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MTODOS DE PERFORACIN CAPTULO 4

EVALUACIN PETROLERA Y MTODOS DE EXPLOTACIN EN LA CUENCA DE BURGOS 93

CAPTULO 4

MTODOS DE PERFORACIN

4.1. I N T R O D U C C I N

La ubicacin natural de los yacimientos petroleros, es por su origen, generalmente con alto nivel deincertidumbre. En una etapa inicial la perforacin se ideo de tal manera, que una vez ubicada laformacin productora, se busca situarse en un punto de la superficie terrestre en lneaperpendicular al plano horizontal definido por el yacimiento, posteriormente se estableca lacomunicacin entre este y la superficie por medio de la perforacin de un pozo, a este tipo deperforacin se le conoce como perforacin vertical (Mendoza y Pichardo, 2000).

Con el incremento de los trabajos de perforacin y por las diferentes caractersticas de losyacimientos, surgieron diversos obstculos que impidieron la aplicacin de la perforacin vertical;como ocurre con los yacimientos que se encuentran por debajo de reas inaccesibles verticalmente(zonas urbanas o zonas restringidas ecolgicamente, como lagunas, ros, pantanos o montaas).

Consecuentemente, la forma posible para explotar estos yacimientos es a travs de pozosdireccionales, perforados desde una localizacin ubicada a cientos de metros del yacimiento. Porotro lado, el desarrollo de yacimientos marinos resultara incosteable si no fuese posible perforarvarios pozos direccionales desde una misma plataforma. Adicionalmente, la perforacin direccionalnos permite solucionar problemas mecnicos que suelen presentarse al perforar (pescados,colapsos de TRS, etc.) y la reubicacin de objetivos.

El diseo de la perforacin de pozos es un proceso sistemtico y ordenado, este proceso requiereque algunos aspectos se determinen antes que otros, por ejemplo, la prediccin de presin defracturamiento, requiere que la presin de formacin sea estimada previamente. Las etapas aseguir durante el diseo de pozos petroleros estn bien identificadas y son las siguientes (Un siglode la perforacin en Mxico, 2000):

Recopilacin de la informacin disponible. Prediccin de presin de formacin y fractura. Determinacin de la profundidad de asentamiento de las tuberas de revestimiento. Seleccin de la geometra y trayectoria del pozo. Programa de fluidos de perforacin del pozo. Programa de barrenas. Diseo de tuberas de revestimiento y programa de cementacin. Diseo de las sartas de perforacin. Programa hidrulico. Seleccin del equipo de perforacin. Tiempos estimados de perforacin. Costos de la perforacin.

Debido a que este proceso es general, puede aplicarse para el diseo de cualquier tipo de pozo ycuyo nico requerimiento consiste en aplicar la tecnologa adecuada en cada etapa. La planeacinde la perforacin de un pozo, requiere de la integracin de ingeniera, seguridad, ecologa, costomnimo y utilidad.

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4.2 OBJETIVO DE LA PERFORACIN

El objetivo de la perforacin es construir un pozo til, que corresponde con un conducto desde elyacimiento hasta la superficie que permita su explotacin racional en forma segura y al menorcosto posible (Un siglo de la perforacin en Mxico, 2000).

4.3 PLAN Y PROGRAMA DE PERFORACIN

Antes de iniciar la perforacin de un pozo, ya sea exploratorio o de desarrollo, es necesarioelaborar un plan y un programa, el primero nos indicara las acciones que deben tomarse en cuentapara realizar el proyecto; mientras que el segundo nos ayudara a realizarlo en tiempo y forma. Poresta razn es necesario tomar en cuenta los siguientes aspectos para cumplir de manerasatisfactoria con el proyecto (Varilla, 2008):

Ubicacin geogrfica. Seleccin del equipo de perforacin. Seleccin adecuada de las barrenas. Diseo de la sarta de perforacin.

Programa de lodos a utilizarse. Equipo de corte y recuperacin de

ncleos.

Estimacin de costos.

4.3.1 UBICACIN GEOGRFICA

La ubicacin geogrfica adecuada de un pozo petrolero juega un papel estratgico, ya que al nocontar con una buena ubicacin, se elevaran los costos, debido a que implicara un mayor gastoen el traslado de equipo y herramientas en caso de ser necesarios; para realizar la mencionadaubicacin se utilizan tanto Coordenadas Geogrficas, como Coordenadas U.T.M. (UniversalTransversal de Mercator) (Varilla, 2008); que son sistemas geogrficos universales y estnreferidas a cierta posicin con respecto a un sistema de proyeccin.

Para poder perforar un pozo, se requiere de uno o ms puntos para ubicar la trayectoria que debede seguir un pozo, las coordenadas nos indicarn la posicin desde la cual se inicia la perforacin yotra coordenada nos indicar el punto en el que se localiza el objetivo definiendo as, si el pozo servertical o direccional; sin embargo, es posible que un pozo sea perforado para alcanzar ms de unobjetivo.

4.3.2 SELECCIN DEL EQUIPO DE PERFORACIN.La seleccin del equipo de perforacin adecuado es otro aspecto importante, ya que al no contarcon el que se ajuste a las necesidades de acuerdo al proyecto, podemos encontrarnos en lasituacin de estar limitados o excedidos de l. El equipo de perforacin tiene dos funciones bsicas,la primera es subir y bajar la tubera, barrenas y otros equipos dentro del pozo, la segunda funcines proporcionarle rotacin a la sarta de perforacin.

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Para poder seleccionar un equipo de perforacin especfico, se deben determinar losrequerimientos del pozo a perforar, dentro de los ms importantes se encuentran: dimetro delagujero a perforar, potencia hidrulica, tipo y configuracin de las sartas de perforacin, programade tuberas de revestimiento, por mencionar algunos.

En casi todos los casos, por lo menos uno de los criterios de seleccin del equipo no se cumple y por

lo tanto la perforacin se llevara a cabo bajo condiciones limitadas (Varilla, 2008). El proceso deseleccin del equipo adecuado consiste en determinar la capacidad de operacin mnima necesariadel equipo, esto es de acuerdo con los requerimientos y experiencia en pozos ya perforados en lazona.

4.3.3 SELECCIN DEL TIPO ADECUADO DE BARRENAS.Durante la planeacin de un pozo, se deben seleccionar los tipos de barrenas a usarse de acuerdo alas caractersticas de la formacin y al diseo actual que se tenga. Hoy en da, existen diversos tiposde barrenas para la perforacin de un pozo. Uno de los objetivos en la seleccin de barrenas es la dereducir los costos de perforacin.

Los nuevos desarrollos en la tecnologa de las barrenas facilitan la seleccin de una barrenaadecuada a la formacin, logrando as un mayor nivel de operacin. Para la planeacin delprograma de barrenas de un pozo a perforarse, se procede como sigue (Un siglo de la perforacinen Mxico, 2000):

a) El ingeniero de diseo encargado de la planeacin del pozo, deber de llevar a cabo unaseleccin inicial de las barrenas, basado en los objetivos, riesgos y geometra.

b) Se debe efectuar un estudio detallado de los registros de barrenas de los pozos vecinos, paraque el programa sea un promedio del rea.

c)

El programa de barrenas y los programas operacionales debern de afinarse, para lograr queel pozo a perforar rebase la operacin promedio del rea.

4.3.4 DISEO DE LA SARTA DE PERFORACIN.

El objetivo del diseo de las sartas, es dar a conocer los diferentes tipos de sartas de perforacin,programadas durante las etapas de perforacin y terminacin de un pozo. En todo diseo de sartasse deben de considerar las siguientes herramientas que son fundamentales para la perforacin deun pozo (Un siglo de la perforacin en Mxico, 2000):

1) Lastra barrenas (Drill Collar).

2) Estabilizadores.

3) Herramienta permisora (martillo).

4) Junta de seguridad.

5) Tubera pesada (H.W).

6) Tubera de perforacin (T.P).

7) Combinaciones de enlace.

8) Doble caja liso.

9) Doble caja estabilizador.

10) Vlvula de contrapresin.

11) Vlvula de seguridad (Vlvula de pie).

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En lo que concierne a la tubera de perforacin esta es seleccionada de acuerdo a un anlisis deesfuerzos, bajo los cuales ser sometida durante toda su vida til; debe de estar diseada parasoportar la presin interna, la presin al colapso, la tensin, la torsin entre otros factores.

4.3.5 PROGRAMA DE LODOS A UTILIZARSE

Otro de los aspectos importantes en el diseo de un pozo, es la seleccin del fluido de perforacin.Parte de los problemas que ocurren durante la perforacin de los pozos, estn relacionados directao indirectamente con el tipo y las propiedades de dicho fluido.

Dentro de los problemas, que se pueden generar, se encuentran las prdidas de circulacin, losbrotes, resistencias, atrapamientos de sarta por inestabilidad de la formacin, pegaduras porpresin diferencial, bajos ritmos de penetracin y dao a la formacin productora.

La seleccin del fluido de perforacin, debe hacerse de acuerdo a las condiciones y problemticas

especficas del campo a perforar. Cada etapa del programa se debe de analizar detalladamente. Losproblemas registrados en los pozos vecinos, dan indicios de las reas de oportunidad, que se debenenfocar a fin de optimizar el programa de fluidos. Mediante una adecuada seleccin, se puedeeliminar una buena parte de los problemas mencionados (Un siglo de la perforacin en Mxico,2000).

El desarrollar un buen programa de lodos es importante durante la perforacin, ya que de acuerdoal tipo de formacin que se tenga, ser el tipo de lodo que se utilice; por otra parte, como sabemosel lodo nos ayudara a controlar la presin mediante la columna hidrosttica que se forme, tambintiene la funcin de lubricar a la barrena y sacar los recortes.

Por otra parte es importante evitar el dao, que el lodo ocasione a la formacin para posterioresestudios, como la toma de registros, que pueden verse afectados por el enjarre del lodo que seacumule en la pared del pozo (Varilla, 2008).

4.3.6 PROGRAMA DE TOMA DE INFORMACIN.

Desde la planeacin del pozo, se incluye un programa para la toma de informacin, que consiste endeterminar los intervalos o profundidades en los que se van a correr registros geofsicos de pozo, secortan ncleos y se efecta alguna prueba de formacin o produccin (Un siglo de la perforacin en

Mxico, 2000). Con esta informacin obtenida podemos determinar la columna geolgica,caractersticas de las formaciones atravesadas y tambin las caractersticas de los fluidoscontenidos en ellas.

Los ncleos son fragmentos de roca relativamente grandes, que son cortados por barrenasespeciales. Un ncleo proporcionar mayor informacin sobre la litologa y contenido de los fluidos,siempre y cuando no est contaminado; para evitar la contaminacin se utilizan lodos especiales yal recuperarlo en la superficie, es necesario meterlo en una manga protectora para preservarlo yllevarlo al laboratorio para su anlisis.

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El corte de ncleos se puede realizar de diferentes maneras, como son el muestreo convencional,muestreo de diamante, muestreo con cable, muestreo con circulacin inversa y muestreo de pared.La obtencin de ncleos es considerado como un mtodo directo y la obtencin de datos medianteregistros geofsicos como un mtodo indirecto.

La prueba de formacin, consiste en hacer una terminacin temporal del pozo y de sta manera

provocar que la formacin se manifieste. Para lograr esto es necesario crear una presin diferenciala favor de la formacin; para crear esta presin diferencial se necesita aislar la formacin que va aser probada, suprimiendo la presin hidrosttica.

Para aislar la formacin, se utiliza un empacador o tapn especial, quedando en comunicacin laformacin con la superficie, por lo que actuar solo en ella la presin atmosfrica, la cual permiteque los fluidos de la formacin fluyan haca el pozo y luego hasta la superficie.

El objetivo de las pruebas de formacin es el de crear las condiciones favorables para que fluya laformacin productora y, de esta manera, obtener la informacin del comportamiento de laspropiedades de los fluidos y la formacin.

Con esta informacin y con la anteriormente obtenida, se evala la capacidad de produccin dedicha formacin para saber si es comercial su explotacin. La prueba de formacin se efectadurante la perforacin, por lo que siempre se realizan en agujero descubierto (Un siglo de laperforacin en Mxico, 2000).

La prueba de produccin, tiene la caracterstica que se realiza con una tubera de revestimientocementada y la mayora de las veces se realizan las perforaciones para comunicar la formacin conel pozo.

La operacin es la misma que en una prueba de formacin, pero aqu se tiene la ventaja de que elintervalo a probar quedar bien aislado, mediante un sello perfecto del empacador con la tubera derevestimiento (Principios de terminacin de pozos, capitulo 1).

4.3.7 ESTIMACIN DE COSTOS.

La determinacin de los costos afecta en gran medida la realizacin de cualquier proyecto, en esteanlisis se deben de tener contemplados, cuando menos los aspectos siguientes:

Perforacin del pozo, tuberas de perforacin, tubera de revestimiento, tubera de produccin,cabezales, logstica del pozo (preparacin del sitio, equipo y servicio de muestreo, registros

geofsicos de pozo, lodo y productos qumicos, cemento y servicios de cementacin, transporte depersonal, barrenas, renta de equipo, costo de operacin y produccin, etc. ), parmetros que nosproporcionan, indicadores sobre la factibilidad de la realizacin.

Es importante considerar que si no existe una buena localizacin, varios de los aspectos yamencionados elevaran el costo, lo mismo ocurrir si se modifica la profundidad del pozo (Varilla,2008).

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4.4. PERFORACIN DIRECCIONAL.

4.4.1 A N T E C E D E N T E S.

La perforacin direccional tuvo sus inicios en la dcada de los aos veinte del siglo pasado, ya queen 1930 se perforo el primer pozo direccional controlado en Huntington Beach, California. En

nuestro pas, el primer pozo direccional registrado, fue perforado en 1960 en las Choapas,Veracruz (Un siglo de la perforacin en Mxico, 2000).

En sus principios, esta tecnologa surgi como una operacin de remedio, la cual se ha seguidodesarrollando, de tal manera que ahora se considera una herramienta de gran utilidad para laoptimizacin de yacimientos.

Comprende aspectos tales como: tecnologa de pozos horizontales, de alcance extendido ymultilaterales, el uso de herramientas que permiten determinar la inclinacin y direccin de unpozo durante la perforacin del mismo (MWD), estabilizadores y motores de fondo de calibreajustable, barrenas bicntricas, por mencionar algunos.

Actualmente en la Cuenca de Burgos se hace uso de la perforacin direccional para evitar fallas,fracturas y tambin para acceder a yacimientos que se encuentren juntos, utilizando el mismopozo.

4.4.2 D E F I N I C I N

La perforacin direccional se define como la prctica de controlar la direccin e inclinacin de unpozo a una ubicacin u objetivo debajo de la superficie, y un pozo direccional es aquel que seperfora a lo largo de una trayectoria planeada para alcanzar el yacimiento en una posicinpredeterminada, localizada a determinada distancia lateral de la localizacin superficial del

equipo de perforacin.

Para alcanzar el objetivo es necesario tener control del ngulo y la direccin del pozo, las cuales sonreferidas a los planos vertical (inclinacin) y horizontal (direccin) (Bourgoyne, 1991).

4.4.3 OBJETIVO DE LA PERFORACIN DIRECCIONAL

La perforacin direccional tiene como objetivo, el alcance de una ubicacin subterrnea

preestablecida a travs de una trayectoria planificada. Se puede entender como un procesotridimensional, es decir, la barrena no solo penetra verticalmente sino que se desvaintencionalmente o no hacia los planos X-Y, donde el plano X se define como el plano de direcciny Y como el de inclinacin.

Luego entonces, los ngulos asociados con los desplazamientos en los planos X y Y son llamadosngulos de direccin y de inclinacin respectivamente (Figura 4.1) (Un siglo de la perforacin enMxico, 2000).

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Figura 4.1 Planos de inclinacin y direccin conforme un pozo avanza en el plano de la

profundidad (Tomada de Un siglo de la perforacin en Mxico, 2000).

4.4.4 T I P O S D E P O Z O S.

Existen varios tipos de perfiles de pozos direccionales, diferenciados tanto por su forma, su funcin,limitaciones geolgicas, geomecnicas, econmicas y de operacin. Con base en las perforacionesque se han venido realizando en los ltimos aos, los ms frecuentemente usados son: pozos tipotangencial, pozos tipo S, pozos tipo J, pozos inclinados, pozos horizontales y pozos multilaterales(Crdenas, 2008). Los pozos direccionales considerando el objetivo planteado pueden tener unsinfn de trayectorias, donde la principal limitante es la imaginacin, aspectos econmicos ytcnicos propios de esta tecnologa; no obstante en la literatura se encuentra la siguiente categora

de acuerdo a la trayectoria que presentan:

T I P O I: La configuracin de estos pozos tiene como caracterstica que la desviacin inicial sepresenta a poca profundidad, el ngulo de inclinacin que alcanza el pozo se mantiene constantehasta llegar al objetivo (Crdenas, 2008). Esta configuracin se aplica usualmente en pozos deprofundidad moderada, en regiones en las que la produccin se encuentra en un solo intervalo y enlas que no se requieren sartas intermedias de revestimiento, tambin se utiliza en pozos de mayorprofundidad en los que se requiere mucho desplazamiento lateral (Figura 4.2).

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T I P O II: Esel pozo que describe una trayectoria en forma de S, para lograr tan caprichosaconfiguracin la desviacin se inicia tambin cerca de la superficie; la inclinacin se mantiene hastaque se logra casi todo el desplazamiento lateral, seguidamente se reduce al ngulo de desviacinhasta volver el pozo a la vertical hasta el objetivo (Crdenas, 2008). Por su geometra estaconfiguracin puede traer algunos problemas durante la perforacin y se utiliza principalmentepara perforar pozos con intervalos productores mltiples, o en los que hay limitaciones impuestas

por el tamao y la localizacin del objetivo (Figura 4.2).

T I P O III:En este tipo de pozos la desviacin se comienza a una gran profundidad por debajo dela superficie y el ngulo promedio de inclinacin se mantiene constante hasta llegar al objetivo(Crdenas, 2008). Esta configuracin es particularmente apropiada para situaciones como las deperforacin a travs de fallas o de domos salinos, o en cualquier situacin en las que se requierareperforar o reubicar la seccin inferior del pozo (Figura 4.2).

Figura 4.2. Patrones de desviacin tpicos de la perforacin direccional(Tomado de Crdenas Vences, 2008).

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4.4.5 APLICACIN DE LOS POZOS DIRECCIONALES.

Esta tecnologa tiene mltiples aplicaciones, por lo que a continuacin se mencionan las ms

trascendentes:

1) Controlar o matar un Reventn de un pozo:Es una de las aplicaciones de ms riesgo en laperforacin direccional; en esta aplicacin se perfora un pozo direccional el cual tiene el

objetivo de mermar la presin de formacin, mediante la inyeccin de fluidos de perforacin

con alta densidad (Figura 4.3.A) (Vzquez, 2008).

2) Pozos costa fuera: Una de las aplicaciones ms comunes de la perforacin direccional en laactualidad, es en pozos costa afuera, ya que erigir una sola plataforma de produccin cuesta

millones de dlares y erigir una para cada pozo no sera econmico; pero usando la

perforacin direccional se pueden perforar varios pozos desde una sola plataforma

desvindolos despus, de modo que lleguen a la cima del yacimiento, se debe de respetar el

espaciamiento requerido entre pozos (Figura 4.3.B) (Vzquez, 2008).

3) Pozos Exploratorios:Tambin se usa la perforacin direccional controlada en la perforacinde pozos exploratorios, para localizar el contacto agua-aceite, y la localizacin exacta de

planos de fallas (Figura 4.3.C).

4) Perforacin en fallas geolgicas: Esta aplicacin se utiliza para el control de fallas, en estecaso el pozo es desviado a travs de la falla o en paralelo con ella, por lo que se elimina el

riesgo de perforar pozos verticales a travs de planos de fallas muy inclinados, al seguir la

direccin preferencial del plano de falla con la sarta de perforacin, lo que puede ocasionar el

deslizamiento y perforacin de las sartas de revestimiento, as mismo, se elimina el riesgo de

tener que perforar a travs del plano de una falla que en el caso de ocurrir un sismo, si se

mueven bloques se podra mover y cortar la tubera de revestimiento (Figura 4.3.D).

5) Localidades inaccesibles: Esta es una de las razones por las que ms se utiliza este mtodo,cuando se tiene la necesidad de situar el equipo de perforacin a cierta distancia horizontal

del yacimiento, como ocurre cuando los intervalos productores se encuentran debajo de ros,montaas, ciudades, selvas, etc (Vzquez, 2008).

6) Tambin se utiliza este mtodo cuando los pozos en el mar se encuentran relativamente cercade la lnea de costa, y la perforacin en tierra resulta ser de mayores beneficios que perforar

en mar (Figura 4.4.E).

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7) Perforacin a travs de Domos Salinos: Este mtodo es utilizado para alcanzar losintervalos productores que frecuentemente estn situados bajo el tope protuberante de un

diapiro de sal (canopie); el pozo se perfora primeramente cortando lo que est arriba de la

estructura salina y posteriormente se desva para que penetre bajo la protuberancia (Figura

4.4.F).

8) Discordancias: Estos son casos especiales debido a que pueden ocurrir mltiples cuerposarenosos prximos que pueden ser perforadas con un simple pozo, en algunos casos las

areniscas se encuentran separadas por una discordancia o por una falla; se requiere en estos

casos un gran nmero de pozos verticales para producir cada horizonte arenoso, sin embargo,

con un pozo direccional se pueden penetrar varios cuerpos arenosos lo cual significa una gran

reduccin en los costos de produccin (Figura 4.4.G).

9) Desviacin lateral y enderezamiento: Se utiliza primordialmente para apartarse de unaobstruccin (como puede ser un pez, casquete de gas, etc), desviando el pozo y librando la

zona problemtica; tambin se aplica como una accin correctiva cuando el pozo se ha torcido

gravemente (Figura 4.4.H).

10)Pozos Horizontales y Multilaterales: Estas dos aplicaciones se pueden explicar de lasiguiente forma: Cuando el pozo direccional alcanza un ngulo de 90 este se vuelve un pozo

horizontal (Figura 4.5.I), desde esta posicin o en una posicin indicada se pueden hacer

ventanas para perforar varios pozos direccionales (pozos multilaterales); desde una sola

plataforma petrolera disminuye los costos operativos al maximizar la utilizacin de una sola

instalacin en vez de una por cada pozo a perforar (Figura 4.5.J) (Vzquez, 2008).

11)Construccin de oleoductos y/o gasoductos: En el campo de la comercializacin ydistribucin de los hidrocarburos, la perforacin direccional se utiliza para construir huecos

para la instalacin de ductos sin afectar el medio ambiente.

Estas son algunas de las aplicaciones que actualmente se utilizan cuando se perforan pozos

horizontales en el mundo, sin embargo, es muy seguro que los nuevos mtodos de perforacin y

recuperacin de hidrocarburos ampliaran el abanico de aplicaciones en el corto y mediano plazo

(Vzquez, 2008).

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Figura 4.3. Desviaciones tpicas en la perforacin direccional(Tomado de PetroSkills OGCI, 2007).

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4.4.6 CONCEPTOS BSICOS

PROFUNDIDAD DESARROLLADA (PD)

Es la distancia medida a lo largo de la trayectoria real del pozo, desde el punto de referencia en lasuperficie, hasta el punto de registros direccionales (Vzquez, 2008). Esta profundidad siempre seconoce, ya sea contando la tubera o por el contador de profundidad de la lnea de acero (Fig. 4.6.A).

LA PROFUNDIDAD VERTICAL VERDADERA (PVV)Es la distancia vertical desde el nivel de referencia de profundidad, hasta un punto en la trayectoriadel pozo (Vzquez, 2008). Este es normalmente un valor calculado (Fig. 4.6.B).

INCLINACIN (DRIFT)

Es el ngulo (en grados) entre la vertical local, dada por el vector local de gravedad como lo indicauna plomada, y la tangente al eje del pozo en un punto determinado (Vzquez, 2008). Porconvencin, 0 corresponde a la vertical y 90 a la horizontal (Fig. 4.7.A).

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Fig. 4.6 Profundidad desarrollada y profundidad vertical verdadera en un pozo

direccional (Tomado de Un siglo de la perforacin en Mxico, 2000).

AZIMUTH (DIRECCIN DEL POZO)

El azimuth de un pozo en un punto determinado, es la direccin del pozo sobre el plano horizontal,medido como un ngulo en sentido de las manecillas del reloj, a partir del norte de referencia. Estareferencia puede ser el norte verdadero, el magntico o el de mapa, por convencin se mide ensentido de las manecillas del reloj (Vzquez, 2008). Todas las herramientas magnticas proporcionanla lectura del azimuth con respecto al norte magntico. Sin embargo, las coordenadas calculadas

posteriormente, estn referidas al norte verdadero o norte geogrfico (Fig. 4.7.B).

Fig. 4.7 Inclinacin y azimuth en un pozo direccional

(Tomado de Un siglo de la perforacin en Mxico, 2000).

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DESPLAZAMIENTO HORIZONTAL (HD)

Es la distancia total y lineal, en el plano horizontal, del conductor del pozo al objetivo del mismo.

PATA DE PERRO (DOG LEG)

Es la curvatura total del pozo (la combinacin de cambios en inclinacin y direccin) entre dos

estaciones de registro direccional, se mide en grados (Un siglo de la perforacin en Mxico, 2000).

SEVERIDAD DE LA PATA DE PERRO

Es la magnitud de la pata de perro, referida a un intervalo estndar (por convencin se haestablecido de 100 pis o 30 metros). La severidad se reporta en grados por cada 100 pies ogrados por cada 30 metros. Es conveniente mantener las severidades tan bajas como sea posibleen la perforacin convencional (menos de 3 o 4/100 pies).

Las severidades altas pueden provocar problemas en el pozo tales como ojos de llave, atrapamientosde tubera o desgaste de la misma o de la tubera de revestimiento (Un siglo de la perforacin en

Mxico, 2000).

NORTE MAGNTICO

Es la direccin de la componente horizontal del campo magntico terrestre en un puntoseleccionado sobre la superficie de la Tierra.

LADO ALTO DEL POZO

Es el lado directamente opuesto a la fuerza de gravedad. El punto que representa el lado alto esimportante para orientar la cara de la herramienta; es conveniente sealar que a una inclinacin de

0 no existe lado alto, en este caso, los lados del pozo o de la herramienta de registrosdireccionales son paralelos al vector de gravedad, y no existe un punto de interseccin desde elcual se pueda definir un lado alto (Un siglo de la perforacin en Mxico, 2000).

Otro concepto importante es que sin inclinacin (0), el pozo no tiene direccin horizontal, es decir,el eje del pozo se representara como un punto y no como una lnea sobre el plano horizontal.

HERRAMIENTA (DE FONDO)

Es cualquier elemento o dispositivo que se incluya en el aparejo de perforacin y se corradentro del pozo. Los motores de fondo, las camisas MWD, las herramientas de registrosdireccionales, etc., son ejemplos de herramientas de fondo.

CARA DE LA HERRAMIENTA (TOOLFACE)

El trmino se usa en relacin a las herramientas desviadoras o a los motores dirigibles y se puedeexpresar en dos formas:

1.- Fsica. El lugar sobre una herramienta desviadora, sealado comnmente con unalnea de marca, que se posiciona hacia una orientacin determinada mientras se perfora, paradeterminar el curso futuro del pozo.

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2.-Conceptual. En el pozo, el trmino (cara de la herramienta toolface) es a menudo utilizadocomo frase corta para referirse a la orientacin de la misma (orientation toolface). Por ejemplo,puede ser la orientacin del sustituto de navegacin de un motor dirigible, expresada como unadireccin desde el Norte o desde la boca del pozo.

La orientacin de la cara de la herramienta, como ya se mencion, es la medida angular de la cara

de una herramienta flexionada con respecto al lado alto del pozo o al Norte (Un siglo de laperforacin en Mxico, 2000).

INTERFERENCIA MAGNTICA

Son los cambios en el campo magntico de la Tierra en las cercanas de la herramienta de registro,causados por la presencia de la tubera de revestimiento u otras tuberas en el pozo, en pozos cercanoso por las propiedades magnticas de la misma formacin.

CORRECCIN POR DECLINACIN MAGNTICAEs la correccin angular en grados, para convertir una lectura magntica a una lectura de norte

verdadero.

4.4.7 TIPOS DE TRAYECTORIAS

El primer paso en la planeacin de un pozo direccional es disear la trayectoria del agujero paraalcanzar el objetivo programado. El diseo inicial debe proponer los diferentes tipos de trayectoriaque pueden ser perforados econmicamente (Vzquez, 2008). El segundo, o diseo final debeincluir los efectos de las condiciones geolgicas sobre los aparejos de fondo (BHAs) que sernutilizados y otros factores que pudieran influenciar la trayectoria final del agujero. Por lo tanto, sepuede decir que la seleccin del tipo de trayectoria depender principalmente de los siguientesfactores:

a) Caractersticas de la estructura geolgica.b) Espaciamiento entre pozos.c) Profundidad vertical.d) Desplazamiento horizontal del objetivo.

La figura 4.8 muestra cuatro tipos de trayectoria ms comunes de pozos que pueden ser perforadospara alcanzar el mismo objetivo. La trayectoria A es una trayectoria de incrementar y mantener; elagujero que penetra el objetivo con un ngulo igual al mximo ngulo de incremento; la trayectoriaB es una trayectoria S modificada y la C es una trayectoria S.

En la trayectoria S el agujero penetra verticalmente al objetivo y en la S modificada el agujero

penetra con un ngulo de inclinacin menor que el ngulo mximo en la seccin de mantenimiento(Vzquez, 2008).

Para la trayectoria D, que es una trayectoria de incremento continuo, la inclinacin continuaincrementndose hasta o a travs del objetivo. La trayectoria de incrementar y mantener requiereel menor ngulo de inclinacin para alcanzar el objetivo, la trayectoria S modificada requieremayor inclinacin y la trayectoria S requiere an ms que la S modificada. La trayectoria deincremento continuo requiere la mayor inclinacin de todos los tipos de trayectoria para alcanzarel objetivo.

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Fig. 4.8 Tipos de trayectorias ms comunes en la perforacin direccional

(Tomado de Un siglo de la perforacin en Mxico, 2000).

4.4.8 ASPECTOS QUE DEBEN SER ANALIZADOS ANTES DE

REALIZAR UNA PERFORACIN DIRECCIONAL

GEOLOGA.

Tipo de formacin. Resistencia y esfuerzo de la roca. Porosidad y permeabilidad.

Presin de formacin. ngulos de echado de la formacin.

FLUIDOS DE PERFORACIN.

Tipo de lodo. Inhibidores. Peso del lodo.

Reologa. Limpieza del agujero. Filtrado del lodo.

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HIDRULICA.

Tamao de la sarta de perforacin. Restricciones de las herramientas de fondo.

Capacidad de las bombas. Tipo de Formacin.

ESTABILIDAD DEL AGUJERO

Esfuerzo de sobrecarga. Perfil de trayectoria. Erosin y derrumbes.

Cerramiento del agujero. Prdida de circulacin o influjo de gas. Lechos de recortes.

4.4.9 HERRAMIENTAS DE LA PERFORACIN DIRECCIONAL.

4. 4. 9.1 B A R R E N A S

La fuerza hidrulica generada erosiona una cavidad en la formacin, lo que permite a labarrena dirigirse en esa direccin. Su perforacin se realiza de forma alternada, es decir, primero seerosiona las formaciones y luego se contina con la perforacin rotaria.

Para lograr el efecto de erosin con la barrena, se utilizan varias tcnicas, una de ellas es utilizaruno o dos chorros de mayor dimetro que el tercero o dos chorros ciegos y uno abierto, por el cualsale el fluido de perforacin a altas velocidades, este efecto se le denomina yeteo (yeting), solo

aplica para barrena tricnicas y bicnicas con un chorro sobresaliente (Leynes, 2009).

4. 4. 9.2 CUCHARAS DEFLECTORAS

Se conocen comercialmente con el nombre de Whipstocks. Bsicamente son herramientas concuerpo de acero, cuya forma asemeja una cuchara punteada y que es asentada dentro del pozocon el objeto de desviar el agujero de su trayectoria original (Leynes, 2009). La cuchara puedeser orientada en una direccin especfica, si esto es requerido. Existen tres diseos de cucharadeflectoras:

Cuchara recuperable: Consiste en una cua larga invertida de acero, que tiene en su extremointerior un canal cncavo punteado, el cual sostiene y gua la sarta de perforacin. En el

extremo inferior est provista de una punta cincel que evita el giro de la herramienta, y en la partesuperior de un cuello por el cual se extrae la herramienta fuera del agujero.

Cuchara de circulacin: La instalacin y utilizacin de este diseo son iguales al de la cuchararecuperable, con la diferencia de poseer un orificio situado en el fondo de la cuchara, el cualpermite circular fluido de perforacin para desalojar los desechos o en caso de que existan problemasde llenado del agujero (Leynes, 2009).

Cuchara permanente: Para este diseo, la cuchara deflectora queda permanente en el pozo, lacual anclada en la parte inferior de la tubera de revestimiento mediante un sistema de cuas. Unavez fijada la cuchara dentro de la tubera de revestimiento, esta sirve de soporte para una sarta con

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fresas, las cuales abren y calibran una ventana en la tubera de revestimiento y para la sarta deperforacin que desva el agujero perforado (Leynes, 2009). Dependiendo de la tecnologa utilizada,se requerirn de uno a tres viajes de tubera, para completar el proceso de desviacin.

4. 4. 9.3 MOTOR DE FONDO

La idea de usar un motor de fondo en el pozo para hacer girar la barrena directamente no esnueva, el primer motor comercial usado fue una turbina (Vzquez, 2008). La USSR concentr susesfuerzos en desarrollar motores de fondo de pozo desde 1920 y ha seguido usndolosextensivamente en sus actividades de perforacin. La primera patente para una turbina deperforacin data de 1873.

Antes de 1945, la West se interes ms en la perforacin rotativa, pero el campo de aplicacin de losmotores de fondo de pozo se increment a partir de 1980 en adelante. El funcionamiento del mismoconsiste en hacer girar la barrena con un determinado torque independientemente del resto de lasarta (Leynes, 2009). El motor de fondo consta de 3 secciones: la de potencia, de transmisin y de

fuerza. A continuacin se describen brevemente cada una de estas secciones del motor de fondo.

Seccin de potencia: Constituida por el rotor y el estator, los cuales tienen lbulos helicoidales quese engranan para formar cavidades helicoidales selladas. Al circular el fluido de perforacin atravs de estas cavidades se obliga al rotor a girar; el estator el cual siempre tiene un lbulo msque el rotor, est moldeado con goma, dentro del cuerpo del motor.

Seccin de transmisin: Es una junta flexible o articulada encargada de transmitir el torque

rotacional al eje conductor, eliminando el movimiento excntrico de la seccin de potencia. La

articulacin permite ajustarle al motor una curvatura que oscila de 0 a 3.

Seccin de rodamientos: El eje conductor est recubierto por un sistema de rodamientos selladosy lubricados, que permiten soportar los cambios de velocidad y torque, sin alterar la transmisin de lacarga axial (peso sobre la barrena, PSB), y las cargas laterales de la sarta a la barrena. Los motores defondo, tienen muchas ventajas en comparacin con el resto de las herramientas deflectoras ya que laconstruccin de la curva se realiza desde el mismo punto de inicio del desvo, lo cual reduce lostiempos por viajes adicionales (Leynes, 2009).

Tanto la tasa de construccin como la de orientacin del agujero son ms precisas, por lo que sepuede obtener un control directo sobre la severidad obtenida durante la perforacin, contribuyendoa un mejor control de la trayectoria del agujero durante la construccin de la curva.

En caso de que se presenten durante la perforacin variaciones de la tasa de construccin, losPDM permiten incrementar o disminuir el ngulo de construccin cuando la trayectoria del pozo lorequiera, teniendo como resultado una curva ms homognea.

Los motores de fondo se dividen en alto y bajo torque, utilizndose los primeros en la construccin delos pozos horizontales. Con respecto a las vueltas en que se hacen girar la barrena, se puedendividir en altas, medianas y bajas. Los motores pueden ser de dos tipos: de turbinas y motor dedesplazamiento positivo.

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1) TURBINALa turbina consta de una seccin con un estator y un rotor de paletas multietapa, una seccin decojinete, un eje de transmisin y una barrena rotativa sustituta. Cada etapa consta de un rotor y unestator de idntico perfil. Los estatores son estacionarios, anclados al cuerpo de la turbina ydefleccionan el flujo de lodo de perforacin hacia los rotores que estn sujetos al eje de transmisin.

Los rotores son forzados a girar; por lo que el eje de transmisin tambin gira y la barrenatambin gira. Se utiliza principalmente para formaciones de alta dureza y para incrementar lasrevoluciones en la barrena a fin de aumentar la tasa de perforacin (Leynes, 2009).

2) MOTOR DE DESPLAZAMIENTO POSITIVOEl motor de desplazamiento positivo (PDM) se ha desarrollado en el mtodo primario de controldireccional. Los PDM son herramientas que manejan fluido de perforacin que regresa a la barrenaindependientemente de la rotacin de la sarta de perforacin; la potencia de un PDM es generadapor un rotor y un estator basado sobre una geometra descrita por Moineau (1923). El rotor y elestator tienen lbulos helicoidales que sirven para formar cavidades selladas con los elides (Fig.

4.9).

Fig. 4.9. Componentes de un motor de desplazamiento positivo (Tomado de Vzquez, 2008)

El flujo de fluido a travs de estas cavidades es la que origina la fuerza al rotor para que este puedarotar. El perfil del estator, que tiene siempre un lbulo ms que el rotor, se modela de cauchodentro de la cubierta de motor.

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El rotor, el cul viaja en un movimiento orbital alrededor de los ejes de la herramienta, seconectado a un acoplamiento flexible o articulado que transmite el torque mientras que se eliminael movimiento orbital; el acoplamiento habilita la cubierta del motor para brindar una curvaturausualmente de 0 a 3.

El acoplador transmite el esfuerzo de torsin a un eje impulsor, el cual se contiene en cojinetes parapermitirle transmitir cargas axiales (peso de la barrena) y laterales de la sarta de perforacin a la

barrena.

Los PDM tienen velocidades de 100 a 300 rpm; son los nicos motores en los que el gasto de fluidoes linealmente proporcional al gasto de flujo y el torque es proporcional a la cada de presingenerada. Un motor dirigible, se configura tpicamente de una curvatura en la parte externa de lasuperficie de la herramienta y dos o ms estabilizadores de un PDM estn configurados para operaren dos modos de sistemas (Fig. 4.10).

Fig. 4.10 Tipos de motores dirigibles (Tomado de Vzquez, 2008)

Los dos modos de operacin son el corredizo (sliding) u orientado y el rotatorio (rotary), y sedescriben a continuacin:

Modo corredizo: En el modo corredizo, el motor dirigible se orienta por la lenta rotacin de la sartausando seales del MWD para determinar la cara de la herramienta o la orientacin de la curvatura;la rotacin requerida para conducir la barrena se genera completamente por el PDM, lacombinacin de estabilizadores y la curvatura de la cubierta genera una carga lateral sobre labarrena, hacindola perforar en direccin de la cara de la herramienta. La capacidad de curvaturade los motores dirigibles son de 1 a 10/100 pies.

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Modo rotatorio: En el modo de movimiento rotativo, la sarta gira y el efecto de curvatura sedesliza, por lo menos en una direccin lejana si se trata. Cuando est rotado, el motor orientado secomporta direccionalmente como un ensamble rotativo en el que la tendencia direccional del motorse determinada por el dimetro y por la colocacin de los estabilizadores. Los motores se instalannormalmente de forma recta en el sentido que rotan, aunque se pueden configurar para construir opara ngulos bajos mientras rota.

Los motores de turbinas son accionados por el fluido de perforacin que mueve a la barrena, losPDM son accionados por un estator, por lo que no se asemejan a los motores de turbinas queutilizan lminas de metal que proporcionan gran resistencia a fluidos de perforacin qumicamenteagresivos y a extremas temperaturas de fondo; sin embargo, la velocidad de la barrena decrececomo la demanda del torque de la barrena aumenta, un incremento en el torque no resulta de unincremento de presin que pueda ser vista en la superficie, por lo tanto, la deteccin deatascamiento de la turbina es ms difcil que en los PDM y su velocidad es mucho ms alta, la cualest cerca de los 1000 rpm. Como muchos PDM, las turbinas pueden ser configuradas dada sucapacidad orientada con curvaturas y estabilizadores.

4.4.9.4 ENSAMBLES ROTARIOS Y ESTABILIZADORES AJUSTABLESLos ensambles rotarios se usan de vez en cuando en los sistemas dirigibles, usualmente ensecciones tangentes donde el objetivo direccional es perforar en direccin recta. Los ensamblesrotarios son ms usados en donde las tendencias de las formaciones son predecibles y los aparejosno son conducidos por motores dirigibles, el peso del lastrabarrena le da una tendencia para cedero flexionar el lado bajo del agujero; la flexibilidad y la longitud del lastrabarrena, el dimetro delestabilizador y la colocacin se dirigen como medios para controlar la cantidad de flexin para darel asentamiento deseado, para disminuir o mantener la tendencia de la direccin. En la figura 4.11.,se observan arreglos para dar la forma al agujero y que consisten en estabilizadores ensambladoscon los lastrabarrenas.

Fig. 4.11. Arreglos comnmente ms usados (Tomado de Vzquez, 2008).

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Los ensambles rotarios fijos tienen una capacidad limitada de ajuste por variaciones en el plan,pero pueden ser prcticos en algunos intervalos de mltiples pozos de desarrollo donde lascaractersticas de las formaciones se pueden identificar y los ensambles pueden ser optimizados.

El dimetro ajustable de los estabilizadores es mejor sobre los ensambles fijos porque el dimetrodel estabilizador se puede ajustar en el fondo del agujero para compaginar las variaciones en elplan. Un BHA correctamente diseado puede producir una tendencia de de inclinacin que se

extienda de una estructura a un descenso usando solo el dimetro del estabilizador. Losestabilizadores ajustables pueden ser usados en cualquier BHA solo rotario o en conjunto conmotores dirigibles para optimizar el modo rotario de la tendencia direccional.

4. 4. 10 HERRAMIENTAS DE MEDICIN DURANTE LAPERFORACIN DIRECCIONAL

Cuando se perfora un pozo direccional es necesario contar con las herramientas que determinancon exactitud las medidas de inclinacin y direccin que se estn obteniendo en el fondo del pozo.Esta informacin es vital para poder llevar un control preciso de la trayectoria del pozo. Las

principales herramientas que se utilizan son:

SINGLE SHOT

Proporciona la informacin de una medida sencilla de inclinacin y direccin del pozo, se corren enagujero descubierto, a travs de la sarta de perforacin, al cual debe instalrsele un drill collar nomagntico (monel), para que su lectura no sea afectada por el magnetismo natural de la Tierra, porla influencia magntica del acero de la sarta o por una tubera de revestimiento cercano (Leynes,2009). Consta de tres partes: un cronmetro o sensor de movimiento, una cmara y un indicador dengulo.

MULTI SHOTProporciona la misma informacin que un single shot, pero como su nombre lo indica, provee

mltiples medidas de inclinacin y direccin del pozo a distintas profundidades (Leynes, 2009).Por lo general, el intervalo de tiempo para realizar cada medida es de 20 segundos. Se utilizaigualmente para agujeros descubiertos, por lo que al igual que el single shot, requiere de la presenciade un monel.

MEDICIONES DURANTE LA PERFORACIN (MWD)

Debido al avance que ha tenido la tecnologa actual, podemos conocer parte de lo que est sucediendo

abajo en la barrena cuando se perfora el pozo, se tiene por ejemplo el control direccional queconsiste de un complejo sistema de telemetra pozo abajo, llamado Measurement While Drilling(MWD). La perforacin direccional es el arte del control de direccin y penetracin angular desde lasuperficie a un objetivo predeterminado, donde se debe tener el mayor flujo de informacin parapoder lograr esta finalidad (Leynes, 2009).

El MWD es una herramienta electromagntica de alta tecnologa, posicionada en la sarta de fondo,que realiza mediciones de agujero, cerca de la barrena y son transmitidas a la superficie sin

interrumpir las operaciones normales de perforacin, es decir, en tiempo real.

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Todos los sistemas MWD, estn compuestos tpicamente por tres componentes principales:sistema de potencia, sensor direccional y sistema de telemetra. Actualmente la herramienta MWD,est firmemente establecida como un elemento que forma parte integral de las operaciones deperforacin direccional. Entre los principales beneficios de la utilizacin de esta herramienta, seencuentran:

1)

Mejora el control y determinacin de la posicin de la barrena.2) Reduce el tiempo de registros.3) Reduce el riesgo de atascamiento por presin diferencial.4) Reduce las patas de perro.5) Reduce el nmero de correcciones con motores de fondo en los pozos.Algunas compaas que fabrican estos equipos incluyen a sus servicios registros de rayos Gamma,resistividad, temperatura anular; adems, en superficie obtenemos la informacin de valores deinclinacin, azimut, posicin de la cara de la herramienta y los parmetros de perforacin queayudan a la eficiencia de la perforacin como son, peso sobre la barrena, torque, velocidad depenetracin, presin de bomba, revoluciones por minuto (RPM), etc (Leynes, 2009). Existen variossistemas para transmitir las medidas desde la herramienta (en el fondo del pozo), hasta lasuperficie; estos pueden ser mediante pulsos a travs del lodo de perforacin, mediante sistema deondas electromagnticas, a travs de sistema de cables aislados o con la utilizacin de sistemasacsticos.

La sarta de sensores MWD, est albergada dentro de una barra electromagntica (monel), ya queposee un dimetro interno superior a uno normal, lo cual contribuye as mismo, a que el flujo defluido de perforacin no sea restringido. Las mediciones realizadas por el MWD, al ser enviadasa la superficie, son decodificadas por un terminal de computacin, para transformarlas a un

sistema mtrico decimal. El sistema en superficie est compuesto por un traductor, caja dedistribuciones, filtro activo, monitor visual, graficador, unidades de cintas magnticas y uncomputadora (Leynes, 2009).

4. 4. 11 HERRAMIENTAS AUXILIARES DE LA PERFORACINDIRECCIONAL

Son herramientas que forman parte de la sarta de fondo. Su utilizacin y posicin, dependen delefecto que se desee lograr durante la construccin de la trayectoria del pozo.

ESTABILIZADORES

Estos equipos son los encargados de darle a la sarta de perforacin firmeza y seguridad, ya que

actan protegiendo los equipos de las paredes del agujero y controlando la desviacin del pozo(Leynes, 2009). Los estabilizadores tienen como funcin proporcionar una buena rea de contactocon la formacin para as dar a la barrena y a la tubera mayor centralizacin y en algunos casosservir como punto de apoyo para la barrena. Su ubicacin en la sarta de perforacin depende delefecto que se quiera obtener en la trayectoria del pozo, ya sea, controlar o modificar el ngulo deinclinacin del pozo; existen varios tipos, los ms utilizados son:

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Tipo camisa: Es aquel en el que solo se requiere cambiar de camisa, si se necesita un estabilizador dediferente dimetro, o cuando haya desgaste en alguna de las aletas.

Tipo integral: Es aquel que se tiene que cambiar completamente, cada vez que se requiera unestabilizador de diferentes dimetros.

LASTRABARRENAS (DRILL COLLARS)Los lastrabarrenas o drill collars lo constituye un conjunto de tubos de acero o metal no magnticode amplio espesor. Estos tubos vienen conectados por encima de la barrena en el fondo de la sarta, lamisma proporciona rigidez y peso lo que causa un efecto de cargas axiales requeridas por la

barrena para su completo funcionamiento dentro de la formacin (Leynes, 2009). Existen tresgrupos bsicos de lastrabarrenas: normal, espiral y muescados.

MARTILLO

Es una herramienta que se coloca en la sarta de perforacin para ser utilizada nicamente, en casode que exista una pega de tubera en el agujero. Pueden ser mecnicos, hidrulicos e hidromecnicos.Cuando es accionado, proporciona a la sarta una fuerza de impacto hacia arriba o hacia abajo.

TUBERA PESADA O DE TRANSICIN (HEAVY WEIGHT DRILL PIPE)

Es simplemente una barra (o porta barrena) de menor tamao que tiene en los extremos juntas deconexin para tubera de perforacin. Debido a su menor tamao ofrece un menor contacto conlas paredes del agujero, la tubera de transicin ofrece mayor estabilidad, lo cual permite aloperador direccional tener un mejor control del ngulo y direccin del pozo (Leynes, 2009).

La experiencia de campo nos indica que entre los drill collars y la tubera de perforacin se deben

instalar no menos de 12 a 15 tubos heavy weight, en pozos direccionales suelen usarse hasta 30 tuboso ms. Las excesivas fallas en las conexiones y en los porta barrenas se deben a que estos se doblen,mientras giran a travs de los cambios de ngulo, lo cual produce torsin de rotacin, posibilidad deatascamiento, arrastre y friccin; afectando el control direccional del pozo.

4. 4. 12 VENTAJAS DE LOS POZOS DIRECCIONALES

Las principales ventajas de perforar pozos direccionales son:

1) Mayor rea de contacto con la zona de inters, es decir, que se desplaza dentro del yacimiento,por consiguiente hay una mayor productividad del pozo.

2)

Altos gastos de produccin, se podran decir que de 3 a 6 veces ms que la tasa de un pozovertical en la misma rea.3) Incremento de recuperacin por acceso a mas petrleo y/o gas.4) Reduce la conificacin de agua y/o gas en formaciones con problemas de interfase de fluidos;

tambin reduce los problemas de produccin de arena, por lo que es probable que aumentela recuperacin, ya que se tienen menores cadas de presin.

5) Baja el gasto de produccin por unidad de longitud de la seccin horizontal.6) Aumenta la inyectividad, en casos de inyeccin de fluidos.

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7) Pueden hacerse perforaciones horizontales perpendiculares a las fracturas, en yacimientosnaturalmente fracturados para aumentar la productividad.

8) Puede reemplazar hasta cuatro pozos verticales dentro de un mismo yacimiento, dependiendodel espaciamiento.

9) Mejora la eficiencia de barrido en proyectos de recuperacin mejorada.

4. 4. 13 PROBLEMAS POTENCIALES DURANTE LA PERFORACIN DEPOZOS DIRECCIONALES

Los principales problemas que se pueden evitar con la perforacin de pozos direccionales son (Leynes,2009):

1) Mltiples viajes, entrando y sacando tubera.2) Prevencin/remediacin de pegaduras de tubera por problema de presin diferencial.3) Torque excesivo.4) Limpieza del agujero y asentamiento de recortes de perforacin en el fondo del pozo, o en una

tangente muy prolongada.5) Control del peso de la barrena para obtener y mantener control direccional.6) Problema de cementacin de la tubera de revestimiento o liner.7) En el caso de un pozo horizontal este es de 1.3 a 4 veces mayor que el de un pozo vertical,

dependiendo del mtodo de perforacin y de la tcnica de terminacin empleada.

4. 4. 14 FACTORES A CONSIDERAR EN LA PLANEACIN DE LAPERFORACIN DIRECCIONAL

Como en cualquier proyecto, se tiene que elaborar una planeacin para la creacin del mismo, espor ello que cuando se hace el plan de trabajo de cmo realizar la explotacin de un campo

utilizando pozos direccionales, es necesario considerar los siguientes factores:

TAMAO Y FORMA DEL OBJETIVO A PERFORAR

El primer paso para la planificacin de la perforacin de un pozo direccional consiste en especificarel objetivo, es decir la zona que debe penetrar el pozo a una profundidad dada. El tamao y la formadependen generalmente de las caractersticas geolgicas y de la localizacin de la zona productoracon relacin a los lmites del yacimiento, al espaciado de los pozos y al impacto social y ecolgico(Crdenas, 2008).

SELECCIN DE LA UBICACIN PTIMA DEL EQUIPO DE PERFORACINEs fundamental escoger un sitio ptimo para situar el equipo de perforacin, a fin de aprovechar lastendencias naturales de desviacin que tienen las formaciones, ya que estas tendencias ejercen unmarcado efecto sobre el grado de inclinacin del pozo. Por ejemplo, se ha observado que cuando seperfora en intercalaciones alternas de formaciones blandas y duras con una barrena bienestabilizada, el rumbo del pozo suele ser perpendicular al plano de estratificacin, sin embargo,cuando el echado de la formacin estratificada es de ms de 45, la barrena tiende a perforar enparalelo con el plano de estratificacin, esta tendencia tambin se presenta en la perforacindireccional (Crdenas, 2008).

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Si se desea perforar echado arriba nada obstaculiza las tendencias de la barrena y la inclinacin sepuede aumentar rpidamente, pero si se desea perforar a la izquierda del echado arriba, la barrenatendera a perforar hacia la derecha, y si se perfora a la derecha del echado arriba, la barrena sedesva hacia la izquierda. Por consiguiente, la eleccin de una localizacin ptima para el equipo deperforacin se debe basar en toda la informacin conocida del subsuelo para poder aprovechar lastendencias de las formaciones y minimizar la posibilidad de que el pozo se desve hacia otra

direccin no deseada.

DIMETRO DEL POZO

Los pozos de mayor dimetro son ms fciles de controlar que los de dimetro pequeo, porque enestos ltimos se utilizan conjuntos de lastrabarrenas y tuberas ms pequeas y ms flexibles. Porconsiguiente, en pozos de dimetro reducidos las caractersticas de las formaciones ejercen unefecto ms pronunciado en la perdida de rumbo del pozo.

PROGRAMA DE TUBERAS DE REVESTIMIENTO (TRS) Y DE LODOEn la mayora de los casos, en los programas de perforacin direccional, se pueden utilizar losmismos programas de tubera de revestimiento que se usan en perforacin vertical; una excepcines que en pozos muy profundos o muy inclinados, es necesario instalar empacadores en la sarta deperforacin a fin de evitar el desgaste de esta y de la TR por la tendencia a mayor contacto(Crdenas, 2008). El control del lodo tambin es muy importante para aminorar el arrastre enpozos direccionales, con la utilizacin de aditivos reductores de friccin y de densidad, as como deviscosidad; se logran aminorar el arrastre, obviamente la calidad de los aditivos se debe mantenerbajo control en todo momento.

EFECTO DEL MAGNETISMO

La experiencia ha demostrado que la sarta de perforacin en ocasiones se magnetiza y esto puedeafectar los instrumentos utilizados para estudios direccionales, no obstante, este efecto puede sercompensado usando lastrabarrenas no magnticas que evitan las inconsistencias de los registrospor efecto del magnetismo (Crdenas, 2008). Adems, los estudios direccionales que se toman pozoabajo cerca de pozos existentes pueden ser afectados por el magnetismo residual de las sartas derevestimientos de dichos pozos, aun cuando el magnetismo es de pequea magnitud en estas zonas,debe tenerse en cuenta en la planeacin inicial, a fin de que no se convierta en un problema para latoma de informacin.

SELECCIN DEL PUNTO INICIAL DE DESVIACIN

Un factor determinante en el xito de la operacin es la eleccin del punto inicial de desviacin msapropiado, es decir, la profundidad a la cual debe comenzar la perforacin del tramo desviado.Tambin debe prestarse especial atencin al ngulo de inclinacin necesario para lograr ladesviacin deseada (Crdenas, 2008). En la mayora de los casos deben usarse ngulos grandes delrango de 15 a 45, ya que con ellos existe mayor flexibilidad para elegir el punto inicial msadecuado. Con ellos adems se logra una mayor estabilidad del rumbo que con ngulos de menorgrado, como es el caso de 5 a 10 .

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DESPLAZAMIENTO LATERAL

El desplazamiento lateral o avance, es la proyeccin del desplazamiento angular de la barrena, yasea a la derecha o izquierda dependiendo del echado y de la compactacin de la formacin objetivo.Por consiguiente, el plano direccional debe concebirse cuidadosamente a fin de poder tolerar undesplazamiento de unos pocos grados a uno y otro lado de la lnea horizontal imaginara que

conecta la localizacin de la superficie con la ubicacin del objetivo (Crdenas, 2008). Esimportante mencionar que un lmite aceptable en el desplazamiento lateral, va a depender delespaciamiento entre los pozos (radio de drene), ya que si no se considera esto, podra existirinterferencia entre pozos vecinos, disminuyendo la productividad de ellos.

4. 5 PERFORACIN HORIZONTAL

4. 5. 1 GENERALIDADES

El primer pozo horizontal en Mxico se perfor en 1991, con el objetivo de atravesar diferentescuerpos de areniscas de la formacin Chicontepec en el campo Agua Fra, del distrito Poza Rica enla Regin Norte, los pozos 801-H, 801-H2, 807-H y 817-H fueron perforados con una longitudhorizontal de alrededor de 1000 m, para tratar de incrementar la productividad. En la actualidadhay alrededor de 675 patentes provenientes de los potenciales proveedores de esta tecnologa;existen aproximadamente 11,300 documentos escritos sobre perforacin horizontal (SPE, 2006),esto nos da una idea clara de la madurez de esta tecnologa y las ventajas de su uso, ya que no sevislumbra algn tipo de problema o riesgo en el suministro de equipos y servicios tcnicos(Crdenas, 2008).

Un pozo horizontal es aquel donde la ltima etapa del pozo que se perfora (zona productora) esaproximadamente de 90 con respecto a la vertical. Los pozos horizontales son utilizados para

incrementar los ritmos de produccin ya que con esta tcnica de perforacin se aumenta el rea dedrene y su eficiencia por gravedad, la perforacin horizontal permite desarrollar campos costaafuera con menor nmero de pozos, plataformas ms pequeas y econmicas que lasconvencionales (Crdenas, 2008). La perforacin horizontal se puede aplicar a yacimientos de bajapermeabilidad, a yacimientos cuyos fluidos son de alta viscosidad y a yacimientos naturalmentefracturados, donde se comunica a las fracturas con el pozo, ayudando al flujo de los fluidos delyacimiento.

Los pozos horizontales permiten incrementar el rea de contacto del yacimiento y aumentan laproductividad por arriba de la que puede proporcionar un pozo vertical. Los pozos horizontalestambin pueden reducir la tendencia a la conificacin en yacimientos con cuerpos de agua o

casquete de gas, ya que generan una baja presin diferencial alrededor del pozo perforado(Vzquez, 2008). La productividad de los pozos horizontales puede ser mayor que la de los pozosverticales por muchas razones:

Los pozos horizontales generan una gran rea de comunicacin con la formacin productora. Atraviesan perpendicularmente el sistema natural de fracturas, reduce los problemas de

arenamiento y de conificacin de agua y/o gas.

Por lo general justifica los costos de perforacin con grandes gastos de produccin.

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Reducen las cadas de presin ya que generan una gran eficiencia de drenaje de la formacinproductora al lograr un mejor control.

Se mejora el manejo del yacimiento. Se produce en zonas de poco espesor donde la perforacin vertical es antieconmica. Se pueden inyectar fluidos como mtodo de recuperacin mejorada (recuperacin trmica). Se puede lograr una mayor recuperacin de petrleo en yacimientos de baja permeabilidad.4. 5. 2 MTODOS DE PERFORACIN HORIZONTAL

La perforacin horizontal inicia con una seccin vertical o con cierta orientacin, para despuscontinuar con la construccin de una curva de 0 a 90 antes de entrar francamente al intervalohorizontal de inters (Crdenas, 2008). Para lograr tal horizontalidad se utilizan los siguientesmtodos de construccin de radio de curvatura (figura 4.12):

1) Mtodo del radio de curvatura largo (LTR)2) Mtodo del radio de curvatura medio (MTR)3) Mtodo del radio de curvatura corto(STR)4) Mtodo del radio de curvatura ultracorto (USTR)

Fig. 4.12 Esquema de las diferentes tcnicas de perforacin horizontal(Tomado de S.D.Joshi P.h.d, 1991).

Los lmites de los radios de curvatura se encuentran en los siguientes rangos:

1) Radio ultra corto R = 1 - 2 pies, L = 100 200 pies.2) Radio corto R = 20 40 pies, L = 100 800 pies.3) Radio medio R = 300 800 pies, L = 1000 4000 pies.4) Radio largo R 1000 pies, L = 1000 4000 pies.

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Radio de curvatura largo: En este caso la curva se va construyendo desde una profundidaddeterminada por encina del yacimiento, hasta lograr la direccin horizontal y completar lalongitud a perforar a travs de la formacin productora; la curvatura alcanza un radio de 1000a 4000 pies con una relacin de desviacin de hasta 6 por cada 100 pies de longitud (Crdenas,2008). Esta tcnica es la ms comn y aplicable en pozos costa fuera, para minimizar losimpactos ambientales y reducir los costos de campos en desarrollo. Las herramientas que se

utilizan para alcanzar la horizontalidad en el pozo son aparejos de fondo convencionales conmontajes de cucharas convencionales, uso de motores de fondo, perforacin direccionalrotatoria, etc.

Radio de curvatura mediano: Esta tcnica es la ms utilizada en pozos terrestres, la tcnicadebe ser primordialmente aplicada en formaciones objetivo donde su limites son estrechos, porejemplo dentro de los yacimientos con propiedades especiales tales como fracturas naturalesque requieren de un agujero horizontal para incrementar la productividad, pero cuyas capasadyacentes de gas y subyacentes de agua se encuentran a una distancia estrecha (Crdenas,2008). La ejecucin de radio medio requiere de soportes tcnicos, aparejos de fondo flexible ytecnologa ms especializada; la razn del ngulo de desviacin con respecto a la profundidad

perforada es del orden de 6 a 20 por cada 100 pies, alcanzando radios de curvatura de 290 a950 pies. Las principales ventajas de esta tecnologa son, menores profundidades desarrolladas,menos torque y arrastre, bajos costos y utilizacin de herramientas convencionales.

Radio de curvatura cort: La tecnologa de radio corto ha sido aplicada en la perforacin depozos en donde las formaciones tienen problemas por encima de la direccin del yacimiento, obien, por razones econmicas. De esta manera el agujero se comunica y se extiende dentro delyacimiento; tambin suele utilizarse esta tcnica, para una seccin horizontal en pozos yaexistentes con baja productividad y por cambi de objetivo (Crdenas, 2008). Rigurosamente seutilizan herramientas articuladas y especializadas en la sarta de perforacin como es el TopDrive; la relacin del ngulo de desviacin con respecto a la longitud perforada para obtener unradio cort es del orden de 1.5 a 3 por pie, con lo cual se forman radios de curvatura de 20 a

40 pies. Radio de curvatura ultracorto: Esta tcnica es muy apropiada en la aplicacin de inyeccin de

agua en formaciones blandas, no consolidadas y depresionadas. La aplicacin ms comn de laperforacin radial ultra corta dentro del yacimiento, se usa para reducir el depresionamientodel yacimiento por segregacin gravitacional o para la inyeccin de vapores u otros fluidosdentro del yacimiento. La relacin del ngulo de inclinacin con respecto a la profundidadperforada es superior a los 3 por pie, con lo que se logran radios de curvatura de hasta un pie(Crdenas, 2008).

En general, la mayora de los pozos horizontales del mundo han sido perforados usando la tcnica

de radio medio; aunque en forma limitada unos pocos pozos han sido perforados usando la tcnicade radio corto y ultracorto. La tcnica de radio medio y largo es utilizada comnmente en pozosnuevos, mientras que la utilizacin de radio corto y ultra corto son en primera instanciaoperaciones de reentrada en pozos verticales existentes.

Los costos de perforacin son proporcionales a la longitud del pozo, as, un pozo de radio mediopuede ser ms costoso que un pozo con un radio ultracorto o corto, no obstante, los pozoshorizontales tienen un costo de 1.2 a 2.5 veces ms que los pozos verticales en la misma rea y encondiciones similares (Crdenas, 2008).

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Sin embargo, en muchas zonas se puede disminuir esta inversin al utilizar pozos verticales yaexistentes y reterminarlos como pozos horizontales, puesto que ello implica una reduccin delcosto del 12 al 50 %, si lo comparamos con el costo de un pozo horizontal nuevo. Los pozoshorizontales pueden ser terminados en agujero descubierto, con liners ranurados, liners preempacados, liners con empacadores externos, o con liners cementados y perforados. Estos mtodosde terminacin se muestran en la figura 4.13.

Fig.4.13. Tcnicas de terminacin para pozos horizontales (Tomado de Vzquez, 2008).

4. 5. 3 APLICACIN DE LOS POZOS HORIZONTALES

Las principales aplicaciones en las que los pozos horizontales han tenido xito son las siguientes:

Yacimientos Estrechos: Los pozos horizontales presentan mayor efectividad en formaciones dedelgado espesor, ya que la utilizacin de pozos verticales resulta antieconmico, debido a que conun pozo horizontal de alcance extendido se tiene mayor rea de contacto que con varios pozos

verticales (Crdenas, 2008).Yacimientos naturalmente fracturados: La utilizacin de pozos horizontales en yacimientosnaturalmente fracturados, permiten un aumento en la productividad por encima de los pozosverticales debido a la alta probabilidad de intersectar las fracturas y drenarlas efectivamente.

Formaciones con conificacin de agua y gas: Los pozos de gran longitud mantienen una taza altade produccin, aunque la produccin por unidad de longitud sea pequea, con lo cual se reduce laconificacin de agua y gas, ya que se minimiza la presin diferencial en la regin cercana al pozo(Crdenas, 2008).

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Esto ha tenido varias aplicaciones en campos con conificacin de gas y agua en yacimientos dearenas y carbonatos alrededor del mundo, algunas exitosas aunque otras no han dado losresultados esperados.

Yacimientos de Aceite Pesado: La utilizacin de pozos horizontales en yacimientos de aceitepesado ha tenido gran desarrollo en campos de Canad, Venezuela y California en los Estados

Unidos, pues se tienen resultados satisfactorios y viabilidad econmica (Crdenas, 2008).El pozo horizontal Edad West en la arena Sparky en Canad, produce ms de 7 veces la tasa de unpozo vertical promedio, igualmente los pozos horizontales en el Lago Maracaibo en Venezuelaproducen a una tasa de ms del doble de los pozos verticales.

Aplicacin en la Recuperacin Mejorada. Los pozos horizontales pueden ser utilizados comoinyectores o productores en proyectos de recuperacin mejorada, ya que un pozo inyector largomejora la inyectividad al proporcionar una gran rea de contacto con el yacimiento, tambinmejorar la eficiencia de barrido con una apropiada orientacin de los pozos horizontales (Crdenas,2008).

En la actualidad se estn utilizando pozos horizontales en la modalidad de dual apilados como

mtodo de recuperacin mejorada en aceites pesados.

a) Drene Gravitacional Asistido por Vapor (Steam Assisted Gravity Drainage (SAGD)): Esteproceso se est convirtiendo en una tecnologa dominante empleada en la recuperacin deaceite pesado, donde Canad ha jugado un papel lder en el desarrollo y aplicacin del proceso(Crdenas, 2008). En el SAGD, se utilizan dos pozos horizontales superpuestos (dual apilado)separados por una distancia de algunos metros, colocados cerca del fondo de la formacinproductora (Figura 4.14).

El pozo horizontal superior es utilizado para inyectar vapor, el cual se eleva bajo fuerzas deexpansin y forma una cmara de vapor arriba del pozo, el pozo inferior por su parte, es usadopara colectar los fluidos producidos (agua de formacin, condensado y aceite). El vapor esalimentado continuamente dentro de una creciente cmara de vapor y al elevarse se condensaen el lmite de la cmara, calentando y llevando al aceite al pozo productor (Crdenas, 2008).

b) Inyeccin de agua: La aplicacin de los pozos horizontales perforados para la inyeccin deagua parece ser muy prometedora para obtener una recuperacin adicional. Recientemente, sehan perforado algunos pozos horizontales en U.S.A y Canad para inyeccin de agua; sinembargo, no hay datos publicados disponibles de los resultados. Unos cuantos pozoshorizontales han sido perforados en yacimientos donde el agua se inyecta por debajo de la

estructura para mantener la presin.

c) Inyeccin miscible: Las aplicaciones de inyeccin miscible han sido exitosas en Canad,actualmente muchas referencias muestran una delgada capa de aceite entre la capa superior degas y la inferior de agua; se inyecta un solvente miscible en lo alto de la estructura, por lo quelos pozos horizontales son perforados cerca de la zona de agua. El aceite es conducido haciaabajo y recuperado o capturado en los pozos horizontales (Oilfield Review, 2002/2003).

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Fig. 4.14. Drenaje gravitacional asistido por vapor (Oilfield Review, 2002/2003).

4. 6 POZOS MULTILATERALES

4.6.1 GENERALIDADES

El primer pozo multilateral en Mxico fue el pozo Papan-93, el cual se ubica al sur de Veracruz. Unpozo multilateral se define como uno o ms pozos (laterales) perforados desde un pozo primario(piloto), en donde los laterales y el piloto pueden ser horizontales o desviados (Crdenas, 2008). Elpozo puede producir conjuntamente todos los brazos o ramales desde un mismo yacimiento o tenerbrazos o ramales con produccin independiente desde diferentes yacimientos (Figura 4.15).

Fig.4.15. Esquema de perforacin multilateral (Oilfield Review, 2002/2003).

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La perforacin multilateral es el proceso de perforacin mltiple de varios pozos con el fin deincrementar el rea de drene del yacimiento, es decir, perforar uno o varios ramales (laterales) enmltiples direcciones dentro de una seccin ya sea horizontal, vertical o direccional y lograr elincremento eficiente de la produccin de hidrocarburos mientras se reducen los costos e impactosambientales de comunicacin en superficie.

En cuanto a la utilizacin de esta tecnologa en pozos ya existentes (reentradas), se refiere a lasoperaciones de perforacin y terminacin que se realizan para abrir una ventana en la TR y desdeel mismo agujero ya existente, direccionar los ramales cuando se tienen varios horizontes sin serexplotados en el rea (Crdenas, 2008).

4.6.2 APLICACIONES Y BENEFICIOS DE LOS POZOS MULTILATERALES.

Los pozos multilaterales exigen una inversin inicial adicional en equipos pero permiten bajarpotencialmente las erogaciones de capital totales y los costos de desarrollo, as como los gastosoperativos debido a la menor cantidad de pozos necesarios para la explotacin de campos(Crdenas, 2008). Esta tecnologa reduce las necesidades en trminos de cabezales de pozo, tubos

elevados de las plataformas y terminaciones submarinas, lo que permite reducir los costos yutilizacin de las bocas de cabezales de pozos en las plataformas marinas.

Los pozos multilaterales tambin permiten minimizar la extensin de las localizacionessuperficiales y mitigar el impacto ambiental en mar adentro, tambin reducen los riesgos deperforaciones problemticas al reducir la exposicin reiterada del personal de perforacin y enotros casos ayudan a controlar la entrada de gas y de agua.

En general los pozos ramificados son tiles por las siguientes razones:

Son muy rentables para la produccin de horizontes mltiples delgados, ya que los ramaleshacen las veces de fracturas mecnicas extensas.

En yacimientos donde hay un solo horizonte productor de gran espesor y con grananisotropa vertical, los yacimientos multilaterales maximizan el rea de drene a un costomenor.

Con el advenimiento de la cultura por el cuidado del medio ambiente, este tipo de pozosreducen considerablemente el impacto ambiental, menos localizaciones, menos aparatos debombeo, menor ruido, menor cantidad de lneas de transporte, menos caminos, etc.

En yacimientos donde el gradiente de fractura vertical es mayor que el horizontal y lafractura se genera horizontalmente, la utilizacin de pozos multilaterales resulta en unmayor aprovechamiento de los canales preferenciales al flujo.

En pozos costa afuera, donde el traslado de una plataforma es muy significativo en el costototal del pozo.

En yacimientos marginales, donde es imperativo reducir los costos de produccin ymantenimiento.

Tambin se reducen costos de horas de equipo, personal, tuberas, instrumental,supervisin, etc.

En la figura 4.16, se esquematizan las principales aplicaciones de la perforacin multilateral en

la explotacin de yacimientos petroleros.

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Figura 4.17. Principales aplicaciones de pozos multilaterales (Crdenas, 2008).

4. 6. 3 CLASIFICACIN DE LOS POZOS MULTILATERALES.

Los pozos multilaterales se pueden clasificar de acuerdo al nmero de ramales o laterales quetienen en el diseo, es as que se tienen las siguientes formas bsicas (Crdenas, 2008):

Dual apilado. Dual tipo ala de gaviota. Dual tipo horquilla o tenedor.

Triple apilado. Triple tipo pata de cuervo. Tipo espina dorsal o pescado.

De la combinacin de estas se tienen ramificaciones ms complejas:

Laterales simples horizontales apilados. Dual apilado con espinas de pescado. Dual lateral ala de gaviota con espina de pescado. Lateral tipo pata de cuervo con espinas de pescado.

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En la figuras 4.18 y 4.19, se muestran las formas bsicas y con cierto grado de complejidad de lospozos multilaterales:

Figura 4.18. Formas bsicas de los pozos multilaterales(Oilfield Review, 2002/2003).

Figura 4.19. Trayectoria real de 10 pozos multilaterales donde se observanramificaciones ms complejas (Oilfield Review, 2002/2003).

Los ramales laterales horizontales, que conforman arreglos de tipo horquilla, abanicos o espinasdorsales, tienen como objetivo una sola zona y estn destinados a maximizar la produccin deyacimientos someros, de baja presin, y yacimientos de petrleo pesado, aumentando el rea decontacto (Crdenas, 2008). Los tramos laterales apilados verticalmente, resultan efectivos enformaciones tabulares o en yacimientos estratificados, ya que la mezcla de la produccin de varioshorizontes aumenta la productividad del pozo y mejora la recuperacin.

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En formaciones naturalmente fracturadas, los dos tramos laterales opuestos (tipo ala de gaviota)pueden interceptar ms fracturas que un solo pozo horizontal, especialmente si se conoce laorientacin de los esfuerzos en el subsuelo, disminuyendo costos de perforacin. Otra clasificacinpara los pozos multilaterales se basa en la complejidad del tipo de terminacin y conexiones con elpozo primario; es as que los pozos multilaterales se caracterizan de acuerdo con las definicionesestablecidas en el foro de Avance Tcnico de Pozos Multilaterales (Technical Advancements in

Multilaterals (TAML)), celebrado en Aberdeen, Escocia el 26 de julio de 1999 y actualizado en juliode 2002. Estos estndares clasifican a los pozos multilaterales en 6 niveles, estando en ese mismoorden creciente la complejidad en la perforacin y la flexibilidad de terminacin del mismo, lo queincide directamente en el incremento del costo del pozo (Figura 4.20) (Crdenas, 2008).

Figura 4.20. Clasificacin de los pozos multilateralesde acuerdo a TAML (Crdenas, 2008).

Las conexiones laterales constituyen un elemento crtico de las terminaciones de los pozosmultilaterales y pueden fallar bajo la accin de esfuerzos existentes en el subsuelo y ante las fuerzasinducidas por la temperatura y las presiones diferenciales que se desarrollan durante la produccindel pozo.

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Las conexiones se dividen en dos grupos generales aquellas que no presentan integridad hidrulica(Niveles 1, 2, 3 y 4) y las que si lo hacen (Niveles 5 y 6) (Figura 4.21); el xito de los pozosmultilaterales depende la durabilidad, la versatilidad y la accesibilidad de las conexiones (Crdenas,2008).

Los sistemas de conexiones ms utilizados corresponden a los niveles 3 y 6, las conexiones del nivel

3 incorporan un empalme y una conexin mecnica entre la tubera de revestimiento del tramolateral y la tubera de revestimiento primaria. Las conexiones Nivel 6, forman parte integral de lasarta de revestimiento primara que ofrece integridad hidrulica y acceso a los tramos laterales.

Figura 4.21. Clasificacin de las conexiones de pozos multilaterales de acuerdo a TAML

(Oilfield Review, 2002/2003).

Un aspecto importante para elegir el tipo de pozo multilateral, es incluir los requerimientos que setengan, as como las restricciones existentes para disear el pozo. De acuerdo a las guas prcticasrecomendadas por TAML, los sistemas ms sencillos (Nivel 1 y 2), son los ms recomendados parainiciar la implementacin de dicha tecnologa, con lo cual se puede ganar experiencia, conocimientoy confianza en los sistemas, permitiendo con esto una buena planeacin del diseo del pozo dentrodel proyecto para explotar el campo en estudio (Crdenas, 2008).

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4. 7 POZOS DE ALCANCE EXTENDIDO

4. 7. 1 INTRODUCCIN

Los pozos de alcance extendido son aquellos que tienen una relacin desplazamiento horizontal/profundidad vertical verdadera (DH/PVV) mayor a 2, sin embargo, debido a los avances

tecnolgicos actuales, se perforan con mayor frecuencia pozos con relaciones mayores a 3.5, sinlimitar el tipo de trayectoria que puedan tener. Es posible planear los pozos de alcance extendidotanto como pozos direccionales o pozos horizontales, dependiendo de las condiciones geolgicas yde la infraestructura. Diversas compaas de servicio en el ambiente petrolero han patentado hastael ao 2007, 51 invenciones en perforacin de alcance extendido.

As mismo existen alrededor de 16,430 documentos (segn SPE, 2007) en temas relacionados con,dimetros de tuberas de perforacin y revestimiento, aspectos de torque y arrastre, uso de tuberaflexible, flexibilidad para tratamientos, sistemas de control de arena, productividad, fluidos,motores de fondo, sistema rotatorio, lecciones aprendidas, etc. (Crdenas, 2008).

4. 7. 2 APLICACIONES Y BENEFICIOS

El tipo de formacin para aplicar esta tecnologa no son una limitante ya que se ha aplicado enarenas, carbonatos y en algunas ocasiones se han atravesado grandes columnas de lutitas, noobstante las condiciones geolgicas idneas para su aplicacin son bloques afallados, en donde supropsito ha sido establecer una comunicacin y obtener la mayor produccin posible.

Los pozos de alcance extendido pueden utilizarse para optimizar el desarrollo de pozos costaafuera, ya que reducen el nmero de pozos y plataformas, incrementan la recuperacin final delcampo debido a la mayor rea del yacimiento expuesto. Adems, es posible acondicionar en forma

relativamente econmica equipo viejos para perforar y terminar pozos de alcance extendido,adicionando entre otras cosas un Top drive (Crdenas, 2008).

Otra aplicacin trascendente es el desarrollo de yacimientos someros costa afuera desde unalocalizacin terrestre, evitndose los costos de una plataforma marina y reduciendo el impacto almedio ambiente marino, que en ciertas situaciones puede ser un factor decisivo en la explotacindel campo.

4. 8 FRACTUAMIENTO HIDRAULICO

4.8.1 ANTECEDENTES

Los primeros trabajos de fracturamiento hidrulico, de tipo comercial, fueron realizados por laempresa Halliburton Oil Well Cementing Company en 1949, la tcnica pas por muchos cambioshasta alcanzar los procedimientos que actualmente se conocen (Vzquez, 2008). Desde entonceshasta nuestros das, se han realizado grandes avances en la materia y su optimizacin en funcindel logro de sus objetivos ha hecho que tres de cada cuatro pozos fracturados hayan incrementadosu produccin de un modo rentable y aumentado tremendamente las reservas potenciales.

Los primeros trabajos de fracturamiento hidrulico fueron realizados con pequeos volmenes defluidos altamente viscosos, cuando ocasionalmente se realizaron trabajos con mayores volmenes,

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para lo cual se requeran mayores gastos de inyeccin, se descubri que su resultado eran mayoresincrementos sostenidos de produccin. Como resultado de esto se comenzaron a aumentar lostamaos de los trabajos as como los gastos de produccin. Con el uso de altos gastos de inyeccinse empez a considerar que quizs ya no eran necesarios los fluidos de alta viscosidad y se hicieronpruebas con fluidos menos costosos, de baja viscosidad, obtenindose buenos resultados.

A finales de 1952 se comenzaron a usar los residuos de la refinacin del petrleo como fluido de

perforacin, as como crudos ms pesados e hidrocarburos gelificados; estas alternativaspermitieron mayores volmenes por dlar de costo. Posteriormente se hicieron populares losfluidos en base aceite, mientras que el tamao de los trabajos se increment paulatinamente.Aunque actualmente se siguen realizando trabajos de pequeos volmenes, es comn dedicarvarios millones de dlares al fracturamiento hidrulico de un pozo, utilizndose de 200,000 a500,000 galones de fluido de fractura y 500,000 a 2, 000,000 libras de agente sustentante.

Hoy en da la produccin de muchos campos petroleros es debida a la aplicacin de esta tcnica; asmismo, gracias a la posibilidad de uso de la misma, muchos horizontes que seran descartados porlos operadores por considerarlos comercialmente no productivos, son explotados actualmente demanera exitosa.

4.8.2 DEFINICIN DE FRACTURAMIENTO

Un tratamiento de fracturamiento consiste esencialmente en el rompimiento de una seccinproductora de la formacin mediante una fuerza hidrulica ejercida por un fluido, generalmente,conteniendo una arena que fungir como sustentante para mantener la fractura generada abierta.El fracturamiento hidrulico es un proceso de estimulacin de pozos, que relaciona tres aspectos dela perforacin:

1. Presiones de inyeccin en pozos.2. Prdidas de circulacin.3. Rompimiento de la formacin (cementaciones forzadas).

El propsito fundamental de un fracturamiento es incrementar las condiciones de flujo hacia elpozo, mediante la apertura de canales de flujo generados por una presi

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