONAMIENTO DEL TOP DRIVE .................................................................................. 10 4.2 COMPONENTES DEL TOP DRIVE ........................................................................................ 10 4.3 FUNCIONAMIENTO ............................................................................................................. 12 4.4 EXTENSION ........................................................................................................................ 12 4.5 FUNCIONAMIENTOS MANUALES ........................................................................................ 13 4.6 PROCESO DE PERFORACION ............................................................................................ 13 4.7 BENEFICIOS DEL TOP DRIVE ............................................................................................. 14 5. FACTORES QUE AFECTAN LA DESVIACION DEL POZO ...................................................... 15 5.1 FACTORES MECÁNICOS: ................................................................................................... 15 5.2 FACTORES GEOLÓGICOS: ................................................................................................. 15 6. CARACTERISTICAS DE LA FORMACION .............................................................................. 17 6.1 BHA .................................................................................................................................... 17 6.2 HEAVY WEIGHT .................................................................................................................. 17 6.3 DRILL COLLAR ................................................................................................................... 18 6.4 ESTABILIZADORES ............................................................................................................ 19 6.5 TREPANO ........................................................................................................................... 20 6.5.1 Tipos de trépanos ........................................................................................................ 20 6.6 CORTADORES FIJOS.......................................................................................................... 21 7. TÉCNICAS UTILIZADAS PARA CONTROLAR LA VERTICALIDAD ......................................... 31 8. BIBLIOGRAFIA ..................................................................................................................... 34 PERFORACION PETROLERA lll 1 ENFOQUES DE LA PERFORACION DIRECCIONAL 1. 1.1 INTRODUCCION. DEFINICION. - Se denominan pozos verticales para identificar a aquellos pozos cuya desviación vertical se mantiene ángulos de valores muy pequeños, debido a que, en la realidad, no es posible que un pozo sea totalmente vertical en el correcto sentido de la expresión. La perforación de pozos verticales ha sido considerada, durante mucho tiempo, muy importante. Los pozos verticales dominan la actividad de perforación en todo el mundo, ya que la única manera de saber realmente si hay petróleo en el sitio donde la investigación geológica propone que se podría localizar un depósito de hidrocarburos, es mediante la perforación de un pozo. Un pozo vertical es una estructura ingenieril, la cual se ha construido dentro de la tierra con el objetivo de: Producir hidrocarburos (Petróleo, Gas). Producir energía geotérmica (Vapor, “geo presión”). Producir minerales (Azufre, Sal) Depositar elementos (Agua salada, Acido, etc.). Incrementar la recuperación de Hidrocarburos (Inyección de agua, vapor o Gas). Exploración científica (Fallas de terreno, etc.). PERFORACION PETROLERA lll 2 Por lo general los pozos tienen una tendencia a desviarse a la hora de perforar, es decir, no son totalmente verticales ya que es muy difícil mantener esa direccionalidad. Entre los factores mecánicos que influyen en la desviación de pozos están: Características, diámetros y peso por unidad de longitud de los tubos que componen la sarta de perforación. Tipo de barrena. Velocidad de rotación de la sarta. Peso de la sarta que se deja actuar sobre la barrena, para que ésta muerda, penetre y despedace la roca. 2. PRINCIPIO FULCRUM – ESTABILIZACION – PENDULO 2.1. EMSAMBLAJE DE FONDO BHA Es un componente de la sarta de perforación y está integrado por el conjunto de todas las herramientas entre la broca y La tubería de perforación. Esta puede ser simple o compuesto y su longitud varía entre 500' y 1500' según las condiciones de operación (pesca, perforación, reparación o workover, pruebas de formación etc.). 2.2. PRINCIPIOS BÁSICOS DEL CONTROL DIRECCIONAL EN PERFORACIÓN 1. Principio de Fulcrum .-Se usa para construir el ángulo (incrementar la inclinación del agujero) 2. Principio de Estabilización o aparejo empacado. - Se usa para mantener el ángulo y la dirección 3. Principio del Péndulo. - Se usa para hacer caer (reducir) el ángulo. 2.3. EL PRINCIPIO DE FULCRUM Este principio se aplica cuando se desea aumentar el ángulo de inclinación, lo cual se consigue haciendo un efecto de palanca al colocar un estabilizador arriba de la barrena y dejando una sección flexible en los siguientes lastra barrenas entre más flexible sea el aparejo, mayor será la velocidad de incremento de Angulo cuando se aplique peso sobre la barrena. Es también conocido como punto de pivoteo. Es importante que la pared de los conjuntos de fondo proporción en longitud de contacto para asegurar el alineamiento del hueco que ya se ha perforado. La experiencia ha confirmado que un PERFORACION PETROLERA lll 3 solo estabilizador actúa como un Fulcrum o punto de pivoteo. Esto hace que el ángulo del pozo crezca debido a las fuerzas laterales del drill collars no estabilizados. Un ensamblaje con un Estabilizador Cercano a la Barrena y de pleno calibre, seguido por 40’ – 120’ de lastra barrena antes del primer Estabilizador de Sarta, o aún sin estabilizador de sarta, va a desarrollar un ángulo cuando se aplica el peso sobre la barrena. En pozos de diámetros más pequeños utilizando lastra barrena más pequeños la tasa de incremento angular será mayor. 2.4. Principio de estabilización Si hay tres estabilizadores colocados en la sarta de tal forma que el espaciamiento entre ellos sea corto, la herramienta de fondo va a resistirse a seguir una curva y forzará la barrena a perforar en una trayectoria relativamente recta. Las Herramientas de Fondo con este tipo de configuración se llaman “Ensambles Empacados”. 2.5. Principio del péndulo Como su nombre lo indica en un ensamble de péndulo la barrena va a tratar de llegar a la vertical debido al efecto de péndulo. Este ensamble se diseña colocando un Estabilizador de Sarta entre 15 y 60 pies distante de la barrena y no colocando un NBS ni de pleno calibre ni de calibre reducido. Si la lastra barrena entre el estabilizador y la barrena hacen contacto con la pared del pozo la longitud del péndulo se va a reducir y si se coloca demasiado peso sobre la barrena el ensamble de péndulo de hecho podría empezar a construir ángulo; por lo tanto, se requiere de una selección cuidadosa de parámetros. 3. RAZONES PARA LA PERFORACIÓN DIRECCIONAL. La mayoría de las empresas operadoras, llamadas compañías E&P (exploración y producción) tratan de minimizar los costos de la perforación, donde generalmente no se trata de mantener un pozo parejo verticalmente. Algunas razones para que se realice una perforación de un pozo parejo son: Facilita bajar una tubería de revestimiento más grande con un mínimo espacio. Permite bajar una tubería de revestimiento adicional en el fondo de pozo para operaciones posteriores. Brinda la oportunidad de minimizar el tamaño del pozo desde un comienzo, es decir, un pozo pequeño es más rápido de perforar representando menos costos a la hora de eliminar recortes, lodos y cementación del pozo. PERFORACION PETROLERA lll 4 La perforación vertical exitosa de las partes superiores del pozo es crítica para evitar la tortuosidad excesiva, (la tortuosidad es una medida de la desviación respecto de una línea recta. Es la relación de la distancia real recorrida entre dos puntos, incluida cualquier curva encontrada, dividida por la distancia en línea recta. La tortuosidad es utilizada por los perforadores para describir la trayectoria del pozo, por los analistas de registros para describir el flujo de corriente eléctrica a través de las rocas), produciendo una torsión y/o arrastre en las secciones siguientes en el pozo, lo que conduce al desgaste de la sarta de perforación y la tubería de revestimiento. Esto también aumenta los problemas en la perforación, tales como una pobre limpieza del pozo, atascamiento e incapacidad para llegar a la zona final esperada. TRAMOS DE UN PERFORACION VERTICAL Un pozo parejo y en calibre muestra registros favorables del pozo simplificando la evaluación de la formación. Es claro que las empresas E&P tienen razones para perforar pozos parejos. 3.1. Perforación de pozos verticales Por lo general los pozos tienen una tendencia a desviarse a la hora de perforar, es decir, no son totalmente verticales ya que es muy difícil mantener esa direccionalidad. Entre los factores mecánicos que influyen en la desviación de pozos están: Características, diámetros y peso por unidad de longitud de los tubos que componen la sarta de perforación Tipo de barrena PERFORACION PETROLERA lll 5 Velocidad de rotación de la sarta Peso de la sarta que se deja actuar sobre la barrena, para que ésta muerda, penetre y despedace la roca Tipo y las características del fluido de perforación utilizando su peso por unidad de volumen para contrarrestar las presiones de las formaciones perforadas, la velocidad y caudal de salida del fluido por las boquillas de la barrena para que se logre limpiar el fondo del hoyo y los ripios lleguen a superficie. 3.2 Razones para la perforación direccional. La perforación direccional es la desviación intencional de un pozo de la vertical. Aunque generalmente los pozos se perforan para que sean verticales, algunas veces es necesario o ventajoso perforar un pozo a un ángulo fuera de la vertical. Desarrollos tecnológicos recientes han hecho esto un componente importante en la perforación moderna, permitiendo que se exploten reservorios antiguamente inaccesibles a través de ciertas distancias vertical y horizontal del taladro. Existen varias razones que hacen que se programen pozos direccionales, estas pueden ser planificadas previamente o por presentarse problemas en las operaciones que ameriten un cambio de programa en la perforación. Las más comunes son las siguientes: 3.3 Localizaciones inaccesibles: Son aquellas áreas a perforar donde se encuentra algún tipo de instalación o edificación (parque, edificio), o donde el terreno por condiciones naturales (lagunas, ríos, montañas) hacen PERFORACION PETROLERA lll 6 difícil su acceso; es decir, En casos de impedimentos naturales o construcciones que no permiten ubicar en la superficie el taladro directamente sobre el objetivo que está a determinada profundidad en el subsuelo, se opta por ubicarlo en un sitio y a distancia adecuada para desde allí hacer elhoyo direccional hasta el objetivo. Fallando Objetivo (Missed Target) Si se ha de fallar en llegar a cierto objetivo con la trayectoria que se está llevando, la perforación direccional sirve para re-direccionar el pozo hacia la formación productiva. Pozo de trayectoria lateral (Sidetracking) y enderezamiento ( Straightening ) La perforación direccional puede realizarse como una operación remedial, ya sea para dirigir el pozo por una trayectoria lateral para evitar un obstáculo (Tubería y herramientas abandonadas y cementadas y el pozo taponado) desviando el pozo a un lado de la obstrucción, o de llevar al pozo nuevamente a la vertical enderezando las secciones desviadas. Buzamiento estructural (Structural Dip) Si la estructura de la formación y su buzamiento van a hacer muy difícil mantener vertical un pozo, puede ser más rápido y barato situar el taladro teniendo en cuenta la desviación que el pozo ha de tomar y permitirle orientarse naturalmente hacia el objetivo. El pozo puede ser orientado o direccionado en las últimas etapas para hacer más precisa su llegada al objetivo. PERFORACION PETROLERA lll 7 Perforación a través de una falla (Fault Drilling) La perforación direccional puede ser usada para deflactar la trayectoria de un pozo y eliminar el peligro de perforar un pozo vertical a través de una falla abruptamente inclinada la cual podría torcer y cortar el revestimiento. Para entrar en una formación en un punto particular o a un ángulo determinado. La perforación direccional hace posible penetrar una formación en un punto o ángulo particular, en forma que se pueda llegar a la máxima productividad del reservorio. Para llegar a una localización inaccesible. Se puede situar al taladro fuera del objetivo, para llegar posteriormente con perforación direccional, y así llegar a una localización sobre una formación productora de otra manera inaccesible (como debajo de una población, terreno montañoso o pantanoso, o cuando no se permite el acceso) Para perforar un yacimiento que está bajo el agua. Cuando una formación productiva queda bajo el agua, la perforación direccional permite que el pozo se perfore desde una superficie en tierra hacia el objetivo bajo el agua. Aunque la perforación direccional es costosa, lo es menos que la perforación costa afuera. Perforación Costa afuera. La perforación direccional se usa comúnmente en perforación costa afuera porque se pueden perforar varios pozos desde la misma plataforma. Esto simplifica las técnicas de producción y recolección, dos factores importantes que intervienen en la factibilidad económica y en los programas de perforación costa afuera. PERFORACION PETROLERA lll 8 Para perforar a través de un domo salino. La perforación direccional se usa para resolver los problemas de perforar un pozo a través de un domo salino y llegar a una formación productora la cual frecuentemente yace bajo la capa selladora inferior del domo. Pozos de Alivio Los pozos de alivio fueron la primera aplicación de la perforación direccional. Estos pozos de alivio se perforan hacia un pozo cercano que esté fuera de control, haciendo posible que el pozo fuera de control (wild well) pueda ser controlado por medio de inyección por el pozo de alivio. 4. EXPLICACION DEL FUNCIONAMIENTO DEL TROP DRIVE Se utiliza para girar la sarta de perforación durante el proceso de perforación, la unidad superior es un motor que está suspendido de la torre de perforación, o mástil, de la plataforma. Estos eslabones giratorios de energía cuentan con al menos 1.000 caballos de fuerza que girar un eje al que se atornilla la sarta de perforación. Sustitución de la tradicional Kelly o mesa giratoria, la unidad superior reduce la mano de obra involucrada en la perforación, así como muchos riesgos asociados. Una unidad de la parte superior se compone de uno o más motores eléctricos o hidráulicos, que está conectado a la sarta de perforación a través de una sección corta de tubo conocida como la PERFORACION PETROLERA lll 9 pluma. Suspendido de un gancho por debajo de la polea viajera, la unidad superior es capaz de moverse hacia arriba y abajo de la torre de perforación. Muchas veces, los resbalones están siendo empleadas en una mesa giratoria para asegurar la cadena de perforación no está comprendida en el pozo. 4.1. FUNCIONAMIENTO DEL TOP DRIVE El Top Drive puede definirse como una herramienta de manera general, pero siendo más precisos podemos definirlo como un motor eléctrico o hidráulico que se suspende en cualquier tipo de mástil de un equipo de perforación. Este equipo se encarga de hacer girar la sarta de perforación y el trepano. El sistema de top drive remplaza las funciones de una mesa rotatoria, permitiendo girar la sarta de perforación desde el tope usando una cabeza de inyección propia, en lugar de la cabeza de inyección, vástago y mesa rotatoria convencionales. Además, el sistema se maneja a control remoto desde la cabina del perforador 4.2 COMPONENTES DEL TOP DRIVE En primer lugar, tenemos a los componentes primarios, llamados así porque son parte de la herramienta que se instala en el mástil de equipo de perforación Componentes secundarios, Denominamos a estos así, porque son principalmente elementos de apoyo, pero aun así cabe aclarar que sin ellos el Sistema en su totalidad no funcionaría. Los principales componentes secundarios lo conforman: el Panel de Perforaciones (Drillers Panel), Módulo de Poder (Power Module), Bucle de Servicio (Service Loop), Elevadores PERFORACION PETROLERA lll 10 Hidráulicos (Hydraulic Elevators) y la Válvula ahorradora de lodo y Actuator (Mud Saver Valve and Actuator) Panel de perforaciones (Drillers Panel) El Panel de Perforaciones es un tablero de acero inoxidable equipado con todos los controles o mandos, los indicadores luminosos, instrumentos de medición y conectores requeridos para operar el Top Drive desde la posición del perforador. Todos los mandos son de 24 voltios (DC). Hay dos cables principales, compuesto a su vez por otros 37 cables, cada uno con una función específica. Uno de ellos conecta el módulo de poder (power module) al panel de las perforaciones y otro conecta el Top Drive también con panel de las perforaciones. Módulo de Poder (Power Module) Los Sistemas Top Drive de carácter hidráulico, vienen complementadas con bombas hidráulicas de diferentes clases. Bombas adicionales envían un flujo hidráulico a través de un sistema auxiliar al Top Drive, permitiendo la operación de varias funciones automáticas así como la circulación del aceite hidráulico a través de una filtración. Bucle de Servicio (Service Loop). El Bucle de Servicio es un conjunto de líneas que permiten la comunicación de los elementos que comprenden al Sistema Top Drive. El Bucle de Servicio envía y recibe comunicación eléctrica desde el módulo de poder y el panel de perforación, así como el flujo hidráulico hacia y desde el Top Drive. Es de alta importancia que se da al momento de instalar estas líneas; debiendo tener el cuidado para que no se dañen por el levantamiento o se vean obstruidas en medio de la torre. Elevadores Hidráulicos (Hydraulic Elevators). Los elevadores automáticos, eliminan la necesidad de tener a una persona operándolos manualmente. Esto da la capacidad de abrir y cerrar los elevadores en posiciones sumamente altas de BHA (Bottom Hole Assembly), y reduciendo de la misma forma la exposición del operario a los riesgos adicionales asociados con operaciones manuales de los elevadores. PERFORACION PETROLERA lll 11 Válvula ahorradora de lodo y Actuador (Mud Saver Valve and Actuator) Estos son elementos que actúan como parte del Sistema de seguridad del Top Drive. La Válvula ahorradora de lodo junto con el actuador remoto actúa como una válvula de prevención de reventones de emergencia similar a un BOP. El Actuador está diseñado para abrir o cerrar la válvula ahorradora de lodo en cualquiera punto en la torre. 4.3 FUNCIONAMIENTO Es necesario hacer mención que dentro el Sistema Top Drive, como cualquier otra tarea, se identifica en intervenciones de carácter manual y de carácter automatizado; este último que caracteriza al Sistema Top Drive. Funcionamiento automatizado Están comprendidas por las operaciones de: Extensión Inclinación Operación de la Llave de Contrafuerza (Grabber) 4.4 EXTENSION Esta operación permite al Top Drive ubicarse por encima la ratonera (mouse hole), lugar donde se alojarán las tuberías que han de bajarse para la perforación del pozo. Es acá donde el Top Drive baja y se extiende hasta la ratonera (mouse hole). Realiza la conexión por medio de la pluma (rotación del quill), con la tubería alojada en la ratonera (mouse hole). PERFORACION PETROLERA lll 12 Inclinación de los Eslabones (Link Tilt) Normalmente conocido como “Afianzadores”, estos pueden ser inclinados hacia delante unos 35º y hacia atrás unos 55º, moviendo de esta manera al elevador y permitiendo realizar diversas tareas asociadas con el manejo tuberías de forma segura y reduciendo el tiempo en las operaciones. Operación de la Llave de Contrafuerza (Grabber) El Llave de Contrafuerza o Grabber actúa como una tenaza, que permite al momento del enrosque y desenrosque de las tuberías, otorgar un adecuado torque. Normalmente el Grabber necesita una presión por encima de los 1000 psi, para poder efectuar su debida operación de afiance. Cabe recordar que esta presión proviene del Módulo de Poder (Power Module). La operación realizada por el Grabber suele tomar un tiempo aproximado de 20 - 30 segundos. 4.5 FUNCIONAMIENTOS MANUALES Limpiado de las tuberías y el piso de la mesa. Uso de las llaves cadenas: Necesarias para ajustar y desajustar las tuberías en boca de pozo. Puesta de las Cuñas de Perforación (Slip): Permiten sostener la tubería en la mesa rotaria y evitar que resbale dentro del pozo cuando se está conectando o desconectando con el Top Drive. Control de las mediciones y datos del Panel de perforaciones (DrillerPanel): Uno de las funciones principales e importantes, del cual el encargado de perforación junto con la coordinación de todo el personal determinarán el éxito de la perforación. 4.6 PROCESO DE PERFORACION El Procedimiento Básico de Perforación con Top Drive es el siguiente: 1) Se baja el Top Drive y se extiende hasta por encima de la ratonera (mouse hole) PERFORACION PETROLERA lll 13 2) Se realiza la conexión por medio de la pluma (rotación del quill), con la tubería alojada en la ratonera (mouse hole). La conexión se lleva a cabo dentro la caja de conexión (thread box), donde la llave de contrafuerza (grabber) y la pluma quill le aplican el torque necesario. 3) El Top Drive se eleva a lo largo de la torre, junto a la tubería conectada, 4) Durante la elevación, los eslabones (link tilt) y el elevador se afianzan a la tubería para otorgarle un mejor sostenimiento 5) Se procede a realizar la conexión, se utilizan las llaves cadenas para sostener la tubería que se encuentre suspendida en la mesa rotaria, ayudándonos del mismo modo a una efectiva conexión. La llave de contrafuerza (grabber) y la pluma (quill) se encargarán de otorgarle el torque adecuado. 6) Una vez hecho la conexión, se procede a retirar las cuñas de perforación (slips) de la mesa de perforación; luego desde la cabina del perforador, se activan las bombas de lodo e inmediatamente se activa la función de perforación. 1. Al mismo tiempo se asigna a la pluma (quill) el RPM indicado 2. (Revoluciones por minuto), ya sea incrementando o reduciendo el flujo hidráulico proveniente de las bombas. 3. Se debe tomar en cuenta que sería demasiado crítico que el actuador no funcione mientras la pluma (quill) este rotando, ya que esto dañaría los componentes internos y conduciría a una falla del actuador. Ya que sin fluido de perforación no hay un funcionamiento efectivo de las herramientas. 7) Se encuentra ahora el equipo ya perforando y se debe de tener controlando los datos obtenidos del Panel del Perforador y demás instrumentos de medición. (Presiones y Volúmenes). 4.7 BENEFICIOS DEL TOP DRIVE Se instala fácilmente en cualquier tipo de mástil o torre de perforación, con las mínimas modificaciones y frecuentemente en un solo día. Sustituye a la Mesa Rotaria y al Vástago (Kelly). El Top Drive hace rotar la sarta de perforación de manera directa. “Mejora la seguridad en el manejo de la tubería”. Todas las operaciones se las realiza por control remoto desde la cabina del perforador; reduciendo las labores manuales y riesgos asociados que tradicionalmente acompañan a la tarea. En la perforación direccional, mantiene la orientación en intervalos de 90 pies, reduciendo el tiempo de supervisión (survey time) mejorando el control direccional. Apto para toda operación de perforación: direccional, horizontal, bajo balance, perforación de gas o aire, control de pozo, pesca, etc. PERFORACION PETROLERA lll 14 Reduce el riesgo de aprisionamiento de la sarta, por su habilidad de rotar y circular al mismo tiempo. En las operaciones de control del pozo, con el top drive aumenta la seguridad del pozo al reducir el desgaste del preventor de reventones (BOP) al permitir que este selle alrededor de un tubo redondo. 5. FACTORES QUE AFECTAN LA DESVIACION DEL POZO No es fácil mantener el hoyo en rigurosa verticalidad desde la superficie hasta la profundidad final, mientras más profundo esté el yacimiento petrolífero, más control exigirá la trayectoria de la mecha para mantener el hoyo recto. Esta verticalidad se ve afectada por factores mecánicos y geológicos. 5.1 FACTORES MECÁNICOS: Características, diámetros y pesos de la sarta de perforación. Tipo de mecha. Velocidad de rotación de la sarta. Peso sobre la mecha. Tipo y propiedades del fluido de perforación. La hidráulica para garantizar la limpieza del fondo del hoyo y el transporte del ripio hasta la superficie. 5.2 FACTORES GEOLÓGICOS: Tienen que ver con la clase y constitución del material de las rocas, grado de dureza; el buzamiento o inclinación. Por tanto, es necesario verificar cada cierto tiempo y a intervalos determinados la verticalidad convencional del hoyo, mediante registros y análisis de los factores mencionados. En la práctica se acepta una cierta desviación del hoyo. Desde los comienzos de la perforación rotatoria se ha tolerado que un hoyo es razonable y convencionalmente vertical cuando su trayectoria no rebasa los límites del perímetro de un cilindro imaginario, que se extiende desde la superficie hasta la profundidad total. Durante el proceso de desviación se realiza la verificación y el control de la trayectoria del hoyo mediante la utilización de instrumentos y/o registros directos electrónicos que al instante relacionan el comportamiento de cada uno de los factores que influyen y permiten la desviación del hoyo. Son dos las cuestiones principales a tener en cuenta para conseguir una buena ejecución de la perforación. 1. Ejecutar un taladro que no se desvíe de la vertical el máximo previamente definido por el cliente o la dirección de obra. PERFORACION PETROLERA lll 15 2. Que dentro de esa desviación el taladro sea recto es decir, que no presente a labeamientos, curvas, escalones o pérdidas del eje de la perforación. Un taladro puede estar bastante desviado de la vertical y ser recto, lo que tendría consecuencias en los momentos de la instalación del equipo de bombeo, debido a roces, enganches, etc, pero podría funcionar bien. Desvíos de unos pocos grados (3º ó 4º) puede ser admisible, sobre todo en sondeos de pequeño diámetro, pero a medida que aumenta el diámetro de la habilitación el margen de desvío debería ser menor. Un taladro puede tener un desvío muy contenido, estar casi en la vertical, pero presentar continuos alabeamientos, barrigas y curvas debido a la heterogeneidad del terreno o a cualquier factor operativo. Estas barrigas sí afectan gravemente a la fase de habilitación y explotación final de la captación por el siguiente motivo: La existencia de barrigas, escalones y curvas reduce significativamente la sección del taladro, pudiendo impedir completamente la entrada de la tubería de revestimiento. PERFORACION PETROLERA lll 16 Formaciones Blandas Son arcillas y arenas inconsolidadas, pueden ser perforadas con un WOB bajo entre (3000-5000 lbs/pulgadas de diámetro del trepano) y alto RPM (125-250 RPM), alto caudal para limpiar efectivamente el agujero debido al alto ROP, caudales recomendados de 500 a 800 gpm. Formaciones Medias Son arcillas, yeso, lutitas, calizas, arenas y limolita, pueden ser perforadas con un WOB bajo entre (3000-6000 lbs/plg), alto RPM puede ser utilizado en arcillas pero en caso de calizas se baja el RPM (100-150 RPM), altos caudales son recomendados para limpiar el agujero Formaciones Duras Son lutitas, anhidrita, arenisca compactada y dolomitas, estas rocas tiene alta resistencia compresiva, se requiere alto WOB entre (6000-10000 lbs/plg) y en general bajo RPM es utilizado (40-100 RPM) 6. CARACTERISTICAS DE LA FORMACION 6.1 BHA El ensamblaje de fondo es la sección de la sarta de perforación que agrupa el conjunto de herramientas entre la mecha y la tubería de perforación. Está compuesto por: barra de perforación (Drill Collar), tubería pesada (Heavy Weight), estabilizadores y accesorios. Tiene como funciones: Proporcionar el peso requerido sobre la mecha para maximizar la tasa de penetración Producir hoyos en calibre Evitar la formación de desviaciones tipo pata de perros y llaveteros y minimizar vibraciones y pegamentos de la sarta de perforación. 6.2 HEAVY WEIGHT Llamada también tubería de fondo, tubería pesada, son tubería de pared más gruesa o tubería de peso pesado. A esta clase de tubería más pesada se le sitúa normalmente directamente encima de los drill collars en la sarta de perforación para obtener mayor peso y estabilidad. Al igual que la tubería ‘standard’ los heavy weight drill pipe (HWDP) se consiguen en diferentes diámetros e ID (inside diameter) diámetro interior variable según su peso por unidad de longitud. En la perforación de pozos direccionales puede remplazar a los drill collars para proporcionar peso. Reduce falla de drill pipe al ser ubicado en la zona de transición minimizando costos. Ahorro substancial en la perforación direccional al ser componentes pesados flexibles comparado con los rígidos drill collars, resultando de un mejor control de la desviación y reducir la tendencia PERFORACION PETROLERA lll 17 a la pega por presión diferencial (cuando se para la herramienta por algún motivo, existe pega diferencial cuando se está perforando en sobre balance PH>PF). 6.3 DRILL COLLAR Llamada también porta mechas, los drillcollars son tubos de pared gruesa, rígidos y de alto peso que son la parte más importante del ensamblaje de fondo BHA (Bottom Hole Assembly), posicionados entre la tubería de perforación y la broca. Cumplen varias funciones importantes: Proporcionar peso para la broca. Proporcionar la resistencia para que los drillcollars estén siempre en compresión. Proporcionar el peso para asegurar que la tubería de perforación siempre se mantenga en tensión para evitar pandeo o Buckling. Proporcionar rigidez o consistencia para mantener verticalidad del pozo. Producir un efecto de péndulo, permitiendo que los pozos casi verticales puedan ser perforados. El peso de los drill collars actuando directamente sobre la broca tiene dos consecuencias principales: PERFORACION PETROLERA lll 18 La tendencia de la sarta de colgar verticalmente debido al peso y la gravedad. Entre más pesados sean los drilcollars, menos probable es que el pozo se desvíe de la vertical. El peso aplicado a la broca la hará estabilizar, haciendo que el pozo mantenga su dirección constantemente. Esta estabilización de la broca también permitirá una distribución más pareja de la carga sobre la estructura cortante de la broca. Esto evita que la broca se aleje de la posición central, garantizando un pozo derecho, de diámetro correcto, desgaste parejo de la broca y mayores ratas de penetración. Inconvenientes: Son susceptibles de sufrir por pega diferencial, Este riesgo se minimiza mediante la utilización de drill collars con diferentes diseños de sección, o de surcos en la superficie con el fin de reducir el área de contacto que pueda haber entre los drill collars y la pared del pozo. Así los drill collars pueden ser redondos, de sección cuadrada o elíptica, con surcos espirales, etc. 6.4 ESTABILIZADORES Estos son unos tramos cortos de tubería, posicionados entre los drillcollars con el fin de mantenerlos centrados dentro del hueco. Su función es mantener el pozo derecho y por medio de la acción de corte mantener el diámetro correcto en las paredes del pozo. El diámetro completo del pozo se consigue con unas ‘aletas’ montadas en el cuerpo del estabilizador, las cuales pueden estar hechas de acero con insertos de carburo de tungsteno dispuestos en las caras cortantes. Los estabilizadores se pueden clasificar como de aletas rotantes o no rotantes, o como de cuchillas espirales o rectas. PERFORACION PETROLERA lll 19 6.5 TREPANO El trepano es el elemento que se encuentra en un extremo del BHA, rompe y fractura la roca; de esta manera al ganar profundidad se perfora el pozo. Existen muchas variaciones del diseño de los trépanos y generalmente el tipo de trepano seleccionado para una aplicación particular depende de la formación que se planea perforar. La perforación de pozos involucra no solo la barrena correcta en la aplicación correcta, sino también operarla con los parámetros de operación correctos. Dado que la tecnología de trépanos sigue mejorando a un paso rápido, los supervisores de pozo deben estar actualizados acerca de los últimos avances para asegurar que hacen la selección óptima de trépanos. 6.5.1 Tipos de trépanos PERFORACION PETROLERA lll 20 6.6 CORTADORES FIJOS PDC: Los trépanos PDC (Polycristalline Diamond Compact) con insertos de diamante compacto policristalino fabricados de manera industrial con forma de pastillas de color gris oscuro, estos trépanos no poseen partes móviles, tienen alta velocidad de perforación y tienen mayor vida útil. TREPANO PDC DIAMANTE Diamante natural TSP: Policristalino térmicamente estable. PERFORACION PETROLERA lll 21 Diamante Impregnado: Las partículas de diamante están suspendidas en la matriz de carburo de tungsteno de las cuchillas del trépano, a fin de incrementar en gran medida la resistencia al desgaste. En lugar de cortadores individuales, la superficie total de la barrena contiene elementos cortantes situados tan profundamente como los canales de la hidráulica del trépano. Los diamantes pulverizan las formaciones duras y los filos de las cuchillas cortan las formaciones blandas en forma similar a las barrenas de PDC. La velocidad de penetración se reduce gradualmente a medida que las cuchillas pierden el filo. La matriz se desgasta para exponer continuamente nuevos y filosos diamantes. La vida útil de la barrena es una función del volumen impregnado de diamante que puede colocarse en la parte frontal de la barrena. Hoy en día, los trépanos impregnados de diamante son capaces de perforar diferentes tipos de formaciones, que van desde blandas a duras y abrasivas. Además, se pueden perforar formaciones interestratificadas. Para extender el rango de aplicación de estos trépanos, se encuentran disponibles tres contornos distintos: cono doble profundo, doble cono superficial redondeado y contorno redondeado plano. Un balance entre las propiedades de la matriz y del diamante, optimiza el rendimiento de la perforación y el ahorro de los costos. Si la matriz es demasiado blanda, los diamantes se liberan antes de que se desgasten, lo que acorta el tiempo de utilización del trépano. Si la matriz es demasiado dura, los diamantes no se exponen adecuadamente y las velocidades de penetración se reducen TREPANOS IMPREGNADOS DE DIAMANTES Cono de Rodillos (Triconos) Los trépanos más utilizados son los trépanos triconos, que pueden tener dientes de acero o insertos de carburo de tungsteno para mayor duración en formaciones de rocas duras. PERFORACION PETROLERA lll 22 Poseen tres conos giratorios montados sobre rodillos con o sin retenes. Estos trépanos constan de tres importantes componentes: -Las estructuras cortadoras, o cortadores. -Los cojinetes. -El cuerpo del trépano. ESTRUCTURA DEL TREPANO TRICONO Estructura del Trepano Tricono Los trépanos triconos de dientes tienen la ventaja de su bajo costo, pues valen la quinta parte que uno de insertos. Sin embargo, las ventajas de los de insertos es que mantienen la velocidad de penetración durante la vida del tricono Se debe considerar los elementos de diseño del trepano Tricono Arreglo de rodamientos Se utilizan tres tipos de rodamientos: PERFORACION PETROLERA lll 23 Rodamientos de rodillos: soportan grandes pesos(WOB) y bajas RPM Rodamientos de bola: resiste las cargas longitudinales y asegura el cono en su lugar Rodamientos de fricción: soporta altas RPM y bajos WOB Conos Diseño del cono.- Los tres conos son similares, excepto el cono n°1 que tiene la punta de arpón Angulo de eje de inclinación.- Este ángulo está en función del tipo de formación a perforar. Los conos giran y realizan una acción de trituración. Como resultado los cortadores deslizan sobre la roca y la raspan, los angulos de desplazamiento varían desde 5° (blandas) hasta 0° (duras) Elementos de corte La selección de un trepano tricono con dientes o insertos se basa en la dureza de la formación que se vaya a perforar. Entonces el diseño de la estructura de corte estará en base a la dureza de la formación donde se lo utilizara. Formaciones suaves.- dientes o insertos largos delgados y espaciados entre ellos. Formaciones moderadamente dura.-disminuye la altura y el ancho incrementa Formaciones duras.-los elementos de corte son pequeños y mas anchos PERFORACION PETROLERA lll 24 Circulación de fluidos El trepano cuenta con tres boquillas, a través de ella circula el fluido, este fluido debe ser turbulento para que pueda remover los recortes de manera eficiente. Los jests están hechos de carburo de tungsteno y están disponibles en varios tamaños. JETS DE CARBURO DE TUNGSTENO Clasificación de Trépanos Se cuenta con un sistema desarrollado por la IADC (International Association of Drilling contractors), que compara y clasifica los trepanos de acuerdo a su características de diseño y aplicación. Tiene dos sistemas de clasificación Trepanos con conos de rodillos PERFORACION PETROLERA lll 25 El sistema de clasificación IADC, considera 4 caracteres, los tres primeros dígitos son numéricos y el cuarto es alfabético, ejemplo: 123B El primer digito son las SERIES que se dividen en dos categorías: Dientes de acero (1-3) Insertos (4-8) El segundo digito involucra el tipo de formación Los números del 1 al 8 representan las características de una formación para la que están diseñados ya sean formaciones blandas, medias y duras. Además de que este segundo digito toma en cuenta el tamaño de los cortadores, espaciamiento, es decir que las clasifica la formaciones en una escala del 1 al 4, donde 1 representa la más blande y 4 la mas dura. El tercer digito involucra el tipo de rodamiento Estos rodamientos son: 1. Rodamiento estándar 2. Rodamiento enfriado por aire 3. Rodamiento con protección al calibre 4. Rodamiento sellado 5. Rodamiento sellado con protección al calibre 6. Rodamiento de fricción 7. Rodamiento de fricción con protección al calibre El cuarto digito involucra netamente característica adicionales que tiene el trepano tricono, a diferencia de los otros dígitos este es representado por una letra del alfabeto. PERFORACION PETROLERA lll 26 TREPANOS CON CORTADORES FIJOS El sistema de clasificación IADC, considera 4 caracteres, el primer digito es una letra y los otros tres son números, ejemplo: B241 PERFORACION PETROLERA lll 27 El primer digito nos indica el material del cuerpo que puede ser M (matriz de carburo de tungsteno) y S (acero) El segundo digito indica el tipo de formación que será perforada El tercer digito indica la estructura de corte que utilizan, del 1 al 4 utilizan de 19, 13 y 8 mm, de 6 a 8 utilizan trepanos con cortadores para formaciones duras. Finalmente el cuarto y último digito indica el perfil del trepano. La hidráulica en la perforación La perforación de pozos petroleros requiere de una hidráulica que cumpla con los objetivos de mejorar la eficiencia de la barrena y proveer un eficiente acarreo de los recortes de formación a la superficie. El sistema hidráulico está integrado por el equipo superficial, la sarta de perforación, y el espacio anular. El cálculo hidráulico en este sistema define el diámetro óptimo de las toberas de la barrena, con el cual se obtendrá la potencia hidráulica del flujo del fluido de perforación que promueva la óptima remoción de recortes, incremento en la velocidad de penetración y en la vida de la barrena. En consecuencia, una reducción en el costo total de la perforación. Tipo de lodo y su control Se debe contar con un lodo que permita la aplicación hidráulica eficiente y que imparta condiciones favorables al hoyo para permitir una mayor tasa de penetración Un aspecto también importante que se puede mencionar, aquí es la aplicación de tácticas o maniobras para atacar problemas potenciales en las operaciones de perforación. Problemas de desviación de pozos. Problemas de pérdidas de circulación. Problemas de atascamiento de tubería. Derrumbes del hoyo. Descontrol del pozo. (Presiones anormales). Altas temperaturas. Falla de tubería. Durante la perforación es fundamental la circulación permanente de un "lodo de perforación", el cual da consistencia a las paredes del pozo, enfría la broca y saca a la superficie el material triturado. Ese lodo se inyecta por entre la tubería y la broca y asciende por el espacio anular que hay entre la tubería y las paredes del hueco. El material que saca sirve para tomar muestras y saber qué capa rocosa se está atravesando y si hay indicios de hidrocarburos. PERFORACION PETROLERA lll 28 \ VELOCIDAD ROTARIA (RPM) Es un factor fundamental básico para el control direccional de la perforación conjuntamente con el WOB, cuando se tiene un determinado WOB y RPM se mantiene una trayectoria, cuando se aumenta la velocidad rotaria, la tendencia del pozo es ir hacia la vertical. TREPANOS TRICONOS Durante la perforación el ROP puede ser afectado por los RPM aplicados al trepano, debido a lo cual debemos determinar una velocidad óptima. El efecto de los RPM en el ROP se debe a que los dientes/ insertos deben tener suficiente tiempo para penetrar la roca, romperla y los recortes se deben mover al agujero. En la figura se observa la variación de la ROP VS RPM, observar de que no es lineal para las formaciones duras, debido al tiempo para romper la roca incrementa por su alta resistencia compresiva. PERFORACION PETROLERA lll 29 La velocidad de rotación esta en función de Tipo de trepano.- en general bajas RPM son utilizadas para los trepanos con insertos, en relación a los trepanos con dientes. Esto proporciona mas tiempo para que los insertos penetren la formación. Tipo de formación.- formaciones duras son difícilmente penetradas requieren baja RPM. Si se utiliza una alta RPM, el trepano puede ser dañado o el BHA. Trepanos PDC Los trepanos PDC tienden a perforar más rápido a bajos WOB y altas RPM también se requiere mas torque que los trepanos triconos. Generalmente se recomienda utilizar altas RPM posible. PESO SOBRE EL TREPANO (WOB) Cuando se está perforando una parte de la herramienta de perforación se encuentra en tensión por encima de lo que se denomina Punto Neutro, sección del BHA donde convergen las fuerzas aplicadas al realizar la perforación, por debajo de este punto hasta por encima del Trepano la herramienta se encuentra en compresión por el peso aplicado sobre este último, haciendo que la sección del BHA se pandee, cambiando así la directriz de la perforación y del pozo. Se sabe por experiencia que la tasa de penetración aumenta a mayor peso y a mayor velocidad de rotación. No obstante, esta regla no siempre se cumple si tomamos en cuenta lo siguiente: Más peso y mayor velocidad de rotación acelera usualmente el desgaste en las partes de la barrena al producir mayor vibración. Esto no se cumple muy eficientemente si la limpieza es pobre. El excesivo peso sobre la barrena, puede producir desviación y falla de la tubería de perforación. Esto también depende tanto de las condiciones del hoyo referente a la aplicación hidráulica y las propiedades del lodo como de la naturaleza de la formación que se perfora. Trepanos triconos Durante la perforación existen algunas limitaciones al WOB que se debe considerar, estas son: Limpieza del pozo.- si la potencia hidráulica HHP en el trepano no es suficiente para limpiar eficientemente el agujero, la ROP disminuye. Los recorte en el fondo se acumulan, obstaculizando el avance del trepano. Si esta situación ocurre, incrementar el WOB no soluciona el problema a menos de que se mejore la HHP en el trepano, de esta manera la limpieza mejora y la ROP aumenta Recordar de que la potencia del trepano está en función de la caída de presión en las boquillas y el caudal que pasa a través del trepano. PERFORACION PETROLERA lll 30 Tipo de formación.- el WOB es limitado cuando se tienen formaciones blandas, donde el excesivo WOB puede ocasionar que los dientes se entierren en la formación, causando un incremento del torque, sin incremento de la ROP. Desviación del pozo.- en algunas áreas el WOB puede ocasionar de que el BHA se doble, ocasionando un pozo torcido. Cojinetes.- mayor peso aplicado disminuye la vida útil de los cojinetes Dientes, insertos o cortadores.- en formaciones duras, con alta resistencia compresiva, un elevado WOB ocasiona que los dientes o cortadores se rompan. Trepanos PDC Cuando se perfora en formaciones duras y el ROP disminuye se puede disminuir el WOB hasta un valor que no afecte el torque, de manera que el trepano siga perforando. Un WOB muy bajo causa desgaste prematuro de los cortadores, astillado de los diamantes y bajo ROP. 7. TÉCNICAS UTILIZADAS PARA CONTROLAR LA VERTICALIDAD Ensamblaje de fondo pendular Ensamblaje de fondo infartado Ensamblaje de péndulo empacado Herramienta para medir dirección inclinación Péndulo invertido ( totco) Toma sencilla ( singleshot ) Toma múltiple ( múltishot ) Orientación giroscopica de toma sencilla (gyro) Péndulo invertido (TOTCO ) Se basa en el principio del péndulo y sólo indica el grado de desviación sin mostrar rumbo. Consta de tres partes principales: Péndulo: Permanece posición vertical sobre un apoyo de zafiro La punta superior está formada por una aguja de acero El disco: Marcado con círculo concéntrico El mecanismo de tiempo: Que permite al disco descender hasta la aguja del péndulo en un tiempo determinado Toma sencilla (Single shot) y toma múltiples (múltishot) La toma sencilla (single shot) : Se usa para registrar simultáneamente la dirección magnética del rumbo del poso sin entubar su Inclinación con relación a la vertical. PERFORACION PETROLERA lll 31 Las tomas múltiples (múltishot ) se Usan para variar lecturas individuales a intervalos predeterminados Orientación giroscopica de toma sencilla (gyro ) Instrumento no lo afecta en el campo magnético ni la proximidad del hierro La unidad giroscopica se orienta hacia un eje desconocido Se sincroniza en la superficie con un reloj Se sitúa con un cilindro de acero Se baja a cable hasta el fondo del pozo Una vez tomado los datos el instrumento se rescata el disco se revela Sistema rotativo direccional Una herramienta diseñada para perforar en forma direccional con rotación continua desde la superficie, lo que elimina la necesidad de deslizar un motor direccional. Los sistemas rotativos direccionales son desplegados generalmente durante la perforación de pozos direccionales, horizontales, o de alcance extendido. Los sistemas rotativos direccionales de última generación poseen un grado de interacción mínima con el pozo, por lo que la calidad de éste se preserva. Los sistemas más avanzados ejercen una fuerza lateral consistente similar a los estabilizadores tradicionales que rotan con la sarta de perforación u orientan la barrena en la dirección deseada mientras rotan en forma continua con el mismo número de rotaciones por minuto que la sarta de perforación. VERTITRACK Es una tecnología de control de verticalidad de la compañía Baker Hughes que tiene la finalidad (la herramienta) de garantizar la verticalidad del pozo, lo que trae como consecuencia una mejor calidad del hoyo por el simple hecho de evitar la sinuosidad de éste cuando se perfora con tecnología direccional convencional y las formaciones presentan un alto ángulo de buzamiento, evitando así posibles atascamientos, permitiendo un ahorro en tiempo, lo que se refleja en un ahorro de dinero. En otras palabras esta tecnología busca maximizar el rendimiento operacional y llegar con una alta certeza al objetivo de la perforación. La misma ha sido probada con éxito en varios países de Europa. POWER DRIVE PERFORACION PETROLERA lll 32 El sistema PowerDrive es un sistema rotativo direccional (RSS) que le permite optimizar la perforación direccional. Rotación completa reduce la resistencia, mejora la retinopatía del prematuro, disminuye el riesgo de que se pegue, y logra la limpieza del pozo superior. Los martillos de golpe seco Power Drive®se fabrican en EEUU con mangos de fibra de vidrio Nuplaglas®. Existen versiones en latón, acero y uretano, al tratarse de una versión que no desprenden chispas POWER V La herramienta PowerV ofrece un conjunto único de capacidades programada desde la superficie para buscar y mantener automáticamente la verticalidad la herramienta, una vez instalada en el pozo, direcciona activamente la columna de perforación para mantener en forma constante la verticalidad del pozo sin ninguna interaccion desde la superficie. Los sensores en el paquete de levantamiento triaxial completo dentro de la misma herramienta, determinan si la inclinación esta cambiando a lo largo de que azimut y por cuanto. Si han ocurrido cambios, la herramienta determina automáticamente la dirección necesaria para volver a la orientación vertical, utilizando almohadillas que empujan activamente contra la parte superior del pozo. Esta automatización significa que perforar con el sistema PowerV no requiere adaptación en el pozo. Este sistema rotativo direccional no depende de un sistema de medición durante la perforación (MWD) para operar. Otras ventajas del solido sistema de la herramienta incluyen la colocación precisa del pozo, pozos de alta calidad, ROPs altas y limpieza eficaz del pozo. Ademas de mejorar los resultados de la perforación, la instalación de este sistema requiere una brigada de menos personal en la PERFORACION PETROLERA lll 33 localización del pozo, lo cual reduce el costo y minimiza la aglomeración en las localizaciones de perforación compactas. 8. BIBLIOGRAFIA http://www.ptolomeo.unam.mx:8080/xmlui/bitstream/handle/132.248.52.100/7945/Tesis.pd f?sequence=3 https://es.scribd.com/doc/23593341/PERFORACION-DIRECCIONAL http://perfob.blogspot.com/2013/09/aplicaciones-de-la-perforacion.html https://slideplayer.es/slide/11809966/ https://es.slideshare.net/AlvaroIvanIralaBarrios/perforaperforacion-de-pozo-vertical https://es.slideshare.net/johnalbertoperezhernandez1/perforacion-vertical PERFORACION PETROLERA lll 34
