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UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA EQUINOCCIAL
FACULTAD DE CIENCIAS DE LA INGENIERÍA
CARRERA DE INGENIERÍA DE PETRÓLEOS
ANÁLISIS Y DISEÑO DE UN PLAN DE BROCAS
ESTANDARIZADO MEDIANTE EL ESTUDIO LITOLÓGICO Y DE
PARÁMETROS OPERACIONALES PARA LA PERFORACIÓN DE
POZOS DIRECCIONALES EN EL CAMPO SACHA
TRABAJO PREVIO A LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO
DE INGENIERO DE PETRÓLEOS
JONATHAN DANIEL VELASCO CARRILLO
DIRECTOR: ING. RAÚL BALDEÓN LÓPEZ, M.Sc.
Quito, ENERO 2015
iii
DECLARACIÓN
Yo JONATHAN DANIEL VELASCO CARRILLO, declaro que el trabajo aquí
descrito es de mi autoría; que no ha sido previamente presentado para ningún
grado o calificación profesional; y, que he consultado las referencias bibliográficas
que se incluyen en este documento.
La Universidad Tecnológica Equinoccial puede hacer uso de los derechos
correspondientes a este trabajo, según lo establecido por la Ley de Propiedad
Intelectual, por su Reglamento y por la normativa institucional vigente.
Jonathan Daniel Velasco Carrillo
C.I. 1718842139
iv
CERTIFICACIÓN
Certifico que el presente trabajo que lleva por título " ANÁLISIS Y DISEÑO DE UN
PLAN DE BROCAS ESTANDARIZADO MEDIANTE EL ESTUDIO LITOLÓGICO
Y DE PARÁMETROS OPERACIONALES PARA LA PERFORACIÓN DE POZOS
DIRECCIONALES EN EL CAMPO SACHA", que, para aspirar al título de
Ingeniero de Petróleos fue desarrollado por Jonathan Daniel Velasco Carrillo,
bajo mi dirección y supervisión, en la Facultad de Ciencias de la Ingeniería; y
cumple con las condiciones requeridas por el reglamento de Trabajos de Titulación
artículos 18 y 25.
______________________________ Ing. Raúl Baldeón López M.Sc.
DIRECTOR DEL TRABAJO C.I. 1708042534
v
DEDICATORIA
Este trabajo y todo el esfuerzo que he realizado en mi vida se lo dedico a mi Padre
Dios, el flaco del cielo, a mi virgencita y a los angelitos que me han acompañado
incondicionalmente durante toda mi vida y me han iluminado en cada momento de
oscuridad.
A mis padres Jaime y Sonia que me han criado como hombre de bien, me han
apoyado en todas las decisiones de mi vida y se han sacrificado por mí y mis
hermanas. Se merecen todo lo mejor del mundo y luchare para poder devolverles
un poco de lo que ustedes han hecho por mí.
A mi Faby la compañera de mi vida, mi mejor amiga y mi amor, su apoyo, su
cariño su fortaleza y su sola presencia en mi vida me han hecho un mejor hombre
y muy feliz. “mi bendición”
A mis hermanas, mis tías, primas y primos que son mi sangre y que también me
han apoyado siempre en mi vida
Mis abuelitos que ya no los tengo en la tierra pero que son mis aliados en el cielo y
que me han inculcado el estudio y la superación, sobre todo a mi Lolita, “siempre
en mi corazón”.
POR Y PARA USTEDES TODO MI ESFUERZO.
vi
AGRADECIMIENTO
A quien más podría agradecer si no es a mi Dios, Padre bondadoso que me ama y
me escucha. En todo momento y a todas horas siento tu presencia y tu AMOR
INCONDICIONAL. Gracias a mi virgencita madre del cielo y a los angelitos nunca
me han abandonado.
Gracias a mis padres por darme la vida, el amor y la educación, gracias por
hacerme el hombre de bien que soy y por qué sé que aunque a veces yo pueda
fallar ustedes me seguirán amando siempre. Le pido a Dios que me alcance la
vida para pagarles viejos queridos un poco de todo su amor y sacrificio.
Gracias a mi Faby Fabiana por su amor tan grande que me da fuerzas para seguir
luchando, gracias por ser mi apoyo en todo momento incluso cuando no lo
merecía, gracias por ser mi bendición y mi compañera de vida juntos hasta la luna.
Gracias por que a su lado siento que la vida es maravillosa y lucharé por nosotros
siempre.
Gracias hermanas mías han sido parte fundamental de mi desarrollo y a mis tías
Betty, Noemí y Sandra y primos gracias su cariño y momentos que hemos pasado
juntos. Son mi sangre y siempre los amare.
A mi Director de Tesis el Ingeniero Raúl Baldeon que me ha guiado y orientado
para la culminación de este trabajo así como también me ha brindado consejos de
la carrera y de vida.
Todos ustedes me han impulsado hasta este punto de mi vida que solo es el
comienzo de una vida de responsabilidades y de grandes retos que seguramente
superare con éxito gracias a ustedes.
vii
ÍNDICE DE CONTENIDOS
DECLARACIÓN ...................................................................................................... iii
CERTIFICACIÓN .................................................................................................... iv
DEDICATORIA ........................................................................................................ v
AGRADECIMIENTO ................................................................................................ vi
ÍNDICE DE CONTENIDOS .................................................................................... vii
ÍNDICE DE FIGURAS ............................................................................................. xi
ÍNDICE DE TABLAS ............................................................................................. xiii
ÍNDICE DE ANEXOS ........................................................................................... xvii
RESUMEN .......................................................................................................... xviii
ABSTRACT ............................................................................................................ xx
1. INTRODUCCIÓN ............................................................................................. 1
1.1. JUSTIFICACIÓN ........................................................................................ 3
1.2. OBJETIVOS ............................................................................................... 4
1.1.1. OBJETIVO GENERAL ......................................................................... 4
1.1.2. OBJETIVOS ESPECÍFICOS ............................................................... 5
2. MARCO TEÓRICO .......................................................................................... 6
2.1 PRINCIPIOS DE LA PERFORACIÓN DE POZOS..................................... 6
2.1.1. EL CONTRATISTA DE PERFORACIÓN ............................................. 7
2.1.2. EL INICIO DE LA PERFORACIÓN ...................................................... 7
2.1.3. CONTINUACIÓN DE LA PERFORACIÓN .......................................... 9
2.1.4. VIAJES DE TUBERIA POR CAMBIO DE BROCA ............................ 10
2.1.5. PROFUNDIDAD DE ENTUBACIÓN .................................................. 11
2.2. PERFORACIÓN DIRECCIONAL ............................................................. 12
2.2.1. TIPOS DE POZOS DIRECCIONALES .............................................. 13
2.2.1.3. En Forma de “S .............................................................................. 15
2.3. BROCAS DE PERFORACIÓN ................................................................. 17
viii
2.3.1. PRINCIPIOS ...................................................................................... 17
2.3.2. TIPOS DE BROCAS .......................................................................... 19
2.3.3. CÓDIGO IADC Y NOMENCLATURA ................................................ 41
2.3.4. CALIFICACIÓN IADC DEL DESGASTE EN UNA BROCA ............... 47
2.4. PARAMETROS OPERACIONALES ......................................................... 55
2.4.1. CONDICIONES DE OPERACIÓN. .................................................... 56
2.4.1.3. Revoluciones por minuto (RPM) ..................................................... 63
2.5. FACTORES HIDRÁULICOS QUE INFLUYEN EN LA PERFORACIÓN DE
POZOS .............................................................................................................. 68
2.5.1. ANÁLISIS DE LA HIDRÁULICA EN UNA BROCA ............................ 68
3. METODOLOGÍA ............................................................................................ 79
3.1. CARACTERÍSTICAS GENERALES DEL CAMPO SACHA ..................... 79
3.1.1. HISTORIA. ......................................................................................... 79
3.1.2. UBICACIÓN. ...................................................................................... 80
3.1.3. ASPECTOS GEOLÓGICOS. ............................................................. 81
3.1.4. GEOLOGÍA REGIONAL. ................................................................... 83
3.1.5. ESTRATIGRAFÍA DE LAS FORMACIONES. .................................... 84
3.1.6. TIPO DE ESTRUCTURAS................................................................. 86
3.1.7. CARACTERÍSTICAS DEL YACIMIENTO. ......................................... 86
3.1.8. RESERVAS. ...................................................................................... 87
3.1.9. ESTADO DE LOS POZOS PERFORADOS ...................................... 93
3.2. INFORMACIÓN PREVIA PARA LA SELECCIÓN DE UNA BROCA
TRICÓNICA O DE CORTADORES FIJOS (PDC) PARA PERFORAR ............. 94
3.2.1. Criterios de Selección de Brocas ....................................................... 94
4. PROPUESTA DE UNA METODOLOGÍA PARA LA SELECCIÓN DE
BROCAS. ............................................................................................................ 116
4.1. ESTADO MECÁNICO DEL POZO A PERFORAR. ................................ 117
4.2. REGISTRO DE BROCAS DE POZOS PARA CORRELACIÓN. ............ 118
4.3. SELECCIÓN DE LAS CARACTERISTICAS DE LAS BROCAS. ........... 119
4.4. SELECCIÓN DEL TAMAÑO DE LAS ESTRUCTURAS DE CORTE
(BROCAS DE CORTADORES FIJOS). ........................................................... 122
ix
4.5. SELECCIÓN DEL NÚMERO DE CORTADORES (BROCAS DE
CORTADORES FIJOS). .................................................................................. 124
4.6. NÚMERO DE ALETAS (BROCAS DE CORTADORES FIJOS) ............. 124
4.7. DIRECCIONABILIDAD. .......................................................................... 126
4.8. ROP PROMEDIO DEL CAMPO. ............................................................ 127
4.9. ANÁLISIS DE LA INFORMACIÓN DE POZOS PERFORADOS
ANTERIORMENTE .......................................................................................... 129
4.9.1. UBICACION DE LOS POZOS DE ESTUDIO .................................. 129
4.9.2. ANALISIS DE PARÁMETROS DE PERFORACIÓN RECOLECTADOS
EN LOS POZOS DE ESTUDIO .................................................................... 132
4.9.3. FLUIDOS DE PERFORACIÓN ........................................................ 140
4.9.4. ASENTAMIENTO DE TUBERIA DE REVESTIMIENTO CASING ... 143
5. CONSIDERACIONES GENERALES DE DISEÑO ...................................... 161
5.1. ESQUEMA MECÁNICO PROPUESTO. ................................................. 161
5.2. PROPIEDADES DEL FLUIDO DE PERFORACIÓN POR SECCIONES
165
5.2.1. SECCIÓN DE 16” ............................................................................ 165
5.2.2. SECCIÓN DE 12 ¼” ........................................................................ 166
5.2.3. SECCIÓN DE 8 ½ “ ......................................................................... 168
5.3. PLAN DE BROCAS POR SECCIONES ................................................ 169
5.3.1. SECCIÓN DE 26” ............................................................................ 169
5.3.2. SECCIÓN DE 16” ............................................................................ 169
5.3.3. SECCIÓN DE 12 1/4” ...................................................................... 184
5.3.4. SECCIÓN DE 8 ½”. ......................................................................... 200
5.3.5. RESUMEN DEL PLAN DE BROCAS PROPUESTO PARA EL CAMPO
SACHA. ........................................................................................................ 206
5.3.6. Resumen de Parámetros operacionales para la corrida de Brocas
Propuesto para el Campo Sacha. ................................................................ 208
5.3.7. Resumen de Parámetros Hidráulicos para la corrida de Brocas
Propuesto para el Campo Sacha. ................................................................ 210
5.4. ANÁLISIS ECONÓMICO ........................................................................ 211
6. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ............................................... 222
6.1. CONCLUSIONES................................................................................... 222
x
6.2. RECOMENDACIONES .......................................................................... 226
NOMENCLATURA .............................................................................................. 230
BIBLIOGRAFÍA .................................................................................................. 232
ANEXOS ............................................................................................................. 234
xi
ÍNDICE DE FIGURAS Figura 1. Perfil telescópico de tuberías de revestimiento ..................................... 11
Figura 2. Aplicaciones de la Perforación Direccional ............................................ 13
Figura 3. Perfil de un pozo direccional Tipo J convencional ................................. 14
Figura 4. Perfil de un pozo direccional Tipo S convencional ................................ 15
Figura 5. Fallo de la roca por esfuerzos compresivos. ......................................... 18
Figura 6. Fallo de la roca por esfuerzos de corte ................................................. 18
Figura 7. Diagrama de flujo para la clasificación de brocas de cortadores fijos. .. 20
Figura 8. Componentes de la broca de cortadores fijos. ...................................... 21
Figura 9. Broca PDC de cuerpo de acero. ............................................................ 22
Figura 10. Broca PDC de cuerpo de carburo de tungsteno (Matriz). .................... 23
Figura 11. Características del tamaño del cortador. ............................................. 24
Figura 12. Tipos de Perfil de una broca de cortadores fijos ................................. 27
Figura 13. Perfil de una broca de cortadores fijos. ............................................... 27
Figura 14. Características del perfil de la broca. .................................................. 28
Figura 15. Comparación del comportamiento de una broca según su perfil. ........ 29
Figura 16. Tamaños de Calibres de las Brocas. ................................................... 30
Figura 17. Clasificación de brocas tricónicas........................................................ 31
Figura 18. Componentes de la broca tricónica ..................................................... 33
Figura 19. Filas en las brocas tricónicas. ............................................................. 34
Figura 20. Tipos de inserto de carburo de tungsteno. .......................................... 39
Figura 21. Grados de desgaste del cortador ........................................................ 48
Figura 22. Medida del desgaste de la estructura de corte. ................................... 52
Figura 23. Regla de los dos tercios para medir el calibre. .................................... 55
Figura 24. Comportamiento del costo en función a los pies perforados. .............. 57
Figura 25. Eficiencia en el transporte de recortes vs velocidad anular. ................ 60
Figura 26. Respuesta típica de la ROP al cambio de pero sobre la broca. .......... 62
Figura 27. Respuesta típica de la ROP al cambio de la velocidad de rotación..... 64
xii
Figura 28. Variación del Torque con respecto a la inclinación del pozo. .............. 66
Figura 29. Variación del arrastre de la tubería vs profundidad desarrollada. ....... 67
Figura 30. Capacidad de limpieza y rata de flujo en una manguera de jardín. ..... 69
Figura 31. Capacidad de limpieza vs. Rata de flujo. ............................................. 70
Figura 32. Caballaje hidráulico de la broca vs. Caudal (TFA). ............................. 72
Figura 33. Velocidad crítica y los regímenes de flujo. .......................................... 75
Figura 34. Producción Promedio Diaria del mes de Enero 2015 Campo Sacha. . 80
Figura 35. Mapa de Ubicación del Campo Sacha ................................................ 81
Figura 36. Columna Estratigráfica Cuenca Oriente .............................................. 83
Figura 37. Columna estratigráfica del campo Sacha. ........................................... 85
Figura 38. Registros de Neutrones y Density para formaciones a Perforar ........ 105
Figura 39. Ubicación de los pozos en el campo Sacha ...................................... 131
Figura 40. Curva Modelo del peso del lodo para pozos del campo Sacha ......... 141
Figura 41. Diagrama Mecánico Modelo de pozos en el campo Sacha ............... 145
Figura 42. Promedios de Rendimiento de la perforación de Pozos campo Sacha
por el tipo de pozo Direccional ............................................................................ 159
Figura 43. Promedios de Rendimiento de la perforación de Pozos campo Sacha
por el diámetro del hoyo ...................................................................................... 160
Figura 44. Esquema Mecánico propuesto para los pozos del Campo Sacha .... 164
Figura 45. Broca tricónica de 16 pulgadas dientes de acero y 4 boquillas ......... 171
Figura 46. Broca PDC de 16 pulgadas cuerpo de matriz ................................... 179
Figura 47. Broca PDC de 16 pulgadas 8 boquillas ............................................. 179
Figura 48. Broca PDC de 12 ¼ pulgadas 7 boquillas, doble hilera de dientes ... 187
Figura 49. Broca Tricónica de Insertos de Carburo de Tungsteno de 12 ¼
pulgadas 3 boquillas. ........................................................................................... 195
Figura 50. Broca PDC de 8 ½ pulgadas 8 boquillas, doble hilera de dientes ..... 202
Figura 51. Comparación de parámetros obtenidos ROP, CCP y Tiempo de Viaje
entre el Plan Propuesto de brocas por sección y el Promedio del Campo. ......... 217
Figura 52 Porcentaje de mejora en los parámetros ROP, CCP y Tiempo de Viaje
............................................................................................................................ 218
xiii
ÍNDICE DE TABLAS
Tabla N° 1 Tipos De Brocas Tricónicas De Dientes De Acero .............................. 37
Tabla N° 2 Tipos de brocas tricónicas con insertos .............................................. 40
Tabla N° 3 Código IADC en una broca PDC. ........................................................ 42
Tabla N° 4 Código IADC para la característica y el tipo de formación en la que se
usa una broca tricónica. ........................................................................................ 44
Tabla N° 5 Código IADC para indicar el diseño del rodamiento/calibre en una
broca tricónica. ...................................................................................................... 45
Tabla N° 6 Cuadro estándar de la IADC para calificar el desgaste de una broca
PDC. ...................................................................................................................... 47
Tabla N° 7 Características del desgaste de la IADC para calificar una broca PDC.
.............................................................................................................................. 49
Tabla N° 8 Razones de salida de la broca o una corrida se da por terminada. .... 51
Tabla N° 9 Cuadro estándar de la IADC para calificar el desgaste de una broca
tricónica. ................................................................................................................ 51
Tabla N° 10 Características del desgaste de la IADC para calificar una broca
tricónica. ................................................................................................................ 53
Tabla N° 11 Valores de TFA para tamaños comunes de boquilla......................... 78
Tabla N° 12 Descripción Litológica De Los Yacimientos Productivos En El Campo
Sacha. ................................................................................................................... 84
Tabla N° 13 Parámetros Petrofísicos De Los Yacimientos Productivos En El
Campo. .................................................................................................................. 86
Tabla N° 14 Volumen In Situ De Los Yacimientos Productivos Del Campo Sacha
.............................................................................................................................. 87
Tabla N° 15 Reservas Recuperadas De Los Yacimientos Productivos Del Campo
Sacha .................................................................................................................... 88
Tabla N° 16 Reservas Remanentes De Los Yacimientos Productivos Del Campo
Sacha .................................................................................................................... 89
Tabla N° 17 Estimación De Reservas Por Método Volumétrico............................ 90
Tabla N° 18 Características De Pozos Del Campo Sacha .................................... 93
xiv
Tabla N° 19 Características de diseño, construcción y funcionamiento de las
barrenas de dientes de acero .............................................................................. 108
Tabla N° 20 Características de diseño, y funcionamiento de las brocas tricónicas
de insertos de carburo de tungsteno. .................................................................. 109
Tabla N° 21 Guía de Selección de las brocas de Diamante ............................... 110
Tabla N° 22 Efecto De Las Principales Propiedades Del Lodo En La Hidráulica De
Brocas ................................................................................................................. 113
Tabla N° 23 Información del taladro de Perforación ........................................... 114
Tabla N° 24 Capacidad de las Bombas de lodo del Taladro. ............................. 114
Tabla N° 25 Propiedades físico-mecánicas de las rocas .................................... 121
Tabla N° 26 Referencia de dureza de las formaciones con respecto a la UCS .. 122
Tabla N° 27 Tabla de referencia de diámetro de cortadores con respecto al
esfuerzo no confinado. ........................................................................................ 123
Tabla N° 28 Tabla de referencia del número de aletas con respecto al esfuerzo no
confinado. ............................................................................................................ 126
Tabla N° 29 Pozos seleccionados y coordenadas UTM ..................................... 129
Tabla N° 30 Prognosis de Topes y Bases formacionales campo Sacha ............ 133
Tabla N° 31 Matriz De Brocas De Perforación Usadas En Los Pozos Base ...... 138
Tabla N° 32 Resumen de los Fluidos De Perforación Usados En Los Pozos Base
............................................................................................................................ 142
Tabla N° 33 Profundidades de asentamiento de las tuberías de revestimiento
Campo Sacha. ..................................................................................................... 144
Tabla N° 34 Matriz de Pozos perforados y rendimientos ROP campo Sacha .... 147
Tabla N° 35 Diseño tubería de revestimiento ..................................................... 162
Tabla N° 36 Objetivos de la tubería de revestimiento ......................................... 163
Tabla N° 37 Propiedades del lodo en la corrida de 16” con broca Tricónica ...... 165
Tabla N° 38 Propiedades del lodo en la corrida de 16” con broca PDC ............. 166
Tabla N° 39 Propiedades del lodo en la corrida de 12 1/4” con broca PDC para la
sección de Orteguaza, Tiyuyacu y conglomerado superior. ................................ 167
xv
Tabla N° 40 Propiedades del lodo en la corrida de 12 1/4” con broca tricónica de
Insertos de Carburo de Tungsteno para atravesar conglomerado inferior Tiyuyacu.
............................................................................................................................ 167
Tabla N° 41 Propiedades del lodo en la corrida de 8 ½” con broca PDC ........... 168
Tabla N° 42 Selección del IADC para la broca tricónica de 16” .......................... 170
Tabla N° 43 Parámetros de operación seleccionados de la broca tricónica de 16”
............................................................................................................................ 172
Tabla N° 44 Características seleccionadas de la broca PDC de 16” .................. 177
Tabla N° 45 Parámetros de operación seleccionados de la broca PDC de 16” .. 181
Tabla N° 46 Características seleccionadas de la broca PDC de 16” .................. 186
Tabla N° 47 Parámetros de operación seleccionados de la broca PDC de 12 1/4”
Sección de Arcillas .............................................................................................. 189
Tabla N° 48 Parámetros de operación seleccionados de la broca PDC de 12 1/4”
Sección de conglomerado Superior de Tiyuyacu. ............................................... 190
Tabla N° 49 Resumen de Cálculos de Hidráulica para la broca PDC 12 ¼” para
Orteguaza, Tiyuyacu y conglomerado Superior ................................................. 192
Tabla N° 50 Características seleccionadas de la broca de insertos de carburo de
12 ¼” para conglomerado inferior. ...................................................................... 194
Tabla N° 51 Parámetros de operación seleccionados de la broca Tricónica de
Insertos de 12 1/4” Conglomerado Inferior. ......................................................... 196
Tabla N° 52 Parámetros de operación seleccionados de la broca Tricónica de
Insertos de 12 1/4” Formación Tena. .................................................................. 197
Tabla N° 53 Resumen de Cálculos de Hidráulica para la broca Tricónica de
Insertos de Carburo de Tungsteno 12 ¼” para conglomerado inferior y Tena. ... 199
Tabla N° 54 Características seleccionadas de la broca PDC de 8 ½” ........... 201
Tabla N° 55 Parámetros de operación seleccionados de la broca PDC de 8 ½”. 203
Tabla N° 56 Resumen de Cálculos de Hidráulica para la broca PDC 8 ½” para
Basal Tena, Napo y Hollín. .................................................................................. 205
Tabla N° 57 Resumen del plan de Brocas para el Campo Sacha....................... 206
Tabla N° 58 Resumen de los parámetros operativos a aplicar en la corrida de
brocas para el Campo Sacha .............................................................................. 208
xvi
Tabla N° 59 Resumen de los hidráulicos a aplicar en la corrida de brocas para el
Campo Sacha ...................................................................................................... 210
Tabla N° 60 Ahorro de tiempo por eliminación de sección de 26” ...................... 212
Tabla N° 61 Detalle de Costos ahorrados en la corrida de la broca de 26” por pozo
............................................................................................................................ 212
Tabla N° 62 Ahorro calculado de acuerdo al número de pozos proyectados en la
corrida de la broca de 26” ................................................................................... 213
Tabla N° 63 Resumen de cálculos de costo por pie para el Campo Sacha por
sección ................................................................................................................ 215
Tabla N° 64 Resumen de ROP, CCP, Tiempo de viaje del plan de Brocas ........ 219
Tabla N° 65 Porcentaje de mejora final ROP, CCP, Tiempo de viaje del plan de
Brocas ................................................................................................................. 219
Tabla N° 66 Ahorro calculado de acuerdo al porcentaje de disminución del CPP
campo Sacha ...................................................................................................... 220
Tabla N° 67 Ahorro calculado de acuerdo al número de pozos proyectados en el
campo Sacha con el valor del CPP y eliminación de sección de 26” .................. 220
xvii
ÍNDICE DE ANEXOS
Anexo # 1 Programa de Brocas pozo Sacha 241D ............................................ 234
Anexo # 2 Programa de Brocas pozo Sacha 422D ............................................ 235
Anexo # 3 Boquillas usadas las brocas del pozo Sacha 241D ........................... 236
Anexo # 4 Boquillas usadas las brocas del pozo Sacha 422D ........................... 236
Anexo # 5 Evaluación de la broca triconica de 26" Pozo 221D .......................... 237
Anexo # 6 Evaluación de la broca PDC de 16 pulgadas Pozo 241D .................. 238
Anexo # 7 Evaluación de Desgaste de la broca PDC de 12 ¼ pulgadas Pozo
241D .................................................................................................................... 239
Anexo # 8 Cortadores y Aletas de la broca PDC de 12 ¼ pulgadas después de
atravesar el conglomerado Superior de Tiyuyacu Pozo 241D............................. 240
Anexo # 9 Calificación de desgaste de la Broca Tricónica de Insertos para el
Conglomerado Inferior en el pozo Sacha 422D................................................... 241
Anexo # 10 Evaluación de Desgaste de la broca PDC de 8.5 pulgadas Pozo 241D
............................................................................................................................ 242
Anexo # 11 Masterlog de litología Conglomerado inferior pozo Sacha 282D ..... 243
Anexo # 12 Perfil Direccional del pozo Sacha 241D .......................................... 244
xviii
RESUMEN
La perforación de pozos productores de petróleo es una actividad sustancial y
fundamental en el aumento de producción de petróleo del país, puesto que con
cada pozo productor efectivamente perforado se incrementa el volumen de crudo
extraído del yacimiento y así también la cantidad de ingresos que percibe el país
por concepto de venta de petróleo.
El objetivo de la perforación es construir un pozo útil: un conducto desde el
yacimiento hasta la superficie, que permita su explotación racional en forma
segura y al menor costo posible.
Para obtener un resultado exitoso en la perforación y un pozo útil en cuanto a los
requerimientos de producción y de yacimientos (profundidad programada,
diámetro establecido, etcétera.), se requiriere de un programa detallado y
sistemático de perforación y un correcto diseño de programa de brocas en el cual
se deben tomar en cuenta parámetros operacionales como peso sobre la broca
WOB, torque, RPM, diseños hidráulicos y de manera muy particular la geología del
campo.
Capítulo 1; Aquí se determinan las bases generales de la investigación y se da
una breve introducción al tema, así como también se establecen los objetivos del
presente trabajo.
Capítulo 2; se definen los fundamentos teóricos de las brocas de perforación,
clasificación de brocas, conceptos y principios de funcionamiento, estructuras de
corte, elementos que conforman los diferentes tipos de brocas, definición de
parámetros hidráulicos que permitan conocer y descifrar cómo funcionan estas
herramientas de perforación y que papel cumplen en la operación al construir un
pozo y sus parámetros operacionales con las que operan como WOB, RPM,
Torque y GPM.
Capítulo 3; se adentra en la información sobre el campo Sacha, geología y
litologia, tipos de pozos perforados, información de reservas y se determina los
xix
lineamientos a ser tomados en cuenta dentro del diseño del plan de brocas.
Información preliminar para la selección de brocas, pozos perforados.
Capítulo 4; aquí se desarrolla una metodología a ser usada para la selección de
las brocas de perforación dentro del plan estandarizado para el campo Sacha,
también se realiza un análisis de la información histórica del campo en los
aspectos litológicos, uso de brocas y parámetros de perforación así como también
las evaluaciones de brocas usadas en el campo para lo cual se presentan
matrices para su mejor manejo. Otro aspecto importante es la síntesis de la ROP
promedio del campo y los costos por pie que se habían obtenido por cada sección
perforada en el campo Sacha.
Capítulo 5; Se realiza el diseño del plan de brocas estándar que será propuesto
para todo el campo Sacha de acuerdo a la revisión de información litológica, de
broca previamente usadas en los pozos perforados en todo el campo y
correlacionándolos entre sí, además aquí se desarrolla el cálculo de parámetros
hidráulicos tomando en cuenta propiedades del lodo de perforación y la
comparación de pozos previamente perforados para definir parámetros
operacionales que permitan el mejor desempeño para cada broca en cada
sección a perforar.
Así como también se proporcionara un cálculo de la disminución de costos por
efecto de la aplicación de este plan de brocas cuando un pozo vaya a ser
perforado.
Capítulo 6; Presenta las conclusiones y recomendaciones a las que se llegó al
finalizar este trabajo de investigación
xx
ABSTRACT
The drilling of productive oil wells is a fundamental and essential activity to raise
the oil production in the country. Because with every oil producing well drilled
effectively the oil volume extracted from the reservoir increases and also the
economic earnings of the country.
The objective of drilling operations is to build a useful well, a conduit from the
reservoir to the surface, allowing rational exploitation in safely way and at the
lowest possible cost.
To reach a successful result in drilling operations and get a useful well according to
production and reservoir requirements (programmed depth, diameter set so forth.);
a systematic and detailed drilling program is required, also it is needed a drill bit
program designed correctly in which they must take into account operational
parameters such as weight on bit WOB, torque, RPM, hydraulic designs and in
very particularly way the field geology and lithology.
Chapter 1: Here the general bases of the investigation are determined and gives a
brief introduction to the topic, as well as the objectives of this work are also
establish.
Chapter 2: here several principles are defined the theoretical foundations of drill
bits, drill bits classification, concepts and principles of operation, cutting structures,
elements that make up the different types of drills, definition of hydraulic
parameters that allows to determine and decipher how these drilling tools work and
what role do the operation to build a well and their operational parameters.
Chapter 3: It enters the information about the Sacha field geology and lithology ,
types of wells drilled , oil reserves information and guidelines to be taken into
account in the design of the drill plan are determined. Preliminary information also
for selection of drill bits, wells drilled history is presented.
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Chapter 4: here a methodology to be used for the selection of drill bits within the
standardized field Sacha plan is developed , an analysis of the historical data of
the field in the lithological aspects , using drill bits and drilling parameters and also
bit wear evaluation also used in the field for which matrices are presented for better
handling . Another important aspect is the synthesis of the ROP field average and
cost per foot which had been obtained for each perforated section in the Sacha
field.
Chapter 5: in this chapter the standard bit drilling program is designed to be
proposed for all the Sacha field according to a review of lithological information,
drill bits previously used in wells drilled in the whole field and correlating each
other, in addition in this chapter the calculations of hydraulic parameters are
developed considering drilling mud properties and comparison of previously drilled
wells to define operating parameters for the best performance for each bit in each
section being drilled.
Also an estimate of the reduction in costs due to the implementation of this bit plan
is provided when a well is about to be drilled.
Chapter 6: This chapter contains the conclusions and recommendations arrived at
the end of this degree work.
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1. INTRODUCCIÓN
El método rotatorio de perforación de un pozo implica necesariamente el empleo
de una broca, que es la herramienta clave para el ingeniero de perforación.
Desde hace tiempo, la selección de la broca se considera clave para el éxito de
las operaciones de perforación. La broca correcta desempeña un rol esencial en la
optimización de la velocidad de penetración (ROP), lo que ayuda a minimiza los
costos del equipo de perforación y acorta el tiempo existente entre la puesta en
marcha de un proyecto y la primera producción. En los programas de desarrollo de
campos petroleros, la predicción de la ROP es crítica para la asignación eficiente
de equipos de perforación, personal y material.
Los operadores están perforando pozos de alcance extendido cada vez más
complejos, en los que una broca que no se adecua correctamente a la formación,
los parámetros de perforación, el BHA, o las herramientas de fondo de pozo,
puede introducir aspectos dinámicos indeseados o generar fuerzas que
produzcan la desviación del pozo respecto de la trayectoria planificada.
Por el contrario, una broca diseñada y seleccionada correctamente genera un
pozo más calibrado y un trayecto menos tortuoso. Estas características del pozo
permiten a los ingenieros registrar el pozo con más facilidad y luego instalar las
tuberías de revestimiento, las herramientas y los instrumentos requeridos para la
terminación planeada.
Teniendo en cuenta que la tecnología en las operaciones de perforación de pozos
petroleros es cada día es más avanzada y que se ha vuelto crítico lograr una
operación más eficiente, es obligación estar al tanto de estos avances y adaptarlos
a cada campo petrolero para obtener un máximo rendimiento en menores tiempos
y con disminución de costos.
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Es importante tener en cuenta que cada casa constructora tiene sus propias
especificaciones y codificación para cada broca, pero tienen un objetivo en común
desarrollar una tecnología que nos permita avanzar en la perforación al menor
costo posible y con las mejores condiciones de seguridad.
El diseño de perforación de un pozo es un proceso sistemático y ordenado. Este
proceso requiere que algunos aspectos se determinen antes que otros. Por
ejemplo la predicción de presión de fractura requiere que la presión de la
formación sea determinada previamente.
Una de las etapas de diseño del pozo que es fundamental e indispensable es el
diseño de programa de brocas también conocidas como brocas o mechas.
Al diseñar un programa de brocas es indispensable tener en cuenta todos los
aspectos involucrados en la operación, y no dejar al azar ningún aspecto con el fin
de lograr perforar un pozo llegando al target planteado en el menor tiempo posible,
con menores costos y con condiciones de seguridad óptimas.
Un factor importante es el diseño del BHA, que es usado para seguir la trayectoria
planeada del pozo. El diseño correcto y el uso adecuado de los parámetros de
perforación hacen posible controlar la inclinación de los pozos direccionales
durante la perforación. La broca en este aspecto juega un papel preponderante al
permitir estabilidad en el fondo del pozo y mantener la dirección de la sarta
durante la operación.
Uno de los aspectos indispensables de conocer al momento de diagramar,
analizar y seleccionar brocas de perforación es la geología del campo que se va a
perforar, es así que la estratigrafía de un campo es una información fundamental,
en tanto que se conozcan las predicciones de sus topes y bases, espesores,
litología, consolidación y presiones de formaciones. Si bien es cierto esta
información incluso varia de pozo a pozo en una misma locación de perforación se
puede realizar correlaciones y predicciones conocidas como prognosis litológica
que permite tener un conocimiento a priori de lo que se espera durante la
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perforación y de esta manera realizar el mejor análisis de ingeniería para cálculo
de hidráulicas, selección de brocas y optimización de parámetros.
Este trabajo se enfoca en ese análisis detallado y profundo sobre las condiciones
del campo Sacha uno de los más antiguos y el más grande del Ecuador para
desarrollar y diseñar para este campo un programa de brocas de perforación
conjuntamente con las hidráulicas y parámetros operativos que permita realizar la
operación de perforación de manera óptima sin dejar nada al azar ni al empirismo
y permitiendo una optimización en tiempos y costos.
1.1. JUSTIFICACIÓN
El campo Sacha es uno de los más productivos y grandes del país, y ha venido
produciendo durante 42 años, a pesar de que es un campo maduro en el año 2013
la firma estadounidense Ryder Scott certificó un incremento de reservas de 243
millones de barriles de crudo en ese campo. Este hallazgo histórico se ancla en el
campo 60, descubierto en 1969 en Joya de los Sachas, al noreste de Orellana. A
estas reservas que pueden ser explotadas se las conoce como remanentes y se
sumarán a los 3 000 millones de barriles de crudo de este tipo del resto de
campos del país. Hasta el 2008, las reservas probadas originales alcanzaron los
1205 millones de barriles de crudo en las cuatro estructuras geológicas estudiadas
en el campo Sacha. En cambio, las reservas remanentes hasta ese mismo año se
ubicaron en 378 millones, pero fueron calculadas en apenas una parte del área
total de concesión de 350 km2.
Este descubrimiento hace aún más importante las tareas de perforación en este
campo, ya que permitirá al país incrementar su producción de crudo y sus
ingresos por este concepto.
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En la actualidad la perforación de pozos tiene como objetivo realizarse en el
menor tiempo posible y de una manera efectiva. Uno de los pilares fundamentales
para alcanzar dicho objetivo es el servicio de brocas de perforación, la correcta
selección y las condiciones óptimas de operación de la broca son dos premisas
claves para tener una perforación de calidad, rápida y económicamente eficaz.
Durante la planeación de un pozo, el encargado del programa de brocas debe
tener claros los conceptos fundamentales de la perforación, examinar
adecuadamente las condiciones de la formación que se pretende perforar y contar
con un diseño adecuado en lo referente a la broca que se va a usar.
Por lo tanto una adecuada y profunda descripción y análisis de los parámetros que
influyen en la determinación y selección de la broca de perforación son necesarios
ya que esto nos permitirá conocer por ejemplo que broca es más idónea para cada
tipo de formación que se va a atravesar y el diseño adecuado de la hidráulica de
perforación para cada estrato; siempre tomando en cuenta que los equipos y
herramientas de perforación direccional forman parte importante para la
disminución de los tiempos y costos de perforación.
Es indispensable dar soluciones a los problemas que han presentado en la
selección de las brocas en la perforación para mejorar los parámetros
operacionales y que nos permita tener un desempeño óptimo de la herramienta,
durabilidad y estabilidad.
1.2. OBJETIVOS
1.1.1. OBJETIVO GENERAL
Diseñar un programa de brocas de perforación enfocado en el cálculo de
hidráulicas y la correcta selección de parámetros operacionales para optimizar los
tiempos y disminución de costos.
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1.1.2. OBJETIVOS ESPECÍFICOS
Analizar las condiciones litológicas de las formaciones a atravesar
Seleccionar las brocas de perforación óptimas para cada tipo de
formación.
Calcular los parámetros hidráulicos y seleccionar los parámetros de
operación como peso sobre la broca (WOB), revoluciones por minuto
(RPM), y galonaje por minuto o caudal (GPM) adecuados para la
correcta operación de cada broca de perforación.
Determinar el beneficio económico que resultaría de la aplicación de
este plan de brocas.
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2. MARCO TEÓRICO
Para comprender lo referente al estudio y análisis de la teoría que fundamenta el
diseño y selección de un plan de brocas es necesario comprender los principios
básicos de perforación, y de los aspectos relacionados a la operación que
permiten tener un entendimiento claro y conciso de del desarrollo del plan de
brocas.
2.1 PRINCIPIOS DE LA PERFORACIÓN DE POZOS.
El ícono más reconocible de la industria del petróleo y el gas es una torre que
sobresale por su altura en la localización del pozo. El equipo de perforación
representa la culminación de un proceso de exploración intensivo; sólo puede
validarse un área prospectiva mediante la perforación de un pozo. Una vez que las
compañías petroleras adquieren los derechos de perforación en un área
prospectiva, sus geocientíficos transmiten las coordenadas de la zona productiva
potencial y los objetivos de la evaluación de formaciones a sus ingenieros de
perforación y éstos los traducen en objetivos de perforación.
El departamento de perforación planifica una trayectoria que maximice la
exposición del pozo a las zonas productivas y diseña los arreglos de fondo de
pozo (BHAs) para lograr ese recorrido. Los ingenieros preparan un plan detallado
para cada etapa del proceso de perforación. Esta prognosis de perforación
designa una localización en la superficie y la profundidad total (TD) del pozo, y
especifica el tamaño de la broca, las densidades anticipadas del lodo y los
programas de entubación necesarios para alcanzar la TD.
En lo que respecta a los pozos desviados o direccionales, la prognosis establece
la localización del fondo del pozo (BHL) y la profundidad de deflexión inicial y el
azimut para el punto de comienzo de la desviación (KOP). La prognosis sirve
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además como base para presupuestar y obtener la autorización para las
erogaciones requeridas por la perforación (AFE).
2.1.1. EL CONTRATISTA DE PERFORACIÓN
Las compañías petroleras generalmente contratan a una compañía de perforación
para que perfore sus pozos. El contratista de perforación provee un equipo de
perforación y la cuadrilla de operarios. Estos servicios se contratan habitualmente
por una tarifa diaria que oscila entre miles y cientos de miles de dólares por día,
dependiendo del tipo de equipo de perforación utilizado.
En tierra firme, las tarifas diarias se determinan en general según la potencia
nominal del equipo de perforación, lo que además establece la profundidad hasta
la que puede perforar el equipo. La profundidad también se traduce en el tamaño
del equipo de perforación; los equipos más grandes transportan un malacate y la
torre con mayor capacidad de carga en el gancho para izar cientos de toneladas
de columna de perforación. Los equipos de perforación marinos, también valuados
por la potencia, se clasifican además sobre la base de la profundidad operacional
del lecho marino.
2.1.2. EL INICIO DE LA PERFORACIÓN
El contratista de perforación desplaza el equipo de perforación hasta la
localización y un agrimensor certifica su posición. A medida que la cuadrilla de
perforación monta el equipo, las distintas secciones de la tubería guía de gran
diámetro se sueldan entre sí y se hincan en el terreno; generalmente hasta
alcanzar un punto de rechazo, más allá del cual no pueden avanzar.
En el extremo superior de la tubería guía se fija un cabezal de pozo.
En el piso de perforación, la cuadrilla de perforación arma el BHA, que consta de
una broca de perforación, los portamechas (lastrabarrenas), los estabilizadores y,
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en ciertos casos, un rectificador. Al BHA se le pueden incorporar sensores de
adquisición de registros durante la perforación (LWD), un motor de lodo y un
sistema para direccionar la broca a lo largo de la trayectoria especificada. El BHA
puede pasar de un tramo del pozo a otro para incrementar, mantener o reducir su
ángulo de inclinación.
Cada pieza del BHA está diseñada para desempeñar un rol específico. Los
portamechas que son secciones de tuberías pesadas y de paredes gruesas
proporcionan rigidez y peso para evitar la flexión de la columna de perforación.
Los estabilizadores incrementan la rigidez del BHA para prevenir las vibraciones y
mantener la trayectoria. En ciertas formaciones, se emplean rectificadores
especiales para mantener el pozo en calibre o ensancharlo más allá del diámetro
de la broca y para ayudar a reducir el torque y el arrastre. A su vez, el BHA se
conecta a los elementos tubulares de 9,5 m [31 pies] de la columna de perforación
pesada, que constituyen una transición entre los portamechas del BHA y la
columna de perforación estándar utilizada para armar la sarta de perforación que
acciona la broca.
El BHA se baja a través del piso de perforación y del cabezal del pozo y hacia el
interior de la tubería guía. Una vez que la broca se encuentra en el fondo, continua
perforando con la rotación y a medida que se avanza se van enroscando más
paradas de tubería (conjunto de tres tubos de aproximadamente 90 ft de longitud)
y se acopla a la unidad de mando rotativa del equipo de perforación que es el top
drive. La mesa rotativa hace girar la sarta, esta rota (girando hacia la derecha en
el sentido de las agujas del reloj) y comienza la perforación. El inicio de la
perforación se conoce en inglés como spudding in, y, al igual que la fecha de
nacimiento de una persona, se registra como la fecha de inicio de la perforación
del pozo.
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2.1.3. CONTINUACIÓN DE LA PERFORACIÓN
A medida que la broca penetra más profundamente en el subsuelo, cada tramo
adicional de la columna de perforación se conecta al elemento tubular anterior, y la
sarta de perforación se vuelve cada vez más larga. Para enfriar y lubricar la broca
se bombea fluido de perforación, o lodo, en el fondo del pozo.
El lodo también transporta los recortes de roca generados por la broca. Los fluidos
de perforación habitualmente consisten en una fórmula especial de agua o una
fase continua no acuosa mezclada con barita en polvo y otros aditivos para
controlar la reología del lodo. (A veces, se emplea agua en las partes superiores
de un pozo; algunas presiones de formación son tan bajas que puede utilizarse
aire en vez de lodo.) Mediante bombas de alta presión, se extrae el lodo de los
tanques de superficie y se envía por el centro de la columna de perforación.
El lodo se descarga a través de las boquillas situadas en el frente de la broca. La
presión de la bomba impulsa el lodo hacia arriba, a lo largo del exterior de la
columna de perforación y luego éste llega a la superficie a través del espacio
anular existente entre la columna de perforación y la tubería de revestimiento, y
emerge a través de una línea de flujo instalada por encima del preventor de
reventones (BOP).
El lodo pasa por un cedazo (filtro) de mallas vibratorias situado en la zaranda
vibratoria; allí, los recortes de la formación son separados del lodo líquido, que cae
en los tanques de lodo a través de los cedazos antes de volver a circular en el
pozo.
El fluido de perforación es vital para mantener el control del pozo. El lodo se
bombea en el fondo para compensar los incrementos de la presión de fondo de
pozo, que de otro modo obligarían a los fluidos de formación a ingresar en el pozo,
lo cual produciría un peligroso golpe de presión o incluso un reventón. No
obstante, la presión ejercida por el lodo no debe ser tan alta como para fracturar la
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roca propiamente dicha, lo que reduciría la presión del lodo en el pozo. La presión
ejercida por el lodo es principalmente una función de la densidad del lodo, que
generalmente se ajusta mediante el control de la cantidad de barita u otros
espesantes del sistema.
La presión en general se incrementa con la profundidad, de modo que la densidad
del lodo también debe incrementarse con la profundidad. El proceso de
perforación normalmente sigue adelante hasta que incrementos adicionales de la
densidad del lodo fracturarían la formación, punto en el cual se coloca la tubería
de revestimiento.
2.1.4. VIAJES DE TUBERIA POR CAMBIO DE BROCA
Las superficies de corte de la broca se desgastan gradualmente a medida que
trituran la roca, lo cual disminuye la velocidad de penetración (ROP). Tarde o
temprano, la broca gastada debe ser reemplazada por una nueva.
Esto exige que la cuadrilla de perforación extraiga la sarta de perforación, o que se
ejecute un viaje de salida del pozo.
Primero, el lodo se hace circular para llevar los recortes y el gas a la superficie;
proceso que se conoce como circulación de los recortes a la superficie. A
continuación, los peones de boca de pozo realizan las maniobras
correspondientes para empezar a desconectar las paradas de la sarta de
perforación. El perforador controla el malacate que hace subir los elevadores hacia
el interior de la torre.
La sarta de perforación se extrae del pozo, una parada por vez. En la mayoría de
los equipos de perforación, una parada consta de tres elementos tubulares de la
columna de perforación conectados entre sí. Algunos equipos de perforación sólo
pueden subir paradas de dos elementos tubulares; otros, suben paradas de cuatro
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elementos tubulares; esto depende de la altura de la torre. Cada uno de las
paradas se desenrosca de la sarta de perforación y luego las paradas se disponen
verticalmente en filas, con la guía del enganchador.
La última parada lleva la broca a la superficie. La broca se desconecta del BHA y
se clasifica según el desgaste. Una broca nueva se conecta en la base del BHA y
el proceso se invierte. El proceso completo el viaje de salida y nueva entrada del
pozo se denomina viaje de ida y vuelta.
2.1.5. PROFUNDIDAD DE ENTUBACIÓN
Tarde o temprano, la mayoría de los pozos requieren una forma de prevenir el
colapso de la formación de manera que pueda continuar la perforación. El lodo de
perforación, bombeado por el pozo para ejercer presión hacia afuera contra la
pared del pozo, es efectivo sólo hasta un cierto punto. Luego, debe bajarse y
cementarse en su lugar la tubería de revestimiento de acero para estabilizar la
pared del pozo como se muestra en la Figura 1
Figura 1. Perfil telescópico de tuberías de revestimiento
Fuente (Schlumberger, 2004)
12
El perforador hace circular todos los recortes a la superficie y la columna de
perforación se extrae del pozo. La sección de agujero descubierto generalmente
se evalúa utilizando herramientas de adquisición de registros de pozos operadas
con cable. Una vez concluida la operación de adquisición de registros, una
cuadrilla de entubación baja la tubería de revestimiento hasta el fondo del pozo. La
tubería de revestimiento, cuyo diámetro es menor que la broca, es bajada en el
pozo en un proceso similar al de la ejecución de conexiones con la columna de
perforación.
Los centralizadores, instalados a intervalos regulares a lo largo del exterior de la
sarta de entubación, aseguran que exista la separación correcta entre la tubería
de revestimiento y la formación para permitir el pasaje del cemento durante las
operaciones subsiguientes. Se bombea una lechada de cemento a través del
centro de la sarta de entubación y del fondo, y de regreso por el espacio anular
existente entre la tubería de revestimiento y el pozo. Y mientras el cemento se
endurece se mantiene la presión sobre éste.
2.2. PERFORACIÓN DIRECCIONAL
La perforación direccional controlada es la técnica que permite la desviación
intencional de un pozo desde la dirección vertical, siguiendo un determinado
programa establecido en términos de la profundidad y ubicación relativa del
objetivo, espaciamiento entre pozos, facilidades de superficie, buzamiento y
espesor de la formación productora a interceptar. (HALLIBURTON, 2007)
Las operaciones de perforación direccional controlada también se efectúan para
franquear un obstáculo como puede ser alguna herramienta atascada en el pozo,
la realización de un desvío en el hoyo principal cuando las características del
objetivo no resultan de interés en la perforación de pozos de alivio para controlar
otro pozo. (SCHLUMBERGER, 2006)
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Figura 2. Aplicaciones de la Perforación Direccional
Fuente: (SCHLUMBERGER, 2006)
2.2.1. TIPOS DE POZOS DIRECCIONALES
Los pozos direccionales pueden clasificarse de acuerdo a la forma que toma el
ángulo de inclinación en:
2.2.1.1. Tipo Tangencial
La desviación deseada es obtenida a una profundidad relativamente llana y esta
desviación se mantiene constante hasta el objetivo. Este tipo de pozo presenta
muchas ventajas tales como:
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Configuración de la curva sencilla a lo largo de un rumbo fijo.
Ángulo de inclinación moderado.
Generalmente puntos de arranques someros.
Menor riesgo de pega.
2.2.1.2. En Forma de “J”:
Este tipo de pozos es muy parecido al tipo tangencial, pero el hoyo comienza a
desviarse más profundo y los ángulos de desviación son relativamente altos y se
tiene una sección de construcción de ángulo permanente hasta el punto final tal
como se observa en la figura 3.
Figura 3. Perfil de un pozo direccional Tipo J convencional
Fuente: (Osorio, 2002)
15
2.2.1.3. En Forma de “S”:
En este tipo de pozo la trayectoria está configurada por una zona de incremento
de ángulo, otra tangencial y una de disminución de ángulo como lo muestra la
figura 4. Estos tipos de pozos pueden ser de dos formas:
Tipo “S”: constituido por una sección de aumento de ángulo, una sección
tangencial y una sección de caída de ángulo que llega a cero grados (0º).
“S” Especial: constituido por una sección de aumento de ángulo, una
sección tangencial intermedia, una sección de caída de ángulo diferente a
cero grados (0º) y una sección de mantenimiento de ángulo al objetivo.
Figura 4. Perfil de un pozo direccional Tipo S convencional
Fuente: (Osorio, 2002)
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2.2.1.4. Inclinados o de Alto Ángulo:
Son pozos iniciados desde superficie con un ángulo de desviación predeterminado
constante, para lo cual se utilizan taladros especiales inclinados. Los Taladros
Inclinados son equipos cuya cabria puede moverse de 90º de la horizontal hasta
un máximo de 45º.
2.2.1.5. Horizontales
Son pozos perforados horizontalmente o paralelos a los planos de estratificación
de un yacimiento con la finalidad de tener mayor área de producción. También se
denominan pozos horizontales aquellos con un ángulo de inclinación no menor de
86º respecto a la vertical. La longitud de la sección horizontal depende de la
extensión del yacimiento y del área a drenar en el mismo. Adicionalmente, se
requiere un ensamblaje especial de la sarta de perforación para poder obtener los
grados de inclinación máximo hasta el objetivo.
Según el radio de curvatura, existen cuatro tipos de pozos horizontales básicos,
cada uno de los cuales poseen una técnica que va en función directa con la tasa
de incremento de ángulo y del desplazamiento horizontal.
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2.3. BROCAS DE PERFORACIÓN
Es la herramienta de corte localizada en el extremo inferior de la sarta de
perforación y se utiliza para triturar y/o cortar las formaciones del subsuelo durante
el proceso de perforación.
Cada broca tiene un diámetro específico que determina el diámetro del hoyo que
se intente hacer. Y como en las tareas de perforación se requieren brocas de
diferentes diámetros, hay un grupo de gran diámetro que va desde 610 hasta
1.080 mm y seis rangos intermedios. El peso de esta clase de brocas es de 1.080
a 1.575 kilogramos, lo cual da idea de la robustez de la pieza.
El otro grupo de brocas, de 36 rangos intermedios de diámetro, incluye las de 73
hasta 660 mm de diámetro, cuyos pesos acusan 1,8 a 552 kilogramos.
2.3.1. PRINCIPIOS
Para realizar la perforación, las brocas funcionan en base a dos principios
esenciales:
Fallar la roca venciéndola a través de esfuerzos de corte
Esfuerzos de compresión.
Por lo tanto las brocas de acuerdo con su mecanismo de ataque a la roca son
clasificadas fundamentalmente en dos tipos: de conos móviles y de cortadores
fijos. (PEMEX, 2009)
El mecanismo principal de ataque de las brocas de conos móviles, ya sea de
dientes maquinados o insertos, es de trituración por impacto. El principio de
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ataque de la broca se realiza mediante la incrustación de sus dientes en la
formación y posteriormente en el corte de la roca al desplazarse dentro de ella.
Esto causa que la roca falle por compresión, como se ilustra en la Figura 5.
Figura 5. Fallo de la roca por esfuerzos compresivos.
Fuente: (PEMEX, 2009)
En cambio, las brocas de cortadores fijos tienen un mecanismo de ataque por
corte, raspado o cizallamiento de la roca. Esto causa que la roca falle por
esfuerzos de corte. La Figura 6 ilustra este mecanismo.
Figura 6. Fallo de la roca por esfuerzos de corte
Fuente: (PEMEX, 2009)
19
2.3.2. TIPOS DE BROCAS
Aunque todas las brocas son capaces de perforar casi cualquier tipo de formación,
la velocidad de perforación y el desgaste que sufren será diferente dependiendo
del tipo de broca seleccionada. Dentro de cada tipo existen características
diferentes, por esto, es necesario tener una idea de cada una de ellas para poder
así hacer una selección adecuada.
Las brocas de perforación rotatoria como ya se mencionó, son usualmente
clasificadas de acuerdo a su diseño, como brocas de cortadores fijos (de arrastre)
y brocas de conos móviles (tricónicas). Todas las brocas de arrastre consisten de
aletas con cortadores fijas que son parte integral del cuerpo de la broca y rotan
como una sola unidad junto con la sarta de perforación. El uso de esta broca data
a la introducción del proceso de penetración por rotación en el siglo XIX.
Inventada por Howard Hughes en 1909 la cual consistía de dos conos enclavados
rotatorios. La broca de conos móviles, posee dos o más conos conteniendo los
elementos de corte, los cuales rotan en el eje del cono mientras la broca es rotada
al fondo del agujero. Debido a que en la actualidad las brocas de conos móviles
son generalmente de tres conos, en futuras menciones y posteriores capítulos
serán llamadas también como brocas tricónicas.
Finalmente tenemos las brocas especiales las cuales como su clasificación lo
indica se usan para operaciones muy específicas como son: las brocas para toma
de núcleos, las brocas direccionales, las brocas ampliadoras, las brocas para
cortar tuberías de revestimiento, etcétera.
2.3.2.1. Brocas De Cortadores Fijos
La broca de cortadores fijos tiene un diseño muy elemental, su ataque a la roca es
mediante cizallamiento con un continuo movimiento de raspado. A diferencia de
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las tricónicas carecen de partes móviles (PEMEX, 2008). Existen dos sub-
clasificaciones para este tipo de brocas las cuales se indican en la Figura 7.
Figura 7. Diagrama de flujo para la clasificación de brocas de cortadores fijos.
Fuente: (PEMEX, 2008)
2.3.2.1. Componentes
En las brocas de cortadores fijos como se muestran en la figura 8 presenta una
sección superior que incluye el cuello y el piñón de conexión.
La sección superior de la broca de cortadores fijos tiene una ranura para la
conexión, la cual no se requiere en la broca de conos móviles. También se
observa las ranuras de alivio, recesos de la cara y los colectores que son todos
ampliamente definidos como áreas huecas, están diseñados para ayudar al
recorte y al fluido a moverse libremente a través de la cara de la broca y el calibre
(“gauge”) y luego subir por el espacio anular.
Los conductos de fluido se diseñan para optimizar la hidráulica disponible, para la
mayor limpieza y enfriado de la broca.
21
La porción del calibre (“gauge”) de la broca está localizado inmediatamente
encima del perfil y es realmente una extensión del perfil de la broca. La forma
vertical y cilíndrica del calibre ofrece a la broca estabilización manteniendo el
diámetro.
Figura 8. Componentes de la broca de cortadores fijos.
Fuente: (Halliburton, 2012)
El hombro es el área del perfil de una broca PDC, que está entre la nariz y la
sección del calibre. En esta área puede haber una gran cantidad de desgaste
debido al hecho de que los elementos de corte en el hombro recorren una mayor
distancia circunferencial con cada revolución y con más alta velocidad en
comparación a los elementos de corte cerca del centro de la broca. En algunas
brocas se encuentra el taper, que es la porción del perfil de una broca que es
definida como una línea entre la nariz y el hombro en el perfil tipo línea-arco-línea.
Finalmente está la nariz y el cono, la primera es la porción de una broca o perfil
más cercana del fondo. La nariz unida a los conos y hombros, es generalmente
convexa.
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Pueden definirse con pocas diferencias las partes para la broca de cuerpo de
acero y para la broca de cuerpo matriz como lo detallan las Figuras 9 y 10.
Figura 9. Broca PDC de cuerpo de acero.
(Halliburton, 2012)
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Figura 10. Broca PDC de cuerpo de carburo de tungsteno (Matriz).
Fuente: (Halliburton, 2012)
2.3.2.1.2. Cortadores
El término “cortador” describe el material de diamante fijado en la cara de la broca,
ya sea que el material de éste sea sintético o de diamante natural. La selección
del cortador está basada en los requisitos de la aplicación. Todos los cortadores
se llaman “fijos”, porque no hay un movimiento relativo entre los cortadores y el
cuerpo de la broca, como ocurre en las brocas de conos móviles. El tamaño de un
24
cortador influye en la agresividad y durabilidad de una broca. Por ejemplo, una
broca con cortadores de 13 mm va a ser menos agresiva que una broca con
cortadores de 19 mm de características similares, pero a su vez más durable.
Esto se puede entender haciendo una analogía con una pala que se incrusta en la
tierra, si esta tiene una mayor penetración va a remover más tierra pero va a tener
mayor resistencia al salir, siendo más posible que se quiebre.
Las características del tamaño del cortador influyen en 4 aspectos fundamentales
relacionados con el desempeño de una broca, estos son: la agresividad, la
respuesta direccional, la durabilidad y el volumen de diamante. La relación entre
estos 4 aspectos puede observarse en la Figura 11. (Halliburton, 2012)
Figura 11. Características del tamaño del cortador.
Fuente: (Halliburton, 2012)
Podemos encontrar brocas de arrastre con tres tipos de cortadores:
25
a) Brocas con cortadores de diamante natural
Este tipo de cortadores como su nombre lo dice están hechos de diamante en su
forma natural, este es una forma cristalina y pura de carbón con una estructura
cúbica de cristal; el tamaño varía de acuerdo con el tipo de diseño de la propia
broca: entre más dura y abrasiva sea la formación, más pequeño será el diamante
que se debe usar. Los diamantes utilizados para este tipo de brocas son del tipo
redondo, pero con forma irregular.
El uso de estas brocas es limitado en la actualidad salvo en casos especiales para
perforar formaciones muy duras y cortar núcleos de formación con coronas de
diamante natural.
b) Brocas con cortadores de diamante térmicamente estable (TSP)
Este tipo de brocas usa como estructura de corte, diamante sintético en forma de
triángulos pequeños no redondos, como es el caso de las brocas de diamante
natural. La densidad, tamaño y tipos son características que determinan cada
fabricante.
Son usadas para perforación de rocas de extrema dureza. Su uso es más común
dentro de la perforación que las brocas de diamante natural.
c) Brocas con cortadores de compacto de diamante policristalino (PDC)
Este tipo de brocas al igual que las brocas TSP, utilizan diamante sintético. Su
diseño de cortadores está hecho con diamante sintético en forma de pastillas
(compacto de diamante), montadas en el cuerpo de los cortadores de la broca,
pero a diferencia de las brocas de diamante natural y las TSP, su diseño hidráulico
se realiza con sistemas de toberas para lodo, al igual que las brocas tricónicas.
26
Por su diseño y características, las brocas PDC cuentan con una gran gama de
tipos y fabricantes, especiales para cada tipo de formación: desde muy suaves
hasta muy duras y en diferentes diápies según el diseño de los pozos. Además,
estas brocas pueden ser rotadas a altas velocidades, utilizadas con turbinas o
motores de fondo, con diferentes pesos sobre broca y diferentes condiciones
hidráulicas.
2.3.2.2. Perfil De Una Broca PDC
El “perfil” se refiere a las distintas formas de cada aleta de la broca, vistas de lado.
También se refiere a qué tan altos o bajos están los cortadores de la nariz con
respecto al gauge. A diferencia de las brocas de conos, las cuales cuentan con
perfiles muy similares, las brocas de cortadores fijos cuentan con cuatro tipos
principales. (Figura 12). Cada uno de estos es utilizado para obtener un cierto
resultado durante la perforación y debe ser escogido con cuidado. (SMITH
INTERNATIONAL, 2005)
El perfil de una broca de cortadores fijos empieza en el calibre (“gauge”), incluye la
cara de la broca o “corona”, cortadores, cursos de fluido y las áreas de flujo.
Varias formas de perfiles y longitudes se utilizan para aumentar al máximo el
rendimiento de la broca. El perfil de una broca de cortadores fijos se ilustra en la
figura 13.
27
Figura 12. Tipos de Perfil de una broca de cortadores fijos
Fuente: (Burgoyne, 1991)
Figura 13. Perfil de una broca de cortadores fijos.
Fuente: (Halliburton, 2012)
28
Las características del tamaño del perfil influyen en 3 aspectos fundamentales
relacionados con el desempeño de una broca, estos son: la agresividad, la
respuesta direccional, la durabilidad y la densidad de cortadores. La relación entre
estos 4 aspectos puede observarse en la Figura 14. (Halliburton, 2012)
Figura 14. Características del perfil de la broca.
Fuente: (Halliburton, 2012)
El comportamiento de una broca según su perfil se muestra en la Figura 15.
29
Figura 15. Comparación del comportamiento de una broca según su perfil.
Fuente: (Halliburton, 2012)
2.3.2.3. Calibre o Gauge.
En una broca, el calibre es referido a la parte más baja de la aleta y está
encargada de darle estabilidad a las aletas. Existen diferentes tamaños para el
calibre (Figura 16), esto depende de su uso (tipo de pozo a perforar) y tamaño de
la misma, ya que mientras mayor sea el diámetro de la broca mayor podrá ser la
longitud del gauge. (BAKER HUGHES, 2010)
En esta zona de la broca es posible la localización de cortadores de PDC y/o de
protección adicional formada por pastillas de PDC adheridas al costado del calibre.
Estas características dependen de la aplicación a la que será sometida.
Las brocas con calibres muy largos son utilizadas principalmente en pozos
verticales y las de calibres cortos en pozos direccionales, aunque esto no es una
30
regla, ya que se tiene que observar en conjunto con esta característica el perfil de
la broca.
Figura 16. Tamaños de Calibres de las Brocas.
Fuente: (BAKER HUGHES, 2010)
2.3.2.4. Brocas Tricónicas
Las brocas tricónicas cuentan con tres conos con cortadores que giran sobre su
propio eje. Se clasifican de acuerdo con su estructura de corte y en función de su
sistema de rodamiento. Existen dos sub-clasificaciones para este tipo de brocas
las cuales se indican en la Figura 17.
31
Figura 17. Clasificación de brocas tricónicas
Fuente: (PEMEX, 2009)
Inicialmente, Las primeras brocas tricónicas desarrolladas fueron las de dientes de
acero. Los conos estaban forzados a rotar alrededor del centro de la broca,
resbalaban a medida que rotaban y producían el triturado y paleo, esta era una
nueva forma muy efectiva de perforar los terrenos blandos. Posteriormente se
encontró una acción más efectiva para incrementar la penetración en formaciones
blandas la cual se obtiene con la excentricidad de los ejes de los conos.
Los jets en las brocas de este tipo envían el fluido de perforación a alta velocidad
contra el fondo del pozo para remover y levantar las partículas a medida que la
broca afloja el terreno. Una importante modificación de las brocas fue el empleo de
insertos de carburo de tungsteno como elementos cortantes. Dichas brocas,
aparecidas en 1951, tenían insertos cilíndricos de carburo de tungsteno que
estaban redondeados en sus extremos, colocados a presión en agujeros patrones
hechos en los conos para formar la estructura cortadora. (PEMEX, 2009)
En ese entonces el primitivo extremo redondeado del inserto tenía la resistencia y
capacidad de trituración necesarias para perforar de tres a diez veces más que las
brocas con dientes de acero en la formación más dura. Aunque generalmente
duraban más que los mejores rodamientos disponibles hasta entonces. El más
32
reciente y significativo progreso llegó en 1969 con la introducción del rodamiento
de fricción (rodamientos sellados). La duración de este rodamiento fue pareja a la
de los insertos de carburo de tungsteno en la estructura cortadora. Gracias a este
adelanto, la vida de la broca llegó a cuadruplicarse.
2.3.2.2.1 Componentes
Las brocas tricónicas constan de cuatro importantes componentes como se
muestra en la figura 18, el cuerpo de la broca, la estructura de corte, los
rodamientos y el sistema de compensación de presión.
Cuerpo De La Broca 2.3.2.4.1.1.
El cuerpo de la broca consta generalmente de una conexión roscada que une la
broca con la tubería de perforación, Los ejes de rodamiento en donde van
montados los conos y el área de los jets a través de los cuales el fluido de
perforación fluye para limpiar del fondo el recorte.
Estructura De Corte 2.3.2.4.1.2.
La estructura de corte está montada sobre los rodamientos. Los elementos del
corte de la broca de conos son hileras circunferenciales de dientes extendidas
sobre cada cono como se ilustran en la figura 18.
34
Figura 19. Filas en las brocas tricónicas.
Fuente: (HALIBURTON, 2012)
Actualmente se emplean en las brocas dos distintos tipos de elementos de corte.
Los cortadores de dientes de acero, maquinados desde un cono básico, o los
insertos de carburo de tungsteno, colocados a presión en agujeros perforados en
la superficie de los conos.
Rodamientos 2.3.2.4.1.3.
Rodamientos Estándar O Abiertos a)
Por muchos años las brocas de conos móviles fueron fabricadas sólo con
rodamientos no sellados. El fluido de perforación proporcionaba la lubricación del
rodamiento.
Este tipo de rodamiento tiene una vida relativamente corta, debido a que el fluido
de perforación abrasivo penetra en su interior y causa erosión y desgaste abrasivo
de los elementos del rodamiento, especialmente la pista de rodaje.
35
Rodamientos Sellados b)
Posteriormente se evolucionó a los rodamientos sellados al principio de la década
de 1960. La tecnología de los rodamientos sellados permite a éstos operar en un
ambiente limpio y lubricado. Además del rodamiento en sí, los componentes
primarios de un rodamiento sellado incluyen el sello y el depósito de grasa. El sello
mantiene al lubricante dentro y al lodo fuera del rodamiento, mientras que el
depósito de grasa provee de lubricante el interior del rodamiento y reemplaza el
lubricante usado. Además junto a este tipo de sistema sellado se usa un
compensador de presiones.
Rodamientos De Buje O Rodillos De Fricción c)
El tercer sistema es el de rodamientos de bujes (journal), el cual usa sólidos bujes
o conos de fricción directa. El rodamiento de fricción ofrece una ventaja mecánica
distinta, sobre los rodamientos de rodillos y es que presenta un área de contacto
más grande en el punto de carga del rodamiento, por lo tanto un menor desgaste.
Sistema De Compensación De Presión 2.3.2.4.1.4.
El compensador de presiones mantiene igual presión tanto dentro como fuera del
rodamiento. El flujo del fluido de perforación es a través de la tapa del depósito de
grasa, la cual permite actuar a la presión hidrostática sobre el diafragma flexible.
El movimiento del diafragma resulta en una igualación de presiones de todo el
sistema y asegura que el lubricante alimente los rodamientos.
36
2.3.2.5. Diseño De Brocas Con Dientes De Acero
Las brocas de dientes de acero se usan generalmente con velocidad de rotación
relativamente mayores en la parte superficial de las formaciones, donde las brocas
de insertos de carburo de tungsteno, por su más baja tasa de penetración, son
antieconómicas. Tres clasificaciones básicas de formaciones -blandas, medias y
duras- se asocian con los correspondientes tipos de brocas de dientes de acero,
sus características se indican en la tabla 1.
Las brocas para formaciones blandas se caracterizan por sus dientes largos,
ampliamente espaciados. Ellas penetran fácilmente la formación y mantienen una
alta tasa de perforación debido a su acción de escopleado y raspado por el
contorno del cono y la excentricidad. El diseño se basa en rodamientos pequeños,
pero la estructura de corte agresiva asegura la más alta tasa de penetración.
Generalmente, las cargas en las brocas se mantienen bajas mientras que las
velocidades de rotación son altas. Se requiere el endurecimiento de los dientes
para mejorar su resistencia al desgaste y prolongar la vida de la estructura de
corte.
Para ser efectivas en rocas más firmes, las brocas para formaciones medias usan
dientes más cortos, más numerosos y menos espaciados. El diente más corto
ofrece más resistencia al aumento de fuerza, que es el resultado directo de mayor
peso sobre la broca (WOB), en los ambientes más duros y abrasivos. El
endurecimiento del diente mejora su resistencia al desgaste, pero reduce la
resistencia de éste al astillamiento o quebradura.
Las formaciones duras requieren dientes aún más cortos y juntamente
espaciados, por el aumento de la fuerza necesaria para triturar la roca dura.
37
Tabla N°1 Tipos De Brocas Tricónicas De Dientes De Acero
Fuente: (HALIBURTON, 2012)
Tabla N° 1 Tipos De Brocas Tricónicas De Dientes De Acero
El endurecimiento del diente se ha minimizado para prevenir quebraduras,
mientras que el endurecimiento del calibre se ha aumentado para prevenir su
excesivo desgaste. Típicamente, la carga de la broca es grande, mientras que la
velocidad de rotación es baja.
Estos niveles de energía aseguran tiempo adecuado al diente para contactar y
triturar la formación.
2.3.2.6. Diseño De Brocas Con Insertos De Carburo De Tungsteno
Las brocas de insertos fueron diseñadas inicialmente para perforar rocas
extremadamente duras, que habían sido muy costosas de perforar debido a la
relativa corta vida de las brocas de dientes de acero. Hoy, sin embargo, con el
desarrollo en la metalurgia del carburo de tungsteno y la forma de los insertos, las
brocas de este tipo pueden perforar, económicamente, cualquier formación.
Por ejemplo la forma de diente afilado ha probado ser la más efectiva para
penetración más rápida y profunda en formaciones relativamente blandas. Estos
insertos de diámetro largo y larga extensión se acoplan a conos de máxima
excentricidad para levantar el recorte mecánicamente y mejorar la tasa de
penetración. Algunos tipos de insertos que existen actualmente se muestran en la
figura 20.
39
Figura 20. Tipos de inserto de carburo de tungsteno.
Fuente: (HALIBURTON, 2012)
Las clasificaciones básicas de formaciones que se asocian con los
correspondientes tipos de brocas de insertos y sus características se indican en la
tabla 2.
Fuente: (HALIBURTON, 2012)
Tabla N°2 Tipos de brocas tricónicas con
insertos
Tabla N° 2 Tipos de brocas tricónicas con insertos
2.3.3. CÓDIGO IADC Y NOMENCLATURA
La Asociación Internacional de Contratistas de Perforación (IADC) ha desarrollado
un sistema estandarizado para clasificar las brocas de perforación. Este sistema
se creó principalmente para unificar la nomenclatura de todos los fabricantes y de
esta manera evitar confusión entre los tipos de brocas equivalentes en relación
con sus distintos fabricantes.
Así la IADC creó el sistema código IADC, de clasificación de tres o cuatro dígitos
según se requiera especificar.
2.3.3.1. Sistema de código IADC para brocas de cortadores fijo
La IADC desarrolló un sistema de codificación para la identificación de brocas de
cortadores fijos que incluye a todos los tipos de brocas de cortadores fijos.
Este código consiste de cuatro caracteres, una letra y tres números. En el código
estándar IADC, el primer caracter es una letra y se usa para distinguir el tipo de
material usado en el cuerpo de la broca.
M - Matriz
S - Acero
D - Diamante
El segundo caracter indica el tipo de formación para la cual la broca es más apta.
La dureza va desde el 1 que indica que es una formación muy blanda, hasta el 7
que indica que se trata de una formación muy dura.
El tercer caracter muestra la estructura de corte de la broca.
El último carácter que es el cuarto identifica el perfil de la broca. El resumen de
estos caracteres se presenta en la tabla 2.3
42
Tabla N° 3 Código IADC en una broca PDC.
Fuente: (PEMEX, 2008)
2.3.3.2. Ejemplos de código IADC para brocas PDC
Una broca de cortadores fijos PDC, con cuerpo de matriz diseñada para
formaciones de dureza media tiene un código IADC M424.
43
M - Cuerpo de Matriz
4 – El tipo de formación es media
2 – La estructura de corte es PDC de 19 mm
4 – El perfil de la broca es largo
Una broca de cortadores fijos PDC, de cuerpo de acero diseñada para
formaciones de dureza media tiene un código IADC S132.
S – Cuerpo de Acero
1 – El tipo de formación es muy suave
3 – La estructura de corte es PDC de 13 mm
2 – El perfil de la broca es pequeño
2.3.3.3. Sistema De Código IADC Para Brocas De Conos Móviles
En el código estándar IADC, los primeros tres caracteres en el cuadro de
clasificación son numéricos y se usan para designar o identificar el tipo de broca
por fabricante. Estos tres primeros caracteres representan la serie de la broca, tipo
y diseño de los rodamientos/calibre.
Por ejemplo, para el primer caracter Las series del 1 al 3 indican qué broca tiene
dientes de acero. La serie del 4 al 8 indica que la broca tiene insertos de carburo
de tungsteno (TCI). Se considera que en la serie 1 la formación será muy blanda,
aumentando hasta la serie 8, en donde la formación será muy dura.
El segundo caracter del código es el tipo y va del 1-4, indicando aumento de la
dureza dentro de la serie.
Las equivalencias para el primero y segundo caracter se muestran en la tabla 4.
44
Tabla N° 4 Código IADC para la característica y el tipo de formación en la que se usa una broca tricónica.
Fuente: (PEMEX, 2008)
El tercer caracter del código indica una descripción interna y externa de la
broca. Hace referencia al diseño del cojinete y a la protección del calibre.
Está dividido en siete categorías.
45
Tabla N° 5 Código IADC para indicar el diseño del rodamiento/calibre en una broca tricónica.
Fuente: (PEMEX, 2009)
El siguiente código de letras es usado como el cuarto caracter para indicar
características adicionales de diseño. Si la broca tiene más de una característica
adicional, entonces se usa la letra del código para designar la característica
principal o se usan dos o más letras del código.
A - Aplicación con aire
B - Sello especial del rodamiento
C - Chorro central
D - Control de desviación
E - Boquillas con tubos alargados
G - Protección extra calibre /cuerpo
H - Aplicación horizontal/direccional
J - Deflexión de Chorro
L - Asiento estabilizador
M - Aplicaciones con motor
S - Modelo estándar de dientes de acero
T - Broca de dos conos
W - Estructura de corte aumentada
46
X - Inserto en forma de cincel
Y - Inserto en forma cónica
Z - Insertos de otras formas
2.3.3.4. Ejemplos de código IADC para brocas tricónicas
Una broca de dientes de acero sellada, diseñada para formaciones blandas usa un
código IADC 116S.
1 - Serie 1
1 - Tipo 1
6 - Rodamiento de fricción sellado
S - Modelo de dientes de acero estándar
Si esta broca está equipada con boquillas extendidas, entonces el código
IADC sería 116E.
Una broca para formaciones blandas de insertos y rodamientos de fricción con los
insertos en forma de dientes usa un código IADC 437X.
4 - Serie 4
3 - Tipo 3
7 - Rodamiento de fricción con calibre “gauge” protegido
X - Insertos en forma de cincel
Si esta broca está equipada con boquillas de tubos alargados y bloques
estabilizadores en el calibre, entonces el código IADC sería 437E o 437EL. Las
boquillas alargadas son la principal característica.
47
2.3.4. CALIFICACIÓN IADC DEL DESGASTE EN UNA BROCA
La clasificación y evaluación de las brocas en una forma precisa y consistente es
crítica en el mercado actual por la necesidad de maximizar todos los recursos
utilizados en el proceso de perforación. Los fabricantes se basan en esta para
mejorar y hacer avances en el diseño de brocas.
En 1987 la IADC adopto un “Rock Bit Dull Grading System” el cual establecio una
base para la evaluación del grado de daño de una broca actualmente. La mayoría
de los perforadores han adoptado el sistema de calificación de la IADC (“Grading
System”). Este sistema también provee de un código para describir por qué una
broca fue sacada o una corrida fue terminada.
2.3.4.1. Calificación De Una Broca De Cortadores Fijos
Para caracterizar el desgaste de una broca de cortadores fijos se utiliza el
estándar de la IADC como se ilustra en la tabla 6.
Tabla N° 6 Cuadro estándar de la IADC para calificar el desgaste de una broca PDC.
Fuente: (Halliburton, 2012)
48
Columna 1: Parte Interna
Las dos terceras partes (2/3) del radio representan la parte interna. Utilizando una
escala lineal del 0 al 8, se le puede dar un valor de desgaste de corte a las filas
internas del cortador.
Columna 2: Parte Externa
La parte externa de cortadores representa el último tercio del radio de la broca.
Utilizando una clasificación lineal del 0 al 8, se le puede dar un valor al desgaste
de los cortadores en la parte externa de los cortadores.
Como se muestra en la figura 21 para las dos anteriores columnas, los números
de clasificación aumentan con el aumento del desgaste, el valor cero (0)
representando el no desgaste, y ocho (8) la ausencia de cortadores utilizables.
Una clasificación de 4 significa 50% de desgaste.
Figura 21. Grados de desgaste del cortador
Fuente: (GEODIAMOND, 2011)
49
Columna 3: Características del desgaste En la tercera casilla se reporta el desgaste principal en los cortadores de PDC. Se
indica de acuerdo a la tabla 7, con las iniciales de su característica de desgaste.
Tabla N° 7 Características del desgaste de la IADC para calificar una broca PDC.
Fuente: (Halliburton, 2012)
Columna 4: Ubicación del desgaste
La cuarta casilla se utiliza para indicar la zona de la característica de desgaste
primaria reportada en la tercera casilla. Se designan las zonas como:
• C – Cono (Cone): cortadores de todas las filas ubicadas en la zona del cono, son
los más centrales.
• N – Nariz (Nose): Son los elementos de corte que están en la nariz de la broca,
los más cercanos al fondo del hueco.
• T - Flanco (Taper): Aquellos elementos de corte que están en la línea entre la
nariz y el hombro de la broca.
50
• S - Hombro (Shoulder): Elementos de corte que se encuentran en la parte lateral
más externa de la broca.
• G – Calibre (Gauge): Aquellos elementos de corte que se encuentran en la parte
del calibre de la broca
• A - Todas las Zonas (All areas): Abarca toda la estructura de corte de, también
para indicar que dos o más zonas han sido afectadas.
Columna 5: Rodamientos / Sellos
Esta casilla solo se utiliza para brocas de cono móvil. Se marcara con “X” para
todas las brocas de cortadores fijos.
Columna 6: Calibre
La sexta casilla se utiliza para indicar la condición del calibre de la broca. Se utiliza
“I” si la broca todavía se encuentra en el rango de calibre. De otra forma, la
cantidad de la broca que está por debajo de calibre se indica con el 1/16avo de
pulgada más cercano.
Columna 7: Otra condición de Desgaste
En la casilla séptima se indica la evidencia secundaria de desgaste de las brocas.
Esta evidencia se puede relacionar específicamente al desgaste de la estructura
de corte o al desgate en el cuerpo de la broca. Muchas veces, este desgaste
secundario identifica la causa de la característica de desgaste indicada en la
tercera casilla. Se basa en la tabla 7.
Columna 8: Razón de salida de la broca
La casilla octava se utiliza para indicar la razón por la cual la broca terminó su
corrida o razón de salida según la tabla 8.
51
Tabla N° 8 Razones de salida de la broca o una corrida se da por terminada.
Fuente: (Halliburton, 2012)
2.3.4.2. Calificación De Una Broca Tricónica
La tabla 9 es una descripción del sistema de clasificación de desgaste como se
aplica a las brocas de conos móviles.
Tabla N° 9 Cuadro estándar de la IADC para calificar el desgaste de una broca tricónica.
Fuente: (HALLIBURTON, 2008)
52
Como se observa tiene la misma estructura para realizar la evaluación del estado
final de la broca, que la que se observó para brocas de cortadores fijos. Y su
explicación es la siguiente:
Columna 1: Desgaste en la parte interna
Se usa para reportar la condición de los dientes que no tocan la pared del hueco.
Columna 2: Desgaste en la parte externa
Se usa para reportar la condición de los dientes que tocan la pared del hueco.
Estos dientes son también llamados la fila del calibre. (La condición del calibre es
importante para el buen rendimiento de la broca.)
En las columnas 1 y 2 se utiliza una escala lineal numérica de 0 a 8, para describir
la condición de la estructura de corte como se explica en la figura 22.
Figura 22. Medida del desgaste de la estructura de corte.
Fuente: (HALLIBURTON, 2008)
Utiliza un código de dos letras para indicar la característica mayor de desgaste de
la estructura de corte basandose en la tabla 10. Es de notar que esta columna
utiliza solo códigos relacionados a la estructura de corte.
53
Tabla N° 10 Características del desgaste de la IADC para calificar una broca
tricónica.
Fuente: (HALLIBURTON, 2008)
Columna 4: Ubicación del Desgaste
Utiliza un código de letras para indicar el sitio donde la característica de desgaste
ocurre. El sitio se define como sigue:
• G - Fila del Calibre (Gauge Row) - aquellos elementos de corte que tocan la
pared del hueco
54
• N - Fila de la Nariz (Nose Row) - aquellos elementos de corte que son más
centrales en la broca
• M - Fila Media (Middle row) - son los elementos que están entre la nariz y el
calibre
• A - Toda las Filas (All) - abarca las tres filas mencionadas anteriormente.
Columna 5: Condición de los Rodamientos
Utiliza un código de letras o de números, dependiendo en el tipo de rodamiento,
para indicar la condición de los rodamientos de la broca de cono móvil. Para
brocas de cono móvil sin sello, se utiliza una escala lineal de 0 a 8 para indicar la
cantidad de vida de rodamiento que se ha usado. Un cero (0) indica que no se ha
usado nada de vida del rodamiento (nuevo) y un 8 indica que toda la vida del
rodamiento se ha usado (trabado o perdido).
Para brocas de rodamientos sellados (de friccion “journal” o de rodillos), un código
de letras se utiliza para indicar la condicion de los sellos. Una “E” indica un sello
efectivo y una “F” indica un sello perdido (Failed). Una “N” indicando que no fue
posible de clasificar.
Columna 6: Calibre
Se utiliza para reportar el calibre de la broca. La letra “I” (IN) indica que no hay
reducción del calibre. Si la broca tiene una reducción del calibre, se tiene que
especificar en 1/16avo de pulgada. La regla de los dos tercios es aplicable para
las brocas de conos móviles, esta regla se explica en la figura 2.23.
La regla de los dos tercios requiere que el anillo calibrador sea halado para que
contacte dos de los conos en sus puntos más extremos. Luego la distancia entre
el punto más extremo del tercer cono y del anillo calibrador se multiplica por 2/3 y
se redondea al 1/16 avo de pulgada más cercano para dar la correcta reducción
del diámetro.
55
Figura 23. Regla de los dos tercios para medir el calibre.
Fuente: (HALLIBURTON, 2008)
Columna 7: Otras características de desgaste
Se utiliza para reportar cualquier característica de desgaste de la broca, en adición
a la enumerada en la columna 3. Utiliza el mismo estándar de código de dos letras
como se usa en la columna 3. Esta columna no está restringida a la sola
característica de desgaste de la estructura de corte.
Columna 8: Razón de salida de la broca
Se utiliza para reportar la razón por la cual se terminó la corrida de la broca según
la tabla 2.8.
2.4. PARAMETROS OPERACIONALES
56
2.4.1. CONDICIONES DE OPERACIÓN.
Existen parámetros y condiciones de logística que pueden influir de diferentes
maneras en el rendimiento y costo de una broca durante la operación. Es
importante definir estos parámetros y condiciones. Los parámetros de perforación
son definidos como Gasto Óptimo de Operación, Peso Sobre la Broca,
Revoluciones por Minuto, Torque y Arrastre. Por otro lado, la mala planeación de
la logística de materiales repercute en el abastecimiento de estos, provocando
posibles retrasos en la operación.
Muchos de estos parámetros no recaen únicamente en las herramientas usadas
sobre la broca, en las características geológicas y en la selección misma de la
broca, sino principalmente en cuestiones operativas las cuales, dependiendo del
personal, pueden ayudar o perjudicar al rendimiento y comportamiento de la
broca. (ADAMS, 1985)
El costo por pie perforado se puede determinar con la siguiente relación.
Ec [1]
Dónde:
C = costo de perforación por pie [$/pie].
R = corto operativo del equipo de perforación [$/hr].
T = tiempo de viaje [hr].
D = tiempo de perforación [hr].
B =costo de la broca [$].
F = pies perforados [pies]. 24
57
Figura 24. Comportamiento del costo en función a los pies perforados.
Fuente: (ADAMS, 1985)
2.4.1.1. Caudal Óptimo de Operación (GPM)
Para optimizar el desempeño de la broca es necesario considerar el caudal de
lodo que deben producir las bombas. Esta selección es función de las
características del lodo y sus propiedades, diámetro de las toberas, coeficiente de
descarga de la broca y la profundidad a perforar. Otro parámetro es el
comportamiento del flujo y sus caídas de presión en el espacio anular
(Schlumberger, 2004)
No es conveniente reducir el caudal mínimo, ya que un gasto bajo podría provocar
embolamiento y reduce la limpieza del agujero, provocando la disminución en la
tasa de penetración, incrementando el costo de operación.
Para seleccionar una tasa de flujo y una presión de circulación que permita una
buena limpieza del pozo y una potencia adecuada en la broca, siempre que no
58
exceda la presión máxima permitida en superficie y en el espacio anular es
necesario considerar:
Si las bombas son capaces de bombear a la velocidad requerida.
Si el gasto seleccionado no interfiere con el funcionamiento de las otras
herramientas de la sarta (MWD, LWD).
Si el gasto optimo seleccionado es superior a la velocidad anular crítica
mínima.
Si el gasto optimo seleccionado es inferior a la velocidad anular crítica
máxima.
La velocidad anular crítica debe ser considerada al tratar de definir el gasto
óptimo, ya que es importante evitar la retención de sólidos en el espacio anular,
debido a que el incremento en la densidad del lodo podría causar pérdidas de
fluido hacia las formaciones. (Schlumberger, 2004)
Es posible calcular la velocidad anular crítica utilizando la siguiente fórmula:
Dónde:
Vc = velocidad anular crítica [pie/min]
n = cte. de la ley de potencias para el espacio anular- t
W = densidad del lodo [ppg]
DI agujero = diámetro interno del agujero o de la TR [pulgadas]
DE tubería = diámetro externo de la tubería [pulgadas]
K = factor de consistencia para el espacio anular [cp]
59
Una vez calculada la velocidad anular promedio es posible calcular el gasto crítico
con la fórmula siguiente:
Ec [3]
Dónde:
Qc = gasto anular crítico [galones por minuto].
Vc = velocidad anular crítica [pie/min].
DI hoyo = diámetro interno del agujero o de la TR [pulgadas].
DE tubería = diámetro externo de la tubería [pulgadas].
Para calcular los valores de n y k se pueden utilizar las siguientes fórmulas con la
ayuda del viscosímetro FANN.
Ec [4]
Ec [5]
60
Figura 25. Eficiencia en el transporte de recortes vs velocidad anular.
Fuente: (Mayes & Waker, 1998)
2.4.1.2. Peso sobre la Broca (WOB)
El peso aplicado sobre la broca es aquel que permite incrementar la tasa de
penetración dentro de las recomendaciones que establece la directriz de la hoja de
especificaciones del fabricante. Suele ser un factor importante para la
perforabilidad de los diferentes intervalos, para aumentar o disminuir la tasa de
penetración, así como optimizar la vida de la broca.
Las exigencias del WOB dependen del tipo y dureza de la formación. Cuando
aumenta la fuerza compresiva de la formación, es importante aumentar el peso
aplicado sobre la broca y bajar la tasa de rotación o RPM. El WOB no debe ser
aumentado más de lo que recomiendan las hojas técnicas de cada broca, ya que
esto pudiera romper los elementos de corte en las brocas tricónicas y/o PDC, o en
un caso peor, romper una aleta o cono y causar la formación de chatarra en el
fondo del pozo. (BAKER HUGHES, 2007)
61
Si la formación es altamente abrasiva, es necesario mantener o reducir
ligeramente el WOB y bajar las RPM, ya que esto incrementará el desgaste de los
dientes de la broca.
El WOB generalmente deberá aumentar en la medida que los elementos de corte
se desgasten para mantener un óptimo ROP y la estabilidad de la broca aumenta
generalmente cuando se aumenta el WOB. Esto es porque el comportamiento
dinámico provocaría vibración y la pérdida de calibre. Siempre se debe optimizar
el WOB para reducir daños en la broca, causados por vibraciones.
Para calcular el peso sobre la broca es necesario tomar en cuenta si el pozo es
vertical o direccional, por lo que para pozos verticales:
Ec [6]
Dónde.
WOB = peso sobre la broca [lbf].
Ff = factor de flotación.
WBHAaire = peso del BHA en el aire [lb].
Fs = factor de seguridad = 1.15
Para calcular el WOB en pozos direccionales tenemos:
Ec [7]
Dónde:
WOB = peso sobre la broca [lbf].
Ff = factor de flotación.
WBHAaire = peso del BHA en el aire [lb].
62
Fs = factor de seguridad = 1.15
β = ángulo de inclinación del pozo [grados].
D = diámetro externo de la tubería de perforación [pulgadas].
d = diámetro interno de la tubería de perforación [pulgadas].
H = diámetro del agujero [pulgadas].
La figura 26 se explica de la siguiente manera.
No hay rata de penetración significativa obtenida hasta que se aplique el peso
sobre la broca umbral (Punto a). La rata de penetración después se incrementa
rápidamente para valores incrementales de WOB hasta alcanzar un peso
moderado (Segmento a-b). Una curva casi lineal es observada a WOB moderados
(Segmentos b-c). Pero, a altos valores de WOB, subsecuentes incrementos en
peso causan solo pequeñas mejoras en la rata de penetración (Segmento c-d). En
algunos casos, un decremento en rata de penetración es observada a valores
extremadamente altos de WOB (Segmento d-e). Este tipo de comportamiento es
llamado “bit floundering”.
Figura 26. Respuesta típica de la ROP al cambio de pero sobre la broca.
Fuente: (PRASSL, 2003)
63
2.4.1.3. Revoluciones por minuto (RPM)
Las revoluciones por minuto son el número de vueltas que gira la sarta en un
minuto. Si se tiene un motor de fondo la cantidad de RPM total aumentará. Para
calcular el número de revoluciones por minuto totales es necesario sumar las
vueltas en el equipo superficial y las del motor de fondo. (ENI AGIP, 1999)
Ec [8]
Dónde:
RPMT = revoluciones por minuto totales [rpm].
RPMS = revoluciones por minuto del equipo superficial [rpm].
RPMM = revoluciones por minuto del motor de fondo [rpm].
La cantidad de RPM depende de la dureza y abrasión de la formación. Al
aumentar la fuerza compresiva de la formación es necesario bajar las RPM, ya
que con RPM más altas es más eficiente la perforación en formaciones blandas. Al
contrario, un RPM más bajo es eficiente en formaciones duras o abrasivas ya que
minimiza vibraciones y desgaste de los elementos de corte. Algunas formaciones
pueden ser considerablemente blandas pero abrasivas. Siempre es necesario
optimizar las RPM para prevenir vibraciones.
El incremento en la rata de penetración usualmente es mayor con la velocidad de
rotación a bajos valores (segmento a-b). A altos valores de velocidad de rotación,
esta respuesta disminuye (segmento b-c). Esta disminución en la eficiencia de
incremento de la rata de penetración se atribuye a problemas de limpieza de hoyo.
Ver figura 27
64
Figura 27. Respuesta típica de la ROP al cambio de la velocidad de rotación.
Fuente: (PRASSL, 2003)
2.4.1.4. Torque y Arrastre.
El torque puede ser definido de manera simple como la resistencia ejercida por la
tubería a girar durante la perforación por el contacto de la tubería con las paredes
del pozo. En un pozo con trayectoria direccional el torque aumenta. (Mitchell,
1995)
Se dice que se perfora rotando, cuando se utiliza la mesa rotaria para imprimirle
revoluciones por minuto a la sarta, y se le llama deslizar cuando la sarta se
encuentra inmóvil mientras se le ajusta la inclinación y el azimut para poder
direccionar el pozo, utilizando únicamente el caudal de lodo y el motor de fondo.
Un torque excesivo puede limitar la longitud del intervalo horizontal ya que esto
podría ocasionar daño a las juntas o a las conexiones más débiles de la tubería o
a las paredes más delgadas de ésta.
Cuando se perfora rotando es cuando el torque es mayor ya que toda la tubería se
encuentra en movimiento, al contrario que al estar deslizando, ya que es en esta
operación que el torque es mínimo.
65
El incremento en el torque puede ser causado por cambios en el ángulo del pozo,
cambios de formación, incremento en el peso sobre la broca, entre otros. La
disminución en el torque se puede deber a cambios en la formación, cambios en la
velocidad de rotación, disminución en el peso sobre la broca o enderezamiento del
ángulo del pozo. El incremento en el torque puede provocar un aumento en el
daño que sufren los cortadores, desprender conos o romper aletas.
La fórmula con la que se puede calcular el torque es.
Ec [9]
Dónde:
Q = torque [lb-pie].
J = momento polar inercial [pulgadas4] = (π/32)(DE2 – DI2).
D = diámetro externo de la tubería [pulgadas].
Y = mínima fuerza cedente [psi].
T = carga tensional [lb].
A = área de las paredes de la tubería [pulgadas2].
66
Figura 28. Variación del Torque con respecto a la inclinación del pozo.
Fuente: (Carden, 2007)
El arrastre puede ser entendido como la fricción que sufre la tubería con las
paredes del pozo.
El arrastre se incrementa en pozos direccionales y es mayor mientras más
inclinado sea el pozo, siendo el máximo en pozos horizontales. El arrastre mínimo
se presenta en pozos verticales o en la sección vertical. El aumento en el arrastre
puede provocar desgaste en el gauge de la broca, hombro y pérdida de calibre.
(Johancsik, 2002)
67
Figura 29. Variación del arrastre de la tubería vs profundidad desarrollada.
Fuente: (Johancsik, 2002)
La ecuación para calcular el arrastre es:
Ec [10]
Dónde:
Ff = arrastre [lb].
Bf = factor de flotación.
Ws = peso en el aire por cada pie de la sección de la tubería [lb/pie].
DL = longitud de partida de una sección de la tubería [pies].
T = tensión axial [lb].
DLS = severidad [grados/100pies].
LOS = longitud de la sección desviada [pies].
μ = coeficiente de fricción entre la tubería y el pozo [lb/lb].
68
2.5. FACTORES HIDRÁULICOS QUE INFLUYEN EN LA
PERFORACIÓN DE POZOS
2.5.1. ANÁLISIS DE LA HIDRÁULICA EN UNA BROCA
El fluido es el medio en el cual la perforación tiene lugar, por esto las
características del fluido y la hidráulica pueden tener un efecto importante en el
desarrollo de la perforación.
La hidráulica describe condiciones dinámicas del fluido de perforación y su camino
desde el equipo de perforación en superficie hasta la broca y de allí de regreso
hacia la superficie por el espacio anular. Lo esperado de la hidráulica de la broca
es
1. Una máxima velocidad de penetración mediante la limpieza de
recortes de la cara de la broca y el fondo del pozo.
2. La prolongación de la vida de la broca por óptimo enfriamiento y
lubricación.
El flujo del fluido de perforación a través de la tubería de perforación se concentra
en la broca. Esto es igual al efecto de una boquilla regular de manguera de jardín.
Como se representa en la figura 30. Cuando la manguera de un jardín está
completamente cerrada no hay flujo de agua. Cuando se abre poco se produce
algún flujo o capacidad de limpieza. Mientras la boquilla se continúa abriendo, el
flujo se hace más estable y mejora la limpieza que puede conseguirse.
Finalmente, si se abre la boquilla demasiado el agua fluye de una manera muy
dispersa disminuyendo su capacidad de limpieza.
69
Figura 30. Capacidad de limpieza y rata de flujo en una manguera de jardín.
Fuente: (Halliburton, 2012)
La misma relación se establece en el taladro. Una mayor tasa de flujo es buena
hasta un punto; el máximo flujo puede no ser lo óptimo. La meta es “limpiar” lo
mejor posible y usar menor cantidad de fluido posible. Esta relación se mira en la
curva de la figura 31.
La hidráulica de la broca puede ser optimizada para mejorar la velocidad de
penetración ROP. Aunque en áreas de rocas duras, la interacción entre la broca y
la formación tiene un mayor impacto sobre la ROP que la hidráulica de la broca.
70
Figura 31. Capacidad de limpieza vs. Rata de flujo.
Fuente: (Halliburton, 2012)
Los métodos de optimización de la hidráulica consisten en determinar la caída de
presión en la broca de tal forma que la energía generada por el equipo de bombeo
en superficie sea transmitida óptimamente hasta el fondo del pozo para su
correcta limpieza.
Esta caída de presión óptima es obtenida determinando el tamaño de jets en la
broca. La hidráulica de la broca puede ser optimizada en lo que se refiere al
impacto hidráulico, la potencia hidráulica o la velocidad de jet. En general, el
objetivo es usar de 50 a 65% de la presión máxima admisible de circulación
proporcionada a la broca.
Se considera que los sistemas se optimizan para la fuerza de impacto cuando la
pérdida de presión en la broca es igual a 50% de la presión de circulación. Cuando
la pérdida de presión en la broca es igual a aproximadamente 65% de la presión
de circulación, se considera que el sistema está optimizado para la potencia
hidráulica.
71
2.5.1.1. Perdidas de presión en la broca (∆PB)
La pérdida de presión es una función directa de la tasa de fluido, área de la
boquilla y peso del lodo. Esto es calculado por:
2858,10
2
nxA
xQPb
Ec [11]
Donde
Q= Tasa de flujo en GPM
ρ = Peso del lodo en ppg
Cabe mencionar que la presión en un sistema de perforación se pierde en los
siguientes lugares:
• Los equipos de superficie, la sarta, BHA y conexiones.
• En las boquillas o en la cara de la broca.
• En el espacio anular.
2.5.1.2. Caballaje hidráulico de la broca (BHHP)
El caballaje hidráulico o potencia hidráulica de la broca es la tasa a la cual el fluido
trabaja en el área específica de flujo en la broca, es decir en el orificio de una
boquilla o en el área total de flujo TFA.
La fórmula para calcular los BHHP es la caída de presión de la broca por la tasa
de flujo dividida por la constante 1,714, o:
714,1
xQPBHHP b
Ec [12]
72
El caballaje hidráulico es el concepto más comúnmente usado para la optimización
hidráulica tanto para las brocas de conos fijos como móviles. Y se deben tomar en
cuenta dos condiciones básicas:
Una potencia hidráulica baja en la broca puede producir bajas
velocidades de penetración y un rendimiento deficiente de la broca.
La potencia hidráulica en la broca no puede exceder la potencia
hidráulica total del sistema.
La Figura 32 muestra que la relación entre la tasa de flujo y los BHHP es similar a
la relación discutida anteriormente de la limpieza con una manguera.
Figura 32. Caballaje hidráulico de la broca vs. Caudal (TFA).
Fuente: (Halliburton, 2012)
73
2.5.1.3. Caballaje hidráulico por pulgada cuadrada de la Broca (HHSI)
El caballaje hidráulico varía considerablemente dependiendo del diámetro de la
broca. Para una comparación más fácil, BHHP se convierte a HSI.
El cálculo divide BHPP por el área del diámetro del fondo del pozo, o también:
2785,0 bxD
BHHPHSI
Ec [13]
Donde
Db: es el diámetro de la broca en pulgadas.
Es posible aumentar el HSI incrementando la velocidad de bomba (spm), pero
esto incrementará la presión en la bomba, solo se puede aumentar esta presión al
máximo permitido por el cliente.
2.5.1.4. Fuerza de impacto hidráulica (IF)
La fuerza de impacto es definida como la fuerza de choque del fluido contra la
formación a través de la broca, como una función de densidad del fluido, tasa de
circulación y velocidad en la boquilla.
930,1)(
xQxVlbIF n
Ec [14]
Dónde:
Vn = Velocidad en el jet (pies/seg)
Q = Caudal (gpm)
ρ = Densidad (lb/gal)
74
Para obtener la IF por pulgada cuadrada
2
)(27,1)(
bD
lbxIFpsiIF Ec [15]
2.5.1.5. Velocidad en el jet
Se define a velocidad en el jet como la velocidad con la que circula el fluido en las
boquillas de los jets de la broca. Se define por la siguiente fórmula;
....)(
321,02
3
2
2
2
1 nnn
nDDD
xQ
seg
piesV Ec [16]
Dónde:
Q = Caudal (galones por minuto)
Dn = Diámetro de la boquilla (1/32 pulgada.)
Aunque se pueda utilizar más de un tamaño de boquilla en una broca, la velocidad
de jet será la misma en cada una de las boquillas instaladas en la broca. El rango
recomendable de velocidades de jet para la mayoría de brocas es de 250 a 450
pies/seg.
2.5.1.6. Velocidad Crítica
Como se muestra en la figura 33 la velocidad crítica se usa para describir la
velocidad a la cual la transición de flujo laminar a turbulento ocurre.
75
Figura 33. Velocidad crítica y los regímenes de flujo.
Fuente: (Halliburton, 2012)
Las ecuaciones para calcular la velocidad crítica en la tubería (Vcp) en el espacio
anular (Vca) están enunciadas a continuación.
n
n
n
n
nx
D
xKppiesVcp
22
1
4
136,1727,38
min Ec [17]
n
n
n
n
nx
DD
xKapiesVca
2
12
2
1
3
124,2818,25
min Ec [18]
76
Donde K y n son los índices de consistencia y comportamiento del fluido,
respectivamente.
2.5.1.7. Velocidad Media De Propagación
La velocidad media de propagación es la velocidad de circulación del fluido en el
medio que se encuentra. Dentro de la perforación de un pozo existen dos medios
de propagación del fluido:
1) El espacio anular formado entre el BHA y la pared de la formación,
cuya fórmula es:
2
1
2
2
48,24
min DD
xQpiesVa Ec [19]
Donde
V = Velocidad (pies/min)
Q = Razón de flujo (galones por minutogpm)
D = Diámetro (pulgadas.)
2) El espacio dentro de la tubería de perforación, cuya fórmula es:
lg)(
)(48,24
min 2 puD
gpmxQpiesVp Ec [20]
Esta ecuación supone que la totalidad del fluido está fluyendo a la misma
velocidad con un perfil plano y sin las diferencias instantáneas de velocidad que se
producen en el flujo turbulento.
77
2.5.1.8. Área Total De Flujo (TFA)
El área de flujo de las brocas con jet es simplemente la suma del área circular de
todas las boquillas y es expresada en pulgadas cuadradas. La fórmula es:
...106699,72
3
2
2
2
1
4
nnn DDDxxTFA Ec [21]
Donde
Dn = Diámetro de la boquilla (1/32 pulgada.)
Las brocas PDC y las de conos móviles usan boquillas para controlar el flujo del
fluido de perforación. Las boquillas son intercambiables en el campo y se
seleccionan a través de un programa hidráulico localmente controlable. Por
ejemplo, el tamaño de las boquillas puede determinarse justo en el momento en
que la broca se instala en la sarta.
El flujo de fluido se estrecha en la broca convirtiendo la alta presión y la baja
velocidad dentro de la sarta, a una baja presión y alta velocidad debajo de la
broca. Esto se logra en las brocas PDC y de conos móviles, más no en las de
diamante natural o termalmente estables (TSP). La siguiente tabla muestra valores
de TFA para tamaños comunes de boquillas.
78
Tabla N° 11 Valores de TFA (área total de flujo) para tamaños comunes de boquilla.
Fuente: (Halliburton, 2012)
79
3. METODOLOGÍA
3.1. CARACTERÍSTICAS GENERALES DEL CAMPO
SACHA
3.1.1. HISTORIA.
Fue descubierto por Texaco – Gulf en 1969 con la perforación del pozo
exploratorio SAC – 01, que alcanzo la profundidad de 10160 ft.
(Penetrando 39 ft de la formación pre-cretácica Chapiza). Con una
producción inicial de 1 328 BPPD de un petróleo de 29.9 ºAPI y un BSW
de 0.1% de Hollín Inferior.
El campo fue puesto en producción el 6 de julio de 1972 a una tasa
promedia diaria para ese mes de 29 269 BPPD, incrementándose hasta
un promedio de 117 591 BPPD en noviembre de ese mismo año, que es la
producción máxima registrada en la vida del campo.
La producción de crudo se mantuvo por sobre los 60 000 BPPD hasta el
año 1994, luego de lo cual ha venido declinando hasta el año 2012 en que
su producción diaria aproximadamente fue de 40000 barriles.
Actualmente Operaciones Río Napo Compañía de Economía Mixta, está a
cargo de las operaciones del campo, se lo ha catalogado como un campo
en desarrollo con una producción de aproximadamente 74 000 BPPD a
Enero 2015 (Rio Napo CEM, 2015), como se muestra en la figura 34
80
Figura 34. Producción Promedio Diaria del mes de Enero 2015 Campo Sacha.
Fuente: (Rio Napo CEM, 2015)
3.1.2. UBICACIÓN.
El campo Sacha está ubicada en la provincia de Orellana al Nororiente de
la Región Amazónica Ecuatoriana. Está limitada a Norte por las
estructuras Palo Rojo, Eno, Ron y Vista. Al Sur por el Campo Culebra –
Yulebra. Al Este por los campos Mauro Dávalos Cordero en Alianza
81
Operativa, además de Shushufindi y Aguarico. Al Oeste por Pucuna,
Paraíso y Huachito en concesión a SIPEC.
Fuente: (RIO NAPO CEM, 2011)
3.1.3. ASPECTOS GEOLÓGICOS.
La trampa hidrocarburífera Sacha, es un anticlinal asimétrico de bajo
relieve fallado al Oeste, con su eje principal en dirección preferencial NE –
SO y su eje secundario bajo un cierre vertical contra la pendiente regional
de la cuenca. Tiene una longitud de 28.5 Km, un ancho que varía entre 4
a 9 Km, siendo la parte norte la más angosta con 2.7 Km, la parte central
es la más ancha con 9.5 Km. Tiene un área de 41 000 acres bajo un
cierre estructural de 200 pies.
Figura 35. Mapa de Ubicación del Campo Sacha
82
Sacha es el sexto Campo más grande en extensión después de
Shushufindi, Aucas y Libertador, en su orden.
La producción de hidrocarburos en la cuenca oriente del Ecuador de
manera general está relacionada a la era mesozoica y a los depósitos de
la edad del Cretácico inferior a medio (formación Hollín y Napo) y, de la
edad Cretácico superior (formación Basal Tena).
Se han realizado cuantiosos estudios sobre estratos y sus propiedades,
que van desde la superficie hasta las zonas de interés para la cuenca
oriental ecuatoriana, los cuales definen el comportamiento estratigráfico
del Campo Sacha, por lo cual se ha diseñado una columna base y de
donde se obtiene información, como: era y edad geológica, formación a la
que corresponde, ambiente de depositación, espesor promedio, litología,
etc. ver figura 36.
83
3.1.4. GEOLOGÍA REGIONAL.
3.1.4.1. Columna litológica de la cuenca.
Fuente: (ARCH, 2014)
W E
EDAD LITOLOGIABREVE DESCRIPCION LITOLOGICA
AM
BIE
NT
E
PR
OD
UC
...
COLUMNA ESTRATIGRAFICA CUENCA ORIENTE
FA
SE
OR
OG
EN
ICA
T
AR
DIO
AN
DIN
AF
AS
E O
RO
GE
NIC
A
TE
MP
RA
NA
A
ND
INA
PLIOCENO
MIOCENO
NE
OG
EN
OP
AL
EO
GE
NO
CE
NO
ZO
ICO
C
Z
OLIGOCENO
EOCENO
PALEOCENO
MAESTRICHTIANO
CAMPANIANO
SANTONIANO
CONIACIANO
TURONIANO
CENOMANIANO
FM. MESA
ARCILLAS ROJAS
CO
NT
INE
NT
AL
ARENAS AMARILLAS Y ARCILLAS ROJAS, MESETAS DE MATERIAL VOLCANICO
CONGLOMERADOS, ARENAS Y ARCILLAS
ARENISCAS PARDUZCAS INTERCALADAS CON ARCILLAS MULTICOLORES, CONGLOMERADOS
F M ARAJUNO
FM ORTEGUAZA
HIATO
HIATO
HIATO
FM TIYUYACU
FL
UV
IAL
CO
NT
CONCGLOMERADOS, ARENISCAS, ARENISCAS ARCILLOSAS
ALBIANO
APTIANO
NEOCOMIANO
CR
ET
AC
ICO
JU
RA
SIC
O
ME
SO
ZO
ICO
M
Z
SUPERIOR
MEDIO
INFERIOR
PA
LE
OZ
OIC
O P
Z PERMICO
CARBONIFERO (PENSILVIANO)
DEVONICO
SILURICO
ORDOVICICO/CAMBRICO
PRECAMBRICO PE
FM TENAARN BT
CO
NT
INE
HIATO
ARCILLAS ROJAS ARENISCASCONCLOMERADOS
M1 / VIVIAN
CLZ M-1
CLZ M-2
CLZ A
Na
po
Su
p.
Na
po
Med
.N
ap
o I
nf.
ARENISCAS "U"
CLZ B
ARENISCAS " T "
LUTITAS NEGRAS, CALIZAS ORGANOGENAS,E INTERCALACIONES DE ARENISCAS Y LUTITAS
ARENISCAS CUARZOSAS
ARENISCAS ROJAS, CONGLOMERADOS MANTOS VOLCANICOS
ARENISCAS Y LUTITAS INTERCALADASCON ANHIDRITA.
CALIZAS INTERCALADAS CON ARENISCASCUARCITAS Y ARCILLAS ESQUISTOSAS
FM CURARAY
CALIZAS, LUTITAS Y DOLOMITAS
ESQUISTOS GRAFITICOS, ARENISCAS CUARCITICAS
BASAMENTO CRISTALINO
CO
NT
INE
NT
A M
AR
INO
Na
po
Ba
sal.
HIATO
HIATO
HIATO
MA
RIN
O D
E A
GU
A S
OM
ER
OM
AR
INO
CO
NT
INM
AR
INO
MA
RIN
O
FM SANTIAGO
FMMACUMA
METAMORFICOS
LUTITAS GRIS VERDOSAS
FO
RM
AC
ION
NA
PO
CLZ C ZONAHOLLÍN SUPERIOR
FM CHAPIZA
MIEMBRO VOLCANICO MISAHUALLI
FM PUMBUIZA
ARN M-2
FM CHAMBIRA
Realizado por:Juan Chiriboga / Omar Corozo
FM HOLLIN
1
2
3
4
5
Tapi
Vista
Auca
JIVINO/LAGUNA
Armadillo/Auca
Puma
Yuralpa/Dayuno
Colaboracion: Pierre KummertMODIFICADO DE DASHWOOD Y ABBOTTS
Figura 36. Columna Estratigráfica Cuenca Oriente
84
3.1.5. ESTRATIGRAFÍA DE LAS FORMACIONES.
El principal yacimiento de este Campo está constituido por las arenas
Hollín, siguiéndole en importancia las areniscas U, T y Basal Tena.
A continuación se presenta una breve descripción litológica de las
diferentes formaciones que posee la columna estratigráfica en el campo
Sacha. Ver figura 37
3.1.5.1. Descripción litológica.
Tabla N° 12 Descripción Litológica De Los Yacimientos Productivos En El Campo Sacha.
Fuente: (RIO NAPO CEM, 2011)
UNIDAD DESCRIPCIÓN LITOLÓGICA
Hollín Inferior Arenisca
Hollín Superior Arenisca
Napo Lutita, Arenisca y Caliza
T Inferior Arenisca, Lutita y Caliza
T Superior Arenisca
U Inferior Arenisca y Lutita
U Superior Arenisca
Arenisca Basal Tena Arenisca
86
3.1.6. TIPO DE ESTRUCTURAS.
La trampa hidrocarburífera Sacha, es un anticlinal asimétrico de bajo
relieve fallado al Oeste, con su eje principal en dirección preferencial NE –
SO y su eje secundario bajo un cierre vertical contra la pendiente regional
de la cuenca. Tiene una longitud de 28.5 Km, un ancho que varía entre 4
a 9 Km, siendo la parte norte la más angosta con 2.7 Km, la parte central
es la más ancha con 9.5 Km.
El campo se encuentra cortado por una falla que se origina en el
basamento, que posiblemente se reactivó en más de una ocasión en que
también controló la depositación de los sedimentos.
3.1.7. CARACTERÍSTICAS DEL YACIMIENTO.
3.1.7.1. Parámetros petrofísicos y de fluidos de los yacimientos.
Tabla N° 13 Parámetros Petrofísicos De Los Yacimientos Productivos En El Campo.
RESERVORIO
VALORES PROMEDIOS
Ø
ºAPI
Espesor Sw So K
(%) (pies) (%) (%) mD
BT 18 24.1 9 34.3 65.7 300
U 17 27.0-29.0 20-60 12.8 67.2 100
Ts
15.6
27.0-29.0
20-44 20 80 200 Ti 27.0-28.0
Hs 14 27.0-29.0 30-70 33.3 66.7 70
Hi 18 27.0-28.0 30-110 29.4 70.6 500
Fuente: (RIO NAPO CEM, 2011)
87
3.1.7.2. Tipos de empuje.
El mecanismo de producción de las arenas de la formación Hollín es por
empuje hidráulico, mientras las arenas de la formación Napo produce por
gas en solución y empuje parcial de agua.
3.1.8. RESERVAS.
3.1.8.1. Volumen in situ.
Tabla N° 14 Volumen In Situ De Los Yacimientos Productivos Del Campo Sacha
ARENA VOLUMEN INSITU
Bls
BASAL TENA 67 692 332
U 762 615 924
T 483 325 941
HOLLÍN 2137 516 953
TOTAL 3451 151 150
Fuente: (ARCH, 2014)
88
3.1.8.2. Reservas recuperadas.
Tabla N° 15 Reservas Recuperadas De Los Yacimientos Productivos Del Campo Sacha
Fuente: (RIO NAPO CEM, 2011)
ARENA RESERVAS
RECUPERADAS Bls
BASAL TENA 15 771 662
U 176 320 446
T 83 419 766
HOLLÍN 430 687 635
TOTAL 706 199 509
89
3.1.8.3. Reservas remanentes
Tabla N° 16 Reservas Remanentes De Los Yacimientos Productivos Del Campo Sacha
Fuente: (RIO NAPO CEM, 2011)
ARENA RESERVAS
REMANENTES Bls
BASAL TENA 1 848 305
U 128 11 831
T 101 500 739
HOLLIN 260 371 596
TOTAL 491 836 471
3.1.8.4. Estimación de reservas por método volumétrico.
Tabla N° 17 Estimación De Reservas Por Método Volumétrico
ARENA V INSITU (CS) Bls Ho
pies POROSIDAD
% Sw %
Boi By/ Bs
FR RESERVAS
INICIALES Bls.
PRODUCCION ACUMULADA
Bls
RESERVAS REMANENTES
Bls.
BASAL TENA 67 692 332 9 17 34.3 1.122 0.2603 17 620 314 15 771 662 1 848 305
U 762 615 924 23 17 12.8 1.203 0.3978 303 368 615 176 320 446 128 115 831
T 483 325 941 21 15.8 20 1.256 0.3346 161 720 860 83 419 766 101 500 739
HOLLIN 2137 516 953 12 14 – 18 33.3
- 29.4
1.082 0.3168 677 165 371 430 687 635 260 371 596
Fuente: (RIO NAPO CEM, 2011)
3.1.8.5. Nuevas Reservas Del Campo Sacha
Para cerrar el 2013, la firma estadounidense Ryder Scott certificó un incremento
de reservas de 243 millones de barriles de crudo en ese campo. Este hallazgo
histórico se ancla en el campo 60, descubierto en 1969 en Joya de los Sachas, al
noreste de Orellana. A estas reservas que pueden ser explotadas se las conoce
como remanentes y se sumarán a los 3 000 millones de barriles de crudo de este
tipo del resto de campos del país.
Hasta el 2008, las reservas probadas originales alcanzaron los 1 205 millones de
barriles de crudo en las cuatro estructuras geológicas estudiadas en el campo
Sacha. En cambio, las reservas remanentes hasta ese mismo año se ubicaron en
378 millones, pero fueron calculadas en apenas una parte del área total de
concesión de 350 km2. (EL COMERCIO, 2014)
Operaciones Río Napo, hoy conformada por Petroamazonas (70% de acciones) y
Petróleos de Venezuela (30%), empresa mixta que opera desde noviembre 2009,
empezó a perforar pozos fuera de este sitio, considerado originalmente para el
cálculo de las reservas. La perforación fue un éxito y los resultados marcan un giro
en un campo considerado viejo y cuya declinación natural de producción es del
20% anual.
Con la información del campo se define el factor de recobro del campo. Esto se
usa en la industria para medir cuanto crudo se puede extraer. En Sacha el factor
es de 34%.
En octubre 2009 la producción promedio diaria de crudo de este campo no superó
los 50 000 barriles. Dos años después, el actual Régimen renegoció el contrato
pues no arrojaba los resultados esperados. Pero con la incorporación de pozos
perforados en la nueva área, en agosto pasado, se logró un pico de 75 085
barriles al día, el más alto registrado en los últimos años y similar a los que se
conseguía a finales de los 80.
92
Actualmente el promedio está en 71 000 barriles diarios. Si se resta la producción
total de Sacha, desde 1972 hasta el 31 de mayo pasado (827 millones de barriles),
de las reservas probadas totales junto con las nuevas, que representan 20,2%
más, este campo tiene para extraer 621 millones de barriles. Esto le ubica como
uno de los campos petroleros más rentables. El Estado paga al operador USD
16,73 por barril, pero vende en los mercados internacionales a casi USD 99. Las
regalías anuales de este campo bordean los USD 2 000 millones e irán en
aumento si el costo del crudo se mantiene.
En cuanto a los Planes de recuperación en este año, Gino Hinojosa, gerente de
Río Napo, explicó que se prevé construir en la nueva área de perforación 11
plataformas (cada una tiene nueve pozos). Si se perfora un pozo y es exitoso la
idea es continuar hasta completar los 36. Además, hay 114 pozos que han estado
cerrados temporalmente. De estos, 50 se pondrán en operación. Entre otras
estrategias se asegurará que la producción vaya en aumento (5 000 barriles más
al día), aunque se deberá tomar en cuenta algunos riesgos: los nuevos pozos
están al borde del campo y no hay suficientes arenas. (EL COMERCIO, 2014)
93
3.1.9. ESTADO DE LOS POZOS PERFORADOS
Hasta Diciembre del 2012 se tiene un total de 278 pozos, de los cuales 173 se
encuentran en producción, 6 inyectores, 8 reinyectores, 10 abandonados, 81
cerrados o esperando ser abandonados. La tabla N 18 muestra un compilado de
los pozos en su estado actual.
Tabla N° 18 Características De Pozos Del Campo Sacha
Área acres 41 000
Nº De Pozos 278
Nº De Pozos Productores 173
Nº De Pozos Inyectores 6
Nº De Pozos con Flujo Natural 4
Nº De Pozos con Bombeo
Hidráulico 95
Nº De Pozos con Bombeo
Mecánico 0
Nº De Pozos con Gas Lift 0
Nº De Pozos con Bombeo Electro
sumergible 79
Fecha de Inicio de Producción,
Año 1969
Grado API (º) Promedio de campo 28
BSW (%) 56
Producción diaria de petróleo,
BPPD 73 000
Fuente: (RIO NAPO, 2012)
94
3.2. INFORMACIÓN PREVIA PARA LA SELECCIÓN DE UNA
BROCA TRICÓNICA O DE CORTADORES FIJOS (PDC) PARA
PERFORAR
3.2.1. Criterios de Selección de Brocas
En la selección de la broca adecuada para perforar una determinada formación se
deben analizar un gran número de variables que interactúan entre sí. Por esta
razón es indispensable conocer:
La evaluación del desgaste de las brocas previamente empleadas.
Los rendimientos de las brocas obtenidos en pozos vecinos.
Los registros geofísicos de pozos vecinos y del mismo pozo (si se tienen).
El software especializado en cálculo y análisis para la selección (hidráulica).
Las propiedades de los fluidos de perforación por emplearse en función de
la broca elegida.
La columna litológica de las formaciones a perforar.
3.2.1.1. Objetivos de perforación
Para el proceso de selección es fundamental conocer los objetivos de perforación,
que incluyen todo tipo de requisitos especiales del personal para perforar el pozo.
Esta información ayudará a determinar las mejores características de la broca que
requiere la aplicación y a concentrar sus esfuerzos en satisfacer las necesidades y
requisitos de perforación.
Rendimiento. Uno de los principales objetivos del personal técnico es
perforar el pozo en el menor tiempo posible. Esto significa orientar la
selección de brocas hacia la búsqueda del tipo que más duración tenga; se
95
busca principalmente la máxima cantidad de pies en un tiempo de rotación
aceptable, eliminando así el costoso tiempo del viaje.
Direccional. El tipo de pozo direccional es un criterio importante cuando se
deben de seleccionar las características de las brocas ya sea tricónicas o
de diamante.
Una ventaja específica de las brocas de diamante es su gran alcance y sus
posibilidades para perforar en sentido horizontal. Estos tipos de pozos, por
lo general, tienen secciones homogéneas muy prolongadas que son
óptimas para las aplicaciones con brocas de diamante. La densidad de los
cortadores, la cantidad de aletas, el control de la vibración y el calibre de la
broca son, todos ellos, parámetros de selección fundamentales cuando se
estudian las aplicaciones direccionales.
Economía. El medio ambiente económico es un factor fundamental para la
aceptación de los diseños con diamante, siempre y cuando los análisis de
costos así lo determinen; en caso contrario se debe seleccionar brocas
tricónicas.
3.2.1.2. Análisis históricos
Un análisis objetivo de los pozos de correlación ofrece la oportunidad de
comprender las condiciones en el fondo del pozo, las limitaciones de su
perforación y en algunos casos la adecuada selección de brocas. Los análisis
históricos comienzan con una colección de registros o récords de brocas e
información relacionada con el pozo. Se debe tener la precaución de que los
registros de brocas sean representativos de lo que será perforado en el pozo
objetivo.
96
La información también debe ser actualizada y reflejar los tipos de brocas
recientes, es decir, de menos de dos años de antigüedad. Por supuesto, esto no
es posible en el caso de pozos de exploración o en los pozos de campos más
antiguos que no han sido perforados recientemente. En estos casos, se
dependerá principalmente de la información geológica y debería considerar el
primer pozo como una referencia para las recomendaciones de las aplicaciones
futuras.
El análisis de los registros de las brocas puede ofrecer datos de gran valor si éstos
se registran en forma precisa y completa.
Coeficiente de penetración típico. El coeficiente de penetración es una
indicación de la dureza de la roca; no obstante una selección inadecuada
de la broca puede ocultar las características de dureza de la roca. Esto es
particularmente válido cuando se elige una broca demasiado dura para una
aplicación.
La broca más dura, debido a la densidad de sus cortadores o la proyección
de sus dientes, tiene un límite superior de coeficiente de penetración
determinado por su diseño. Por lo general, a medida que se perfora más
profundo, se espera utilizar brocas cada vez más duras. El análisis de la
resistencia de las rocas, ha revelado que este paradigma no siempre es
válido y, en muchos casos, las brocas más blandas pueden utilizarse con
éxito en las partes más profundas del pozo.
Fluidos de perforación. El tipo y la calidad del fluido de perforación que se
utiliza en el pozo tienen un efecto muy importante en el rendimiento de la
broca. Los fluidos de perforación con base aceite mejoran el rendimiento de
las estructuras de corte de PDC; el rendimiento del diamante natural y del
TSP varía según la litología. El fluido de perforación base agua presenta
más problemas de limpieza debido, en gran parte, a la reactividad de las
97
formaciones a la fase acuosa del fluido de perforación. Los récords pueden
determinar la variación y el nivel de efectividad de los fluidos de perforación
que se usan en el campo.
Energía hidráulica. La energía hidráulica, de la cual el régimen de
surgencia es un componente integral, proporciona la limpieza y enfriamiento
a la broca. Se refiere en términos de caballos de fuerza hidráulica por
pulgada cuadrada (“hydraulic horse power per square inch”, HSI) de
superficie en todas las secciones del fondo del pozo. Los análisis históricos
mostrarán los parámetros comunes utilizados en el campo y qué
oportunidades existen para una mejor utilización de la energía hidráulica
por medio de la selección de las brocas o de los parámetros de operación.
Las brocas de diamante deben funcionar de acuerdo con escalas
hidráulicas específicas para asegurar su eficiente limpieza y enfriamiento.
Los regímenes de surgencia insuficientes y el índice de potencia hidráulica
(HSI) afectan el enfriamiento y pueden provocar daños térmicos en la
estructura de los cortadores. La falta de la limpieza sólo hará que la broca
se embole, lo que provocará un rendimiento deficiente o nulo. Existen
diseños de brocas que aliviarán parcialmente algunas de estas condiciones,
pero para alcanzar un rendimiento óptimo se deben utilizar los mejores
parámetros de hidráulica en las aplicaciones de brocas de diamante.
Énfasis en los costos. Indica la sensibilidad del personal con respecto al
costo. La mayoría de las veces esto se traduce en brocas de menor precio.
Los Ingenieros de diseño y operación deben tomar en cuenta el número de
oportunidades que afectan los costos de un pozo y que dependen del
tiempo. Se debe recordar siempre que esto mejoraría si se selecciona una
broca de perforación de alta calidad.
98
La broca debe tener las cualidades que satisfagan las necesidades de aplicación
de la compañía perforadora sin aumentar indebidamente su costo. Una broca de
diamante que pueda volver a utilizarse da lugar a costos más bajos de perforación.
Así la compañía perforadora tendrá la oportunidad de utilizar un producto de alta
tecnología que, en otro caso, sería una situación económica marginal.
3.2.1.3. Restricciones de perforación
Los parámetros operativos deben corresponder a una escala aceptable para que
una broca de diamante ofrezca los mayores beneficios. Por lo general, los
parámetros que no se corresponden con escalas reducirán la eficiencia del costo
del producto. Cuando se encuentran estas situaciones se debe considerar una
broca de conos. Por el contrario, algunas restricciones brindan oportunidades para
seleccionar una broca de diamante.
Limitaciones de peso sobre broca. Cuando se encuentran situaciones de
PSB limitado, una estructura de corte eficiente como un PDC tiene
posibilidades de ofrecer un mayor Ritmo de Penetración (ROP) que una
broca de roles. Escalas de revoluciones por minuto (RPM). La velocidad
que el personal técnico espera utilizar en la broca, indica los parámetros de
vibración y resistencia al desgaste que se necesitarán para mantener un
desgaste parejo de la broca y prolongar su duración. Las brocas de
diamante se pueden utilizar mejor que las brocas de conos a altas
velocidades de rotación.
Formaciones nodulares. Las formaciones de ftanita, pirita y
conglomerados se denominan comúnmente formaciones nodulares. Por lo
general, en este tipo de formaciones no se puede utilizar la mayoría de las
brocas de diamante debido al daño por impacto en la estructura de sus
99
cortadores. Sin embargo, existen estructuras de corte que pueden perforar
eficazmente en estas aplicaciones.
Ampliación. Si se planifican más de dos horas de operaciones de
ampliación, se debe considerar seriamente la corrida de una broca de roles.
El ensanche excesivo puede dañar la superficie del calibre de una broca de
diamante porque las cargas de la broca se concentran en una superficie
muy pequeña. La vibración lateral también se debe considerar. La
estructura de corte está sólo parcialmente engranada y, por tanto, hay
escasas oportunidades, o ninguna, para que las características del diseño
de la broca puedan funcionar.
Pozos profundos. Estos pozos pueden resultar en una cantidad
desproporcionada de tiempos de viaje con respecto al tiempo de
perforación. Como resultado, la eficiencia de perforación es
extremadamente reducida. Se debe considerar una broca de diamante para
ofrecer mayor duración de la broca (menos viajes) y una mejor eficiencia
general de la perforación.
Pozos de diámetro reducido. Si el pozo tiene menos de 6 ½ pulgadas, se
necesita una reducción física del tamaño de los cojinetes en todas las
brocas de conos. Estas limitaciones requieren una reducción de PSB, que
resultará en un mayor coeficiente de penetración. Se debe considerar una
broca de diamante para aumentar el coeficiente de penetración y para
permanecer en el pozo durante periodos prolongados.
Aplicaciones con motores. Algunos motores dentro del pozo funcionan a
altas velocidades (a más de 250 R.P.M.). Las excesivas R.P.M aumentan la
carga térmica en los cojinetes y aceleran las fallas de la broca. Se debe
100
considerar una broca de diamante, que no tiene partes móviles, para
optimizar las R.P.M y los objetivos de perforación.
3.2.1.4. Atributos del medio ambiente
Para lograr una selección total de brocas para el pozo que se va a perforar es
necesario analizarlo por secciones que se puedan manejar. El más evidente es,
por supuesto, el diámetro del pozo. Luego se podrá subdividir cada sección del
pozo en intervalos con atributos comunes respecto a su medio ambiente. El
rendimiento económico es una función del costo operativo, el costo de las brocas,
el coeficiente de penetración y el intervalo perforado.
Los atributos del medio ambiente pueden dividirse según categorías de
parámetros en cuanto al tipo de roca, medio ambiente y operativos. Un análisis
detallado de cada una de estas categorías indicará los parámetros individuales de
selección de brocas tricónicas o de diamante. En formaciones en donde pueden
perforar las brocas de diamante con ritmos de penetración mucho mayores que las
brocas tricónicas es indiscutible su utilización. Debido a lo anterior en los últimos
años cuando se selecciona una broca, antes que nada se hacen estudios para
seleccionar las de diamante.
Tipo de roca
Si se cuenta con datos precisos sobre las formaciones que deberán
perforarse en el intervalo objetivo, se podrá seleccionar con más facilidad la
estructura óptima de corte y la densidad que requiere la aplicación, ya sea
broca tricónica o de diamante.
Litología. Por lo general, la información litológica es la primera que se
necesita para determinar la mejor selección. Definidos los tipos de rocas se
asocian más con la mecánica de corte de las brocas de diamante. Sin
101
embargo, para las aplicaciones de diamante quizás sean aún más
importantes los tipos litológicos desfavorables, que seguramente
provocarán fallas graves. El tipo de roca ayuda a determinar el tipo de corte
necesario para vencer su resistencia: corte, surcado o molido.
Características litológicas. Definen aún más los parámetros de selección
para la broca una vez que se eligió. Para las brocas de diamante indican la
densidad requerida para los cortadores, la configuración hidráulica y
permiten estimar la duración de la broca y su coeficiente de penetración.
De transición. Indica cambios en la dureza de la formación del intervalo
objetivo.
Provocará cargas disparejas en el perfil de la broca a través de la
transición. Las vibraciones axiales, de torsión y laterales son, posiblemente,
factores en este medio ambiente. La calidad y la densidad específicas de
los cortadores constituirán el criterio de selección.
Homogeneidad. Indica la consistencia de la formación. Existe más
flexibilidad de selección con respecto a características agresivas de la
broca, como menor densidad de los cortadores. Para las brocas tricónicas
sólo basta escogerlas de acuerdo con la dureza de la roca.
Interestratificación. Esta característica se relaciona con las formaciones
de transición e indica cambios en la litología del intervalo en estudio. Se
deberá considerar la selección de tipos específicos de cortadores o dientes,
así como su calidad y densidad.
Fracturados o nodulares. A este indicador se le debe prestar mucha
atención. Es una situación de alto impacto para la cual, por lo general, no
se recomiendan las brocas de diamante. Sin embargo, determinadas
102
estructuras de corte, como las brocas de diamante natural con fijaciones
dorsales y las brocas impregnadas, pueden perforar eficazmente en estas
aplicaciones.
Tendencias de desviación. Normalmente esto se relaciona con
formaciones de buzamiento y perforación de transición. El tipo de calibre es
el criterio de selección fundamental para estas aplicaciones.
Vibración. La vibración en el proceso de perforación ha demostrado tener
una función fundamental en el rendimiento y la duración de las brocas de
perforación. En realidad, el control de las vibraciones forma, en la
actualidad, parte integral de la tecnología y el diseño de las brocas. Existen
parámetros de selección de brocas que se refieren especialmente al control
de la vibración. La selección de calibre también desempeña una función
importante para determinar el nivel de control de la vibración de acuerdo
con el diseño de broca ya sea tricónica o de diamante.
3.2.1.5. Selección por medio de registros geofísicos
Los registros geofísicos de los pozos son una importante fuente de información
sobre las características de las formaciones que se perforan en un pozo. Existe
una gran variedad de registros, cada uno diseñado para medir diferentes
propiedades de las rocas.
Algunos de estos registros son utilizados cuando se evalúa principalmente una
aplicación de broca de diamante. Los registros necesarios son: neutrones, rayos
gamma, sónico y densidad. A continuación se describe cada uno de ellos.
103
Registro de neutrones
Mide la capacidad de las formaciones para atenuar los flujos de neutrones.
Puesto que la masa atómica está muy cercana al hidrógeno, los neutrones
no pueden fluir fácilmente a través de formaciones que tengan alto
contenido de hidrógeno, lo cual permite medir el hidrógeno de la formación.
Esta medida se puede usar para computar la porosidad de la formación.
Ver figura 39
Registro de rayos gamma
Detecta el grado de radiación gamma natural que emiten las formaciones.
Esto permite identificar los intervalos de lutita que emiten altos niveles de
radiación. El registro diferencia las lutitas de las areniscas y de los
carbonatos y es lo bastante preciso para detectar lechos delgados de lutitas
y arcillas.
Registro sónico
Depende de la propagación de las ondas acústicas a través de la
formación. Las ondas las genera un transmisor situado en la herramienta.
Receptores, también puestos en la herramienta, vigilan las ondas de
retorno y calculan el tiempo de desplazamiento. Mientras más corto sea el
intervalo entre la emisión y la recepción de las ondas, más densa es la
formación.
Registro de densidad
Mide la densidad en masa de la formación. La herramienta de registro tiene
una fuente de rayos gamma y algunos detectores. Formaciones de baja
porosidad dispersan los rayos gamma y así pocas logran ser detectadas
por la instrumentación de la herramienta. Las formaciones de alta porosidad
tendrán menor efecto de dispersión que los rayos, y así logran que mayor
cantidad llegue a ser detectada.
104
Análisis de resistencia a la compresión
Es un método cualitativo, relativamente nuevo para calcular la dureza de la
roca, muy útil para determinar cuándo se debe usar brocas PDC.
Antiguamente, el análisis de la dureza de las rocas se basaba en el uso de
registros de la velocidad de las ondas sonoras, obtenidos de registros
sónicos, como medio para reemplazar la medición directa o el cálculo de la
dureza.
Recientemente se han desarrollado programas para obtener el valor
correspondiente a la resistencia a la compresión de rocas no confinadas (a
presión atmosférica), usando la información de la velocidad sónica para
computar un valor correspondiente a la naturaleza de la roca no confinada.
Aunque este enfoque es mejor que el de usar directamente las velocidades
sónicas, el cálculo de la dureza de rocas no confinadas así obtenido es
frecuentemente más bajo que el de las rocas comprimidas (confinadas) que
se perforan. La resistencia de la roca es su dureza a presión atmosférica.
(PEMEX, 2009)
106
3.2.1.6. Selección en función de la formación que se va a perforar
La primera y más importante tarea para seleccionar y utilizar una broca en una
aplicación específica es realizar la completa descripción de las formaciones que se
han de perforar. El conocimiento de sus propiedades físicas puede demostrar
algunos indicativos sobre el tipo de broca que se debe seleccionar en intervalos
determinados.
Si la formación es muy elástica, tiende a deformarse cuando se comprime en lugar
de fracturarse. Aunque la roca tenga resistencia a la compresión relativamente
baja, es posible que la broca no genere recortes fácilmente. En estas situaciones
cuando se perfora con brocas PDC se recomienda cortadores grandes.
Las brocas PDC se desarrollaron primordialmente para perforar formaciones
sedimentarias blandas a medianas que antes se perforaban con brocas de dientes
fresados y con brocas con insertos de carburo de tungsteno. En estas formaciones
blandas, las brocas PDC han logrado ritmos de penetración hasta tres veces más
altos que con brocas de rodillos.
El incremento de los ritmos de penetración se debe al mecanismo de corte por
cizallamiento de las brocas PDC, a su más larga duración efectiva, a la resistencia
de los diamantes a la abrasión y al hecho de que las brocas PDC carecen de
piezas móviles que puedan fallar.
La siguiente lista resume los principales tipos de formaciones, en orden
descendente de dificultad para perforarlas. Las formaciones que se consideran
aptas para perforarse con brocas PDC son las de tipo 1 a 7, si bien en ciertas
aplicaciones se puede usar para perforar areniscas blandas (tipo 8) y algunas
evaporitas (tipo 9, 10 y 11). Las formaciones de tipo 12 ó de números más altos no
se recomiendan perforar con brocas PDC.
107
Las tablas 19, 20 y 21 muestran una guía para seleccionar brocas tricónicas de
dientes de acero y de insertos de carburo de tungsteno, así como también las
brocas de PDC respectivamente.
1. Arcilla
8. Arenisca
2. Barro compacto (mudstone)
9. Anhidrita
3. Marla
10. Caliza
4. Evaporita
11. Dolomita
5. Yeso
12. Conglomerado
6. Lutita
13. Horsteno
7. Limo
14. Rocas volcánicas
Tabla N° 19 Características de diseño, construcción y funcionamiento de las barrenas de dientes de acero
Fuente: (PEMEX, 2009)
109
Tabla N° 20 Características de diseño, y funcionamiento de las brocas tricónicas de insertos de carburo de tungsteno.
Fuente: (PEMEX, 2009)
3.2.1.7. Fluidos de Perforación en la Selección de Brocas
El fluido de perforación incide en la velocidad de penetración de la broca. La
selección apropiada, el diseño y el mantenimiento de las propiedades del fluido de
perforación, permitirá el empleo de una hidráulica adecuada que proporcionará
limpieza eficiente tanto de la broca como del fondo del pozo, así como la definición
óptima de la relación peso sobre la broca – velocidad de rotación, a fin de lograr
adecuadas velocidades de penetración.
3.2.1.7.1. Principales Funciones de los Fluidos de Perforación
Se diseñan y seleccionan de acuerdo con las características de las formaciones
que se va a perforar. Deben cumplir las siguientes funciones:
Enfriar y lubricar la broca y la sarta de perforación.
Remover y transportar los recortes desde el fondo del hueco.
Mantener la estabilidad del hueco
Reducir la torsión, fricción y tendencias a pegaduras de las tuberías.
Mantener e incrementar la velocidad de perforación.
Los lodos base aceite mejoran rendimiento en las estructuras de corte PDC y el
rendimiento del diamante natural varía según la litología. El fluido de perforación
base agua presenta problemas principalmente en las arcillas, porque éstas en
presencia de agua tienden a hincharse.
112
3.2.1.7.2. Propiedades estimadas del Lodo
Las principales propiedades para describir al lodo de perforación son:
Densidad (Peso del lodo)
Viscosidad plástica,
Punto cedente,
Gel.
Densidad 3.2.1.7.2.1.
Es el peso por unidad de volumen y se expresa en: libras por galón (ppg). Permite
generar una presión hidrostática, que es clave en el control de las presiones del
subsuelo. La densidad del fluido de perforación varía entre 9 y 16 ppg o más.
Viscosidad Plástica (PV) 3.2.1.7.2.2.
Es la resistencia del fluido a fluir causada por la fricción mecánica. Se expresa en
centipoise (cP) y es afectada por:
La concentración de sólidos,
El tamaño y forma de los sólidos.
Punto Cedente (YP) 3.2.1.7.2.3.
Es la resistencia a fluir causada por la atracción de fuerzas entre partículas,
debido a los cambios en la superficie de las mismas dispersas en el líquido. La
magnitud del punto cedente está en función del tipo de sólido y cargas de
superficie asociada con ellos.
113
Resistencia de Gel (en libras por 100 pie2, lb/100 pie2) 3.2.1.7.2.4.
La tixotropía es la propiedad de algunos fluidos para formar una estructura de gel
cuando están estáticos, regresando al estado de fluidez cuando se aplica un
esfuerzo de corte. La mayoría de los fluidos de perforación base agua muestran
esta propiedad. Las medidas del esfuerzo de gel medidas en el viscosímetro a 10
segundos y 10 minutos proporcionan el grado de tixotropía del fluido.
Tabla N° 22 Efecto De Las Principales Propiedades Del Lodo En La Hidráulica De Brocas
Fuente: (PEMEX, 2008)
3.2.1.8. Información del Taladro
Se debe conocer los parámetros de trabajo del taladro y del equipo de superficie
para disponer de las variables máximas y mínimas de operación. Tener en cuenta
las limitaciones del equipo puede ayudar a desarrollar una solución realista y
práctica a un problema en la perforación.
Un ejemplo de la información de un taladro que actualmente perfora en el Campo
Sacha se presenta en la tabla 23
114
Tabla N° 23 Información del taladro de Perforación
Fuente: (BAKER HUGHES, 2014)
3.2.1.8.1. Bombas de Lodos (Mud Pumps)
Impulsan el lodo alrededor del sistema de perforación. Dependiendo del tamaño
de las camisas, las bombas se pueden configurar para suministrar alta presión y
baja tasa de flujo, o baja presión y alta tasa de flujo. Caudales y presiones
máximas de las Bombas: Las bombas poseen camisas cuyo diámetro varía según
las tasas de flujo requeridas para la perforación de cada sección del pozo.
Correr el programa de hidráulicas de brocas indicará que diámetro de camisa se
requiere. Determinar las especificaciones de las bombas de lodo permitirá calcular
la tasa de flujo a partir de la tasa de estroques, SPM (golpes por minuto).
Tabla N° 24 Capacidad de las Bombas de lodo del Taladro.
Fuente: (BAKER HUGHES, 2014)
116
4. PROPUESTA DE UNA METODOLOGÍA PARA LA SELECCIÓN DE BROCAS.
En este capítulo se propone una metodología para la selección de brocas por
correlación tomando como base la información de los parámetros de operación de
pozos perforados, los cuales pueden ser utilizados como pozos base modelo.
Usando la información derivada de ellos, es posible determinar las características
que deberá tener la broca para poder tener un buen desempeño durante su
operación.
La metodología mencionada no requiere del uso de fórmulas de manera directa,
aunque pueden ser utilizadas como apoyo. Por este motivo, en este capítulo se
planteará de manera simple el impacto que genera cada una de las características
de la broca, lo cual ayudará a seleccionar las características requeridas a fin de
obtener un desempeño óptimo durante la perforación.
Para seleccionar una broca a través de este método, es necesario construir un
perfil de comportamiento dinámico de la broca en función de la litología, tamaño
de los cortadores, número de aletas, direccionabilidad, Back Rake, Side Rake y
diseño del pozo.
Este es un proceso relativamente sencillo, pero el buen uso de este método
depende de la persona encargada de realizarlo y de la información disponible.
El proceso de selección por correlación es usado para pozos de desarrollo del
campo Sacha y también tomara en cuenta
Este proceso involucra conocimiento y análisis de diversas situaciones,
herramientas y procedimientos para poder realizar la selección optima de las
brocas.
Los factores que comúnmente se toman en cuenta para realizar la selección son:
Litología
117
Compresibilidad de la formación.
Estado mecánico del pozo a perforar.
Registros Brocas utilizadas en pozos del campo.
Decisión de las características de las posibles brocas seleccionadas.
Decisión de la ROP esperada.
4.1. ESTADO MECÁNICO DEL POZO A PERFORAR.
El estado mecánico del pozo, es una síntesis del programa de perforación, en el
cual es posible observar las formaciones que se espera perforar, la profundidad a
la que se encuentran las diferentes formaciones, el survey o programa direccional
que se planea ejecutar (si es que existe), características mecánicas y geométricas
de la TR, profundidad de asentamiento de las TR’s, número de etapas y el
diámetro de brocas que se requiere.
La litología, como se vio con anterioridad, es lo primero que hay que revisar para
poder tener una primera idea de las características que debe tener la broca para
poder generar lo mejores resultados posibles ocasionándole el menor daño.
En cuanto a la profundidad de desarrollo de cada etapa, si resulta ser larga la
corrida, es posible que se necesite una broca con características especiales
dependiendo del tipo de formación(es) que se espera perforar, lo que
posiblemente disminuiría la ROP, o la necesidad de perforar este intervalo en dos
o más corridas.
Un aspecto importante es el del programa de direccionamiento del pozo. En
muchas ocasiones el pozo es direccional, por lo que en este tipo de pozos es
necesario que la broca cuente con ciertas características para poder ser útil en el
direccionamiento del pozo, pero dependiendo del ángulo del pozo, nos ayudará a
decidir el tipo de broca a seleccionar, ya que no todas las brocas con
características direccionales nos son útiles para todo tipo de ángulos.
118
El uso de motores de fondo proporciona una mejor desviación del pozo, pero daña
el calibre de la broca, por lo que en estos casos es recomendable que la broca
cuente con protección en el calibre, calibre reforzado, o calibre activo (cortadores
en el calibre).
4.2. REGISTRO DE BROCAS DE POZOS PARA CORRELACIÓN.
La información generada en pozos cercanos al pozo a desarrollar es utilizada para
definir perfiles litológicos, cambios de litología, parámetros de perforación, tipo de
broca y en ocasiones, sus características.
Para poder tener una idea más clara de la broca que podría funcionar en ese
pozo, es necesario observar y analizar las brocas utilizadas en los pozos vecinos.
Además de este parámetro, el reporte de desgaste de las brocas de los pozos de
correlación nos ayuda a obtener información de la litología y a decidir algunas de
las características de la broca, ya que si las brocas en los pozos de correlación
terminaron muy dañadas es posible que la formación sea más dura de lo esperado
originalmente.
Este aspecto debe ser verificado con los reportes de operación para determinar si
las características operacionales como peso sobre la broca y las rpm no
excedieron los establecidos en la hoja técnica de la broca. En este caso se
recomienda aumentar el número de aletas o disminuir el diámetro de los
cortadores. Es muy posible que estas dos características disminuyan un poco a la
ROP esperada, pero es la mejor forma de asegurar el término de la etapa, con lo
que se ahorraría en viajes, tiempo y costos de perforación.
Por el contrario, si las brocas terminaron sin desgaste o con desgaste mínimo, se
recomienda disminuir en número de aletas o aumentar el tamaño de los
cortadores, lo que ayudará a aumentar la tasa de penetración y a disminuir costos,
aunque es posible que la broca seleccionada termine con daño.
119
El tipo de brocas utilizadas en cada etapa de los pozos de correlación nos sirve de
guía en la selección de nuestras brocas, ya que podemos ver el número de aletas
y diámetro de los cortadores que se utilizaron, esto reduce el análisis,
permitiéndonos utilizar esta información como base en nuestra selección.
Las características de las brocas utilizadas en los pozos de correlación junto con
los reportes de perforación nos proporcionan información sobre el rendimiento de
algunas características como el Back Rake, perfil de la broca y gauge.
El ángulo de los cortadores nos da una idea de la dureza de la formación, aunque
es necesario observar el desgaste de las brocas y la litología para determinar si
los ángulos seleccionados fueron la mejor opción. Para saber si los perfiles y el
gauge de las brocas utilizadas en pozos de correlación fueron los adecuados, hay
que observar los ángulos de inclinación de cada pozo y verificar si se cumplió el
programa direccional o las dificultades que fue necesario resolver para cumplirlo
debido a problemas relacionados con la broca.
4.3. SELECCIÓN DE LAS CARACTERISTICAS DE LAS BROCAS.
En algunas circunstancias, la idea de cambiar el modelo de brocas que se ha visto
que funciona de manera adecuada mediante el análisis de pozos vecinos, pudiera
no resultarnos favorable, por lo que será necesario comprender la importancia y el
impacto que estas características generan en el comportamiento de la broca para
poder justificar nuestra decisión.
Como se mencionó al inicio de este capítulo, se incluirán fórmulas que nos
permitirán calcular el tamaño de los cortadores, número de cortadores y número
de aletas.
120
Si se desea utilizar las fórmulas más utilizadas, es necesario calcular el esfuerzo
confinado.
Ec [22]
Si es una profundidad menor a 610 pies:
Ec [23]
Si es una profundidad mayor a 610 pies:
[24]
Dónde: CCV = esfuerzo confinado [psi].
Δts = velocidad de la onda compresional del registro sónico [s/pie].
ΔVs = velocidad de cizallamiento [pie/seg].
Hcima = altura de la cima de la cima de la formación respecto al nivel del suelo
[m].
La tabla 25 muestra propiedades físico- mecánicas como valores de esfuerzo no
confinado y densidad dependiendo del tipo de roca.
121
Tabla N° 25 Propiedades físico-mecánicas de las rocas
Fuente: (Afrouz, 1992)
Una vez obtenido el valor de Esfuerzo No Confinado es posible seleccionar la
barrena utilizando la clasificación IADC para barrenas tricónicas y/o de PDC. Se
debe considerar la siguiente tabla:
122
Tabla N° 26 Referencia de dureza de las formaciones con respecto a la UCS
Fuente: (Afrouz, 1992)
4.4. SELECCIÓN DEL TAMAÑO DE LAS ESTRUCTURAS DE
CORTE (BROCAS DE CORTADORES FIJOS).
La compresibilidad de la formación es el punto más importante para la selección
del diámetro de los cortadores, ya que la abrasividad se incrementa mientras
mayor sea la compresibilidad (dependiendo del tipo de litología).
Tomando en cuenta lo anterior, es posible hacer una tabla rápida de referencia
con la cual es posible determinar el número de aletas y tamaño de los cortadores
utilizando la el esfuerzo no confinado como referencia.
123
Tabla N° 27 Tabla de referencia de diámetro de cortadores con respecto al esfuerzo no confinado.
Fuente: (Afrouz, 1992)
El otro aspecto que influye en la decisión del tamaño del cortador es el peso sobre
la broca. Esto no siempre suele ser tomado en cuenta ya que los parámetros
operativos no son fijos y cambian constantemente dependiendo de la litología que
se esté atravesando, además de que las brocas tienen un rango alto de peso que
se puede ejercer sobre ellas.
Es recomendable utilizar poco peso mientras mayor sea el tamaño del cortador ya
que estos pueden romperse o astillarse si se aplica peso excesivo. Se procederá
de manera contraria si la formación es muy blanda, ya que si la broca cuenta con
cortadores grandes en este tipo de formaciones y se aplica mayor peso, las
estructuras de corte penetrarán más en la formación y aumentará la cantidad de
recortes, aumentando la tasa de penetración.
El diámetro de los cortadores que deberá tener una broca puede ser calculado
utilizando la ecuación siguiente:
124
Ec [25]
Dónde:
CCV = esfuerzo confinado [psi].
Cn = diámetro de los cortadores [mm].
4.5. SELECCIÓN DEL NÚMERO DE CORTADORES (BROCAS DE
CORTADORES FIJOS).
Mientras mayor sea el número de cortadores, menor será la tasa de penetración,
ya que es mayor el área de la broca que está en contacto con el fondo del agujero,
pero alargará la vida de la broca y la cantidad de pies que podrá perforar.
El número de cortadores que podrá tener una broca está en función del número de
aletas y diámetro de los cortadores, por lo que un número mayor de aletas podrá
tener una mayor cantidad de cortadores, pero siempre restringido por el diámetro
de estos.
El número de cortadores que deberá tener una broca puede ser calculado
utilizando la siguiente ecuación:
Ec [26]
Dónde:
CR = número de cortadores.
CCV = esfuerzo confinado [psi].
4.6. NÚMERO DE ALETAS (BROCAS DE CORTADORES FIJOS)
La selección del número de aletas que deberá tener una broca para ser
considerada adecuada para la perforación de un pozo se determina con base en la
litología esperada y en la cantidad de pies que se desea perforar.
125
Como se ha mencionado con anterioridad, las areniscas son rocas del tipo
abrasivas. Perforar formaciones con gran contenido de areniscas siempre implica
un riesgo de desgaste prematuro en las estructuras de corte y en el cuerpo mismo
de la broca.
Este riesgo aumenta cuando se desea perforar una mayor cantidad de pies con la
misma broca. Una mayor cantidad de aletas permite tener más estructuras de
corte, por lo que es capaz de perforar una mayor cantidad de pies sufriendo un
desgaste menor puesto que mientras más cortadores tenga una broca, el repaso
que tendrán que hacer estos en una misma sección es mínimo y en algunos
casos, nulo.
Algo semejante ocurre cuando se perfora roca caliza, ya que en general este tipo
de roca no es abrasiva pero sí suele estar mucho más compacta que la arenisca,
por lo que la broca sufre desgaste por impacto, además de que este tipo de roca
provoca el aumento en la vibración en la sarta de perforación añadiendo
condiciones que promueven el desgaste de la broca por cortadores rotos. Este
problema puede disminuir si se aumenta el número de aletas ya que esto provoca
mayor estabilidad en el fondo, disminuyendo así la vibración. El uso de aletas
extra ayuda de igual manera a aumentar el tiempo de vida de la broca y poder
perforar más pies en una sola corrida.
Otro factor importante es la velocidad de rotación a la que va a estar sometida,
mientras mayor sea la cantidad de revoluciones por minuto a que esté sometida,
se hará indispensable en el uso de aletas extras para disminuir el desgaste que
puedan sufrir las estructuras de corte, porque se tendría que sacar la sarta por
baja tasa de penetración, por lo que si se planea utilizar bajas rpm se puede
ocupar sin problemas una broca con pocas aletas.
Por lo anterior, parecería que escoger un número alto de aletas en una broca sería
ideal para perforar, sin embargo, el mayor número de aletas provoca una menor
126
tasa de penetración, esto se debe a que mientras mayor sea el número de aletas
mayor es la cantidad de estructuras de corte (en la mayoría de los casos), por lo
que el área que está en contacto con la formación es mayor, lo cual aumenta la
fricción y torque dando como resultado que la velocidad de penetración de la
broca disminuya.
Tabla N° 28 Tabla de referencia del número de aletas con respecto al esfuerzo no confinado.
Fuente: (Afrouz, 1992)
Para calcular el número de aletas es necesario tomar en cuenta el número de cortadores:
Ec [27]
4.7. DIRECCIONABILIDAD.
Una broca se considera que tiene características direccionales cuando cumple
principalmente con una longitud de calibre corto y un perfil plano.
La protección en el calibre es muy importante para poder aumentar el tiempo de
vida de una broca y ayudar a disminuir el desgaste provocado en esta zona al
momento de direccionar ya que el cuello mantiene un contacto constante con la
127
formación por efecto del deslizamiento que va adquiriendo conforme avanza la
perforación. (PEMEX, 2009)
Mientras más plano sea el perfil de la broca, será de mayor utilidad para el
direccionamiento, ya que un perfil más agresivo o parabólico entierra los
cortadores de la nariz en la formación de manera más profunda que los de perfil
más plano, así que la broca tenderá a irse en la dirección recta. Este problema es
menor en las de perfil plano porque la mayoría de los cortadores están en contacto
con la formación y la fuerza ejercida sobre estos se distribuye, de esta manera los
cortadores no penetran tanto en la formación, permitiendo el cambio de dirección.
4.8. ROP PROMEDIO DEL CAMPO.
El objetivo principal de una adecuada selección de brocas es el de aumentar la
tasa de penetración y disminuir los tiempos de operación.
El análisis de la correlación entre pozos es indispensable para tener una idea clara
de la tasa de penetración que genera un tipo de broca en un campo específico. En
este subtema se planteará una metodología para estimar la ROP promedio del
campo, utilizando los datos obtenidos de los pozos de correlación. Con ayuda de
estos datos se estimará la tasa de penetración promedio del campo para cada
etapa de la perforación con un cierto tipo de brocas, por lo que se podrá mejorar la
ROP a medida que se mejore la selección de brocas.
Ya que esta metodología supone tener información de pozos vecinos, será de
poca ayuda si el pozo es de tipo exploratorio y no existen pozos lo suficientemente
cercanos para considerarlos pozos de correlación.
La metodología para calcular la ROP promedio del campo es más sencilla. La
información necesaria para poder utilizar este método es:
128
Las ROP que se alcanzaron en cada uno de los pozos de correlación (por
etapa).
El tipo de broca utilizada en los pozos de correlación (por etapa).
La evaluación del desgaste de las brocas utilizadas en los pozos de
correlación (por etapa).
El primer paso del procedimiento es utilizar la información (por etapas) para
identificar tipo broca y la ROP obtenida en cada pozo de correlación. Una vez que
ya se tiene definido el tipo de broca que se utilizó en ese pozo y sus
características, se procede a observar la tasa de penetración que se obtuvo en
esa etapa.
Después de realizar los dos pasos anteriores, se observa el desgaste de las
brocas para obtener mayor información del desempeño realizado por ésta, ya que
en ocasiones es posible observar una ROP baja, pero al analizar el código de
desgaste nos damos cuenta que ocurrió por alguna causa ajena a la buena o mala
selección de la broca, por ejemplo, daño en el motor de fondo ó el tipo de lodo
utilizado no es el adecuado, entre otras. Este procedimiento será necesario
llevarlo a cabo para cada pozo de correlación y para cada etapa.
Una vez que se ha hecho lo anterior por pozo y por etapa, es posible tener una
idea de la ROP que se espera alcanzar si la selección de las brocas fue la
adecuada. En muchos casos, este método también es utilizado como una ayuda
en la selección de brocas, ya que se observará el número de aletas y tamaño de
cortadores específicos utilizados, lo que generará que se retomen estos dos
elementos y solo se concentre la atención en las demás características que se
necesitan en esta herramienta como direccionabilidad de la misma y el ángulo de
ataque en los cortadores.
129
4.9. ANÁLISIS DE LA INFORMACIÓN DE POZOS PERFORADOS
ANTERIORMENTE
La organización de la información, obtenida a través de los reportes finales, se la
realizará mediante matrices del programa Microsoft Excel para elaborar cuadros y
gráficos que representan la información ingresada de cada pozo.
4.9.1. UBICACION DE LOS POZOS DE ESTUDIO
Los pozos que se presentaran a continuación son pozos que se encuentran
ubicados a lo largo y ancho del campo, de manera que se abarque la mayor parte
del terreno y lograr realizar el estudio general del mismo y obtener resultados que
determine que parámetros de perforación y que brocas son las más utilizadas en
el campo en su totalidad.
Los pozos seleccionados, se muestran en una tabla de los pozos con sus
respectivas coordenadas UTM (Tabla 29) y son ubicados en él un mapa (Figura
40) donde se observa que abarcan una amplia sección del campo Sacha
POZO LATITUD LONGITUD Tabla N° 29 Pozos seleccionados y coordenadas UTM
POZO LATITUD LONGITUD
SACHA 280 D
0° 09' 35.743"S
76° 50' 22.051"W
SACHA 281 D
0° 09' 36.125"S
76° 50' 22.448"W
SACHA 282 D
0° 09' 36.507''S
76° 50' 22.846''W
SACHA 283 D
0° 09' 36.889"S
76° 50' 23.244"W
SACHA 239 D
0° 14' 12.80" S
76° 50' 36.02" W
SACHA 265 D
0° 11' 48.190" S
76° 50' 39.147"W
SACHA 263 D
0° 11’ 48.190" S
76° 50’ 37.304" W
130
SACHA 361 D
0° 11’ 48.191" S
76° 50’ 39.762" W
SACHA 351 D
0° 22' 45.11" S
76° 51' 40.47" W
SACHA 354 D
0° 22' 45.10"S
76° 51' 40.80"W
SACHA 355 D
0° 22' 45.10"S
76° 51' 40.80"W
SACHA 352 D
0° 22' 45.07" S
76° 51' 41.28" W
SACHA 350 V
0° 22' 45.06" S
76° 51' 41.41" W
SACHA 208 D
0° 22' 18.87" S
76° 51' 42.91" W
SACHA 314 D
0° 23' 56.12" S
76° 51' 55.51" W
SACHA 373 H
0° 25' 2.78" S
76° 51' 59.14" W
SACHA 371 D
0° 25' 2.78" S
76° 51' 59.47" W
SACHA 317 H
0° 24' 4.07" S
76° 52' 15.64" W
SACHA 341 D
0° 24' 4.03" S
76° 52' 15.96" W
SACHA 303 D
0° 25’ 8.060” S
76° 52’ 28.612" W
SACHA 302 D
0° 25’ 14.792” S
76° 52’ 46.873" W
SACHA 307 D
0° 25’ 14.318” S
76° 52’ 8.892" W
SACHA 267 D
0° 24' 42.805"S
76° 53' 09.581"W
SACHA 360 D
0° 22' 1.86247" S
76° 53' 52.48960" W
SACHA 365 D
0° 22' 2.02523" S
76° 53' 52.49578" W
SACHA 366 D
0° 22' 2.19" S
76° 53' 52.5" W
SACHA 362 D
0° 22' 2.67593" S
76° 53' 52.51984" W
SACHA 340 D
0° 24' 27.25" S
76° 53' 53.25" W
Fuente: (ARCH, 2014)
Continuación de la Tabla N° 30 Pozos seleccionados y coordenadas
UTM
132
4.9.2. ANALISIS DE PARÁMETROS DE PERFORACIÓN RECOLECTADOS EN
LOS POZOS DE ESTUDIO
Para la organización de la información de las variables y parámetros de
perforación, a las matrices creadas se las subdividió en secciones de 26 pulg, 16
pulg, 12¼ pulg y 8½ pulg, de acuerdo con la configuración del pozo. La
información ingresada fue:
Litología. Profundidad de las formaciones en TVD y MD.
Récord de brocas. Tipo, marca, serie, IADC, boquillas, TFA, GPM, PSI, RPM,
WOB, TQ, psi, ROP promedio y formaciones.
Fluido de perforación. Tipo de fluido, profundidades de cambio de fluido,
densidad, viscosidad, PV, YP, PH, % de sólidos, geles, densidad del fluido en
viajes y registros.
Asentamiento del Casing. Profundidades del Zapato y del Collar en TVD y MD.
Esta organización de la información permitirá realizar un análisis detallado del
comportamiento de los parámetros y variables de perforación de cada pozo y así
determinar parámetros y variables óptimos de perforación en el campo Sacha.
4.9.2.1. Litología
Si bien cada pozo cuenta con una prognosis de topes y bases de las formaciones
que se atravesaran estas suelen variar en unos pocos pies debido a ángulos de
construcción del pozo y a la heterogeneidad de las formaciones y buzamientos.
Para una comprensión más específica se tomó a la litología como invariable en
todo el campo, de acuerdo con las características que proporcionó el
Departamento de Geología de la ARCH.
133
La siguiente tabla 30 presenta la información de prognosis de las formaciones en
TVD Y MD tomado de reportes finales de pozos modelo.
Tabla N° 31 Prognosis de Topes y Bases formacionales campo Sacha
TOPES FORMACIONALES
FORMACIONES
PROGNOSIS
MD (Pies) TVD (Pies)
ORTEGUAZA 5578 5439
TIYUYACU 6656 6300
TOPE CONGOL. SUPERIOR TIYUYACU 6879 6480
BASE CONGLO. SUPERIOR TIYUYACU 7097 6654
CONGLOMERADO INFERIOR TIYUYACU 8152 7516
TENA 8716 7999
ARENISCA BASAL TENA 9730 8802
NAPO 9745 8813
TOPE CALIZA "M-1" 10051 9053
TOPE CALIZA "M-2" 10280 9253
BASE CALIZA "M-2" 10331 9301
TOPE CALIZA "A" 10432 9395
BASE CALIZA "A" 10524 9481
ARENISCA "U" SUPERIOR 10544 9500
TOPE DE ARENISCA "U" INFERIOR 10605 9557
BASE ARENISCA "U" INFERIOR 10645 9595
TOPE CALIZA "B" 10728 9672
ARENISCA "T" SUPERIOR 10747 9690
TOPE DE ARENISCA "T" INFERIOR 10815 9755
BASE DE ARENISCA "T" INFERIOR 10926 9861
CALIZA "C" 11041 9970
TOPE HOLLIN SUPERIOR 11057 9985
TOPE HOLLIN INFERIOR 11112 10038 Fuente: (BAKER HUGHES, 2010)
134
Esta información permite realizar un análisis de las formaciones críticas durante la
perforación. Se consideran como formaciones críticas a los conglomerados
(superior e inferior) de Tiyuyacu, formación Tena y formación Napo debido a que
sus características físicas y su composición son las que generan mayor
inconvenientes al momento de ser perforadas. Por estas razones es indispensable
al perforarlas que se lo realice con parámetros controlados para no tener
problemas durante la perforación.
4.9.2.2. Registros de Brocas
En cada pozo se lleva un registro de las brocas utilizadas con la finalidad de
conocer los detalles del trabajo cumplido en cada corrida, para determinar los
factores que mejoraron o redujeron el desempeño de la perforación y usarlos en
una próxima corrida. Dichos factores son:
Condición de la broca anterior que se corrió en el pozo, por ejemplo, broca
nueva o reutilizada.
Parámetros operacionales de la corrida anterior.
Recomendaciones y observaciones sugeridas en la perforación de dichos
pozos.
Para la organización de la información relacionada con el récord de brocas
también conocidos como “bit records” se presenta la tabla 30 con las brocas
corridas en algunos de los pozos en cuestión en cada sección.
En esta matriz se colocó información propia de cada broca, tomando en cuenta
cada sección, diámetro y datos de TFA Y HSI así como también su calificación o
evaluación IADC al terminar su corrida en algunos de los pozos seleccionados,
además de los parámetros con los cuales fue corrida dicha broca en cada sección
para obtener resultados más específicos y confiables.
135
El tipo de broca y los parámetros utilizados en cada corrida dependen de la
sección del pozo que se esté perforando, es así que para las secciones superiores
de 26” se utiliza una broca tricónica y se observa que se utilizan bajos caudales de
lodo, Y una Bajo valor de TFA por lo tanto los parámetros hidráulicos como el HSI
o caballaje hidráulico, la caída de presión en la broca y así como también
parámetros de perforación con RPM y peso sobre la broca WOB son igualmente
bajos. Esto se debe a que la proximidad a la superficie impide usar mayores
galonajes ya que se puede causar un lavado de las formaciones y que se filtre a la
superficie, también debido a que las formaciones superficiales contienen gran
cantidad de cantos rodados no se pueden optimizar los parámetros para mejorar
el ROP.
La sección de 16 pulg. es una sección donde el BHA y las características
direccionables de la broca son muy importantes puesto que esta es la sección de
construcción del pozo ya sea este tipo S o tipo J o cualquiera de sus variantes y se
atraviesa formaciones arcillosas donde es necesario optimizar el galonaje, los
parámetros hidráulicos y la limpieza del pozo.
En la sección de 12 ¼ pulg Un aspecto crítico es la perforación de los
conglomerados superior e inferior de Tiyuyacu.
En la sección de 8 ½ pulg la sensibilidad de las formaciones productoras es un
aspecto clave ya que se debe impedir que el lodo cause daño de formación o
minimizar su daño. Controlando presiones peso del lodo y parámetros de
perforación
Un registro de brocas resumido del campo sacha se muestra en la tabla N°30.
136
4.9.2.3. Control de Parámetros en formaciones complejas
(Conglomerados de Tiyuyacu)
La formación Tiyuyacu ha sido dividida en dos miembros: Tiyuyacu Superior y
Tiyuyacu Inferior.
Tiyuyacu Inferior Está constituido principalmente de conglomerados y en menor
proporción areniscas gruesas y lutitas, los conglomerados contienen un 90% de
cherts rojizos y angulosos y un 10% de cuarzos lechosos y rocas metamórficas; el
tope de este miembro está conformado por areniscas finas y a veces por lutitas en
facies de areniscas.
Tiyuyacu Superior Formado en su mayoría por conglomerados y en menor
proporción areniscas y lutitas. En la base se puede identificar conglomerado
estratificado, arenisca fina a gruesa o conglomerática, y en el tope areniscas.
4.9.2.3.1. Problemas relacionados con los Conglomerados de Tiyuyacu
En la perforación de pozos de desarrollo se han presentado diferentes problemas
cuando se atraviesa Tiyuyacu Inferior, porque tiende a hincharse, originándose
primordialmente el aprisionamiento de tubería debido a huecos apretados,
derrumbes y embolamiento de la broca. A continuación se muestra los valores de
los parámetros operacionales reportados en la perforación de Tiyuyacu Inferior, en
el pozo Sacha 332D.
1. Galonaje promedio de 700 GPM.
2. RPM: 60 – 70
3. ROP en un promedio de 34 – 45 pies/hr.
137
Estos parámetros ayudan a conservar la integridad de la broca y evitar problemas
posteriores en el calibre del pozo. Se debe establecer topes precisos de la
formación a fin de perforar con seguridad dentro de los intervalos complicados y
optimizar los parámetros operacionales. Conglomerado Superior Tiyuyacu 6509
pies (MD) / 6353 pies (TVD) Espesor Estimado 166 pies Conglomerado Inferior
Tiyuyacu: Tope Estimado: 7462 pies (MD) / 7306 pies (TVD)
Espesor Estimado: 509 pies
138
Tabla N° 32 Matriz De Brocas De Perforación Usadas En Los Pozos Base
SECCIÓN DE 26"
PARAMETROS
POZO TIPO DE BROCA IADC BOQUILLAS
TFA (PULG
2)
PROFUNDIDAD DE
ENTRADA Y SALIDA
FT GPM HSI ROP AVG (FT/HR) WOB(Klbs) RPM
TQ (Klbs-
Ft) DPSI PSI EVALUACIÓN
482D TRICÓNICA 115 4X16 0,7854 31-324
80-450 0,03 25-40 1-12
30-80 1-7 0,00
20-357
1-1-WT-A-E-I-NO-TD
SECCIÓN DE 16"
PARAMETROS
POZO TIPO DE BROCA IADC BOQUILLAS
TFA (PULG 2)
PROFUNDIDAD DE ENTRADA Y
SALIDA FT GPM HSI
ROP AVG
(FT/HR) WOB (Klbs) RPM
TQ (Klbs-
Ft) DPSI PSI EVALUACIÓN
422D TRICÓNICA 115 4X18 0,994 38-500 50-500 0,6 25-40 1-10
40-80 0-3 0,00
10-400
0-0-NO-A-E-I-NO-BHA
421D PDC M223 8x13 1,037 500-5890 600-1000
0,6-2,8 95 15-30
70-290 3-24
450-600 4000
0-1-WT-S-X-I-BT-TD
241D PDC M323 5X12 5X13 1,2 3281-5640 800-900 1,21 75 8-25
60-200 8-16 200
3400-3650
0-1-WT-G-X-1-NO-TD
241D TRICÓNICA
17 1/2" 114 4X16 0,7854 288-470 50-500 0,37 48 10-18 100 4 0 520
1-1-WT-A-E-I-SD-TD
139
Fuente:(BAKER HUGHES, 2014)
SECCIÓN DE 12 1/4"
PARAMETROS
POZO TIPO DE BROCA IADC BOQUILLAS
TFA (PULG
2)
PROFUNDIDAD DE ENTRADA Y
SALIDA FT GPM HSI
ROP AVG (FT/HR)
WOB (Klbs) RPM
TQ (Klbs-
Ft) DPSI PSI EVALUACIÓN
421D PDC M323 5X13 2X14 0,948 5890-8422 830-900
2,50-2,76 50 35-40 80 5-20 500 4000 2-2-BT-S-X-I-CT-BHA
482D TRICÓNICA 517 3X20 0,92 8422-8869 800 3,6 30 45 50-70 16-22 400 3700 8-4-BT-A-F-5/16-CT-BT
422D PDC M123 8X14 1,2026 8869-9634 780 1,42 50 30 80 9-15 400 4000 0-0-N0-A-X-I-NO-TD
241D TRICÓNICA 517 1X18 3X20 1,168 7448-7979 800 1,21 34 15-30 60-70 10-16 200 3650 1-1-WT-A-E-I-NO-FM
SECCIÓN DE 8 1/2"
POZO TIPO DE BROCA IADC BOQUILLAS
TFA (PULG
2)
PROFUNDIDAD DE ENTRADA Y
SALIDA FT GPM HSI
ROP AVG (FT/HR)
WOB (Klbs) RPM
TQ (Klbs-
Ft) DPSI PSI EVALUACIÓN
421D PDC M223 6X11 0,5568 9602-11150 380-420 1,640 22 10-18 40-60 19-25 300 2400 2-2-CR-C-X-I-CT-TD
421D PDC M223 2X11 4X12 0,6274 9633-11197 380 1,2 30 10-27 60-80 16-22 300 2000 1-1-WT-S-X-I-NO-TD
241D PDC M323 6x12 0,6630 8830-10250 480 2,061 37 10-20 80 14-22 400 2650 1-2-WT-A-X-I-CT-TD
Continuación de Tabla N° 33 Matriz De Brocas De Perforación Usadas En Los Pozos Base
140
4.9.3. FLUIDOS DE PERFORACIÓN
En cuanto a los fluidos de perforación sus propiedades y su reología varían para
cada sección que se va perforando y se van adaptando a las presiones y
características particulares de cada formación a sus diferentes profundidades en
cada pozo, así como también al perfil direccional del pozo. Sin embargo se
pueden establecer muchas similitudes en el diseño de un plan de lodos del campo
Sacha.
Generalmente se establece en un plan de perforación en cualquier pozo un plan
de lodos con una curva del peso del fluido de perforación en unidades de lb/gl de
acuerdo a cada sección, a los viajes de tubería al finalizar cada sección previa a la
corrida de la tubería de revestimiento “casing” Ver figura 41.
Debido a que el fluido de perforación es muy importante como elemento de
retención de las paredes del pozo durante toda la perforación y aún más cuando
se realiza el viaje de calibración debido a que se remueven más recortes que
quedan suspendidos en el pozo. Esta información se presenta en resumen en la
tabla 32
Las principales propiedades para describir al lodo de perforación son:
Peso del lodo,
Viscosidad plástica,
Punto cedente,
Gel.
141
Figura 40. Curva Modelo del peso del lodo para pozos del campo Sacha
Fuente: (BAKER HUGHES, 2014)
Peso del Lodo en lbs/gl
Pro
fund
idad
de
l p
ozo
(p
ies)
142
Tabla N° 34 Resumen de los Fluidos De Perforación Usados En Los Pozos Base Hoyo de 26 Pulgadas
PROPIEDAD UNIDADES VALOR
Densidad de Lodo lpg 8,5-9,0
PV @ 120°F cP 5 - 18
YP @ 120°F lb/100 Pies2 16 - 22
Geles lb/100 Pies2 5 - 15 / 12 -
19
Ph Adimensional 8,0 - 9,5
Filtrado API cc/30 min NC - <12
MBT Lpb equivalente < 32,5
L.G.S % vol. < 15
Hoyo de 16 Pulgadas
PROPIEDAD UNIDADES VALOR
Densidad de Lodo lpg 9,0 - 10,3
PV @ 120°F cP 5 - 18
YP @ 120°F lb/100 Pies2 8- 22
Geles lb/100 Pies2 5 - 15 / 12 -
19
Ph Adimensional 8,0 - 9,0
Filtrado API cc/30 min <8
MBT Lpb equivalente < 35
L.G.S % vol. < 15
Hoyo de 12 ¼ Pulgadas
PROPIEDAD UNIDADES VALOR
Densidad de Lodo lpg 9,5-10,3
PV @ 120°F cP 12 - 25
YP @ 120°F lb/100 Pies2 15 - 26
Geles lb/100 Pies2 4 - 8 / 12 - 19
Ph Adimensional 10,2 - 10,5
Filtrado API cc/30 min <8
MBT Lpb equivalente < 25
L.G.S % vol. < 12
143
Hoyo de 8 ½ Pulgadas
PROPIEDAD UNIDADES VALOR
Densidad de Lodo lpg 10,1 - 10,4
PV @ 120°F cP 12 - 25
YP @ 120°F lb/100 Pies2 20 - 26
Geles lb/100 Pies2 8 - 12 / 14 -
19
Ph Adimensional 10,0 - 10,5
Filtrado API cc/30 min <6
MBT Lpb equivalente < 15
L.G.S % vol. < 8
(BAKER HUGHES, 2014)
4.9.4. ASENTAMIENTO DE TUBERIA DE REVESTIMIENTO CASING
El asentamiento del Casing en sus diferentes etapas es muy importante, ya que
para realizar dicho asentamiento se busca una profundidad que debe cumplir con
ciertos requisitos.
Existe al igual que en los aspectos anteriores información sobre los puntos de
asentamiento de los diferentes tipos de casing de acuerdo al diámetro de cada
sección del pozo a diferentes profundidades que pueden generalizarse y
presentarse en valores de TVD Y MD.
Estos valores de TVD y MD nos servirán para compararlos con la litología de cada
pozo y así determinar en qué formación son asentados los diferentes tamaños del
Casing y determinar la formación más adecuada para asentarlos en el campo
Sacha.
La tabla 33 presenta un resumen del tipo de tubería de revestimiento según su
diámetro, grado de acero y peso, así como también las profundidades a las cuales
pueden ser asentadas dependiendo del tipo direccional de pozo que se esté
144
construyendo y las formaciones donde usualmente se asientan en el campo
Sacha. La figura 42 muestra el diagrama mecánico estándar de los pozos en el
campo.
Tabla N° 35 Profundidades de asentamiento de las tuberías de revestimiento Campo Sacha.
Diámetro
del CSG
(pulgadas)
Diámetro
de la
Broca
(pulgadas)
MD
(pies)
TVD
(pies)
Grado/Tipo Formación de
Asentamiento
20 26 300 300
94 #, K-55,
BTC
TID
13 3/8 16 5890+/-
150 pies 5515
72 #, C-95,
BTC
Orteguaza
9 5/8 12 ¼ 9635 +/-
250 pies 8654
47#, C-90,
BTC
Tena
Arcillas
7 8 ½ 11196+/-
150 pies 10090
26 # N-80,
BTC
Colgado
hasta Hollín
Inferior o TD
Fuente: (BAKER HUGHES, 2010)
146
La información obtenida sobre la perforación de pozos en el campo Sacha y la
metodología que se utilizará en el capítulo posterior para seleccionar y diseñar un
plan de brocas para este campo que se ha presentado en este Capítulo de
manera clara y detallada; con esto se busca definir la información relevante e
indispensable sobre la operación de brocas en el campo y sobre el rendimiento
que han tenido en la perforación de cada sección, a fin de comprender que
practicas operacionales y que parámetros físicos e hidráulicos son los adecuados
para atravesar la litología correspondiente a cada zona con el mayor rendimiento y
desempeño en el menor tiempo y al menor costo.
A continuación se muestra una matriz en la tabla 34 con la información de todos
los pozos perforados en campo Sacha donde se encuentra la compañía que
presto el servicio de brocas, profundidades perforadas, número de viajes
realizados en cada pozo, así como también el rendimiento ROP promedio de la
perforación de cada pozo, costo por cada pie perforado y finalmente costo del
contrato de servicio de brocas.
También se presenta en la figura 43 los promedios de rendimiento de perforación
obtenidos en todo el campo de acuerdo al tipo de perfil direccional de los pozos.
La figura 44 muestra el promedio de rendimiento de perforación en base al
diámetro de cada sección perforada.
147
Tabla N° 36 Matriz de Pozos perforados y rendimientos ROP campo Sacha
POZOS Resumen del Pozo Bit
Manuf. Rig Pad Well Profile
Prof. Final (pies) Pies Perf. Horas Perf. Neta
Tiempo Viaje (horas) Rop # Viajes
Costo Lump Sum (dólares) CPP
HCC CPV16 192 Sacha 241 D Tipo S 10250 10215 167,56 28,7 61,0 8 105000 38,8
HCC CPV16 192 Sacha 242 D Tipo J Modificado 10840 10804 242,55 35,9 44,5 9 105000 47,9
HCC CPV16 192 Sacha 320 D Tipo J Modificado 10620 10584 252,87 39,8 41,9 11 105000 50,9
HCC CPV16 192 Sacha 240 D Tipo S 10455 10389 215,13 35,9 48,3 9 105000 45,9
HCC CPV16 192 Sacha 321 D Tipo J Modificado 10510 10474 244,17 29,7 42,9 8 105000 48,8
HCC CPV16 177 Sacha 260 D Tipo S 10220 10182 176,06 24,2 57,8 7 105000 39,5
HCC CPV16 177 Sacha 262 D Tipo S 10520 10484 209,64 29,7 50,0 7 105000 43,9
HCC CPV16 177 Sacha 264 D Tipo J Modificado 10560 10524 222,02 31,1 47,4 7 105000 45,6
HCC CPV16 177 Sacha 263 D Tipo S 10420 10295 176,07 24,0 58,5 7 105000 39,0
HCC CPV16 177 Sacha 261 D Tipo S 10444 10409 185,32 24,0 56,2 6 105000 39,9
HCC CPV16 20 Sacha 249 D Tipo S 10310 10273 221,74 29,5 46,3 8 105000 46,5
HCC CPV16 20 Sacha 251 D Tipo S 10510 10473 197,77 23,7 53,0 6 105000 41,4
HCC CPV16 20 Sacha 250 D Tipo J Modificado 10945 10458 180,41 30,1 58,0 7 105000 39,9
HCC CPV16 177 Sacha 265 D Tipo J Modificado 11710 11674 254,71 43,1 45,8 10 105000 46,8
HCC CPV16 177 Sacha 266 D Tipo J Modificado 11163 11147 266,51 30,7 41,8 7 105000 49,0
HCC CPV16 270 Sacha 270 V Vertical 10225 9584 110,92 21,0 86,4 5 105000 31,4
HCC CPV16 270 Sacha 271 D Tipo S 10487 10448 189,48 25,2 55,1 6 100000 40,0
148
HCC CPV16 270 Sacha 272 D Tipo S 10492 10457 185,47 25,3 56,4 6 100000 39,5
HCC CPV16 270 Sacha 280 D Tipo J Modificado 10614 10571 160,32 30,7 65,9 7 100000 36,3
HCC CPV16 270 Sacha 281 D Tipo S 10283 10247 123,81 28,4 82,8 6 100000 31,8
HCC CPV16 270 Sacha 282D Tipo J 11030 10994 174,18 31,7 63,1 7 100000 36,9
HCC CPV16 270 Sacha 283D Tipo J 11000 10963 201,82 25,8 54,3 6 100000 39,9
HCC CPV16 198 Sacha 257D Tipo J modificado
19.4 deg incl 10390 10354 160,12 28,7 64,7 7 100000 36,7
HCC CPV16 198 Sacha 258D Tipo J modificado
22 deg incl 10533 10498 186,52 27,4 56,3 7 100000 39,7
HCC CPV16 198 Sacha 267D Tipo J 9270 10642 165,74 26,8 64,2 6 100000 36,2
HCC CPV16 158 Sacha 215D Tipo J 10480 10446 169,68 25,5 61,6 6 100000 37,3
HCC CPV16 158 Sacha 216D Tipo J 10578 10542 162,34 20,4 64,9 5 100000 35,2
HCC CPV16 158 Sacha 220D Tipo J 10847 11649 214,68 29,4 54,3 6 100000 39,7
HCC CPV16 198 Sacha 268D Tipo S (30.82 deg) 10380 10344 148,99 20,5 69,4 5 100000 34,0
HCC CPV16 117 Sacha 287D Tipo J modificado
(34.2 deg) 11080 11046 224,58 19,7 49,2 5 100000 41,8
HCC CPV16 117 Sacha 286D
Tipo J modificado(26.6deg
) 10660 8406 148,26 13,8 56,7 4 100000 40,5
HCC CPV16 63 Sacha 278D Tipo J
modificado(34deg) 11390 11350 174,82 16,1 64,9 4 100000 33,8
HCC CPV16 63 Sacha 276D Tipo J
modificado(34deg) 11263 11230 190,41 22,9 59,0 5 100000 37,1
HCC CPV16 63 Sacha 277D Tipo S 10421 10381 149,18 27,3 69,6 6 100000 34,8
HCC CPV16 420 Sacha 420D Tipo S (18.50 deg) 10130 10092 129,86 24,2 77,7 6 100000 32,5
Continuación Tabla N° 37 Matriz de Pozos perforados y rendimientos ROP campo Sacha
149
HCC CPV16 420 Sacha 421D Tipo J
modificado(35deg) 11150 11112 224,34 34,0 49,5 7 100000 43,5
HCC CPV16 420 Sacha 422D Tipo J
modificado(33deg) 11170 11132 179,8 28,8 61,9 6 100000 36,8
HCC CPV16 420 Sacha 423D
Tipo J modificado(25.4deg
) 10612 10575 160,84 27,3 65,7 6 100000 35,8
HCC CCDC-
28 65 Sacha 231 D Tipo S 10440 10391 184,61 33,4 56,3 9 80750 38,9
HCC CCDC-
28 65 Sacha 259 D Tipo S 10364 10237 174,63 18,7 58,6 5 80750 35,9
HCC CCDC-
28 146 Sacha 330 D Tipo S 10390 10336 177,44 22,9 58,3 7 80750 36,6
HCC CCDC-
28 146 Sacha 342 D Tipo J Modificado 10736 10691 198,9 30,8 53,8 8 80750 39,4
HCC CCDC-
28 146 Sacha 340 D Tipo J Modificado 10900 10853 216,3 28,6 50,2 8 80750 40,9
HCC CCDC-
28 146 Sacha 332 D Tipo S 10510 10468 173,06 24,5 60,5 6 80750 35,7
HCC CCDC-
28 146 Sacha 331 D Tipo S 10289 10234 128,53 19,3 79,6 5 80750 29,3
HCC CCDC-
28 146 Sacha 333 D Tipo J Modificado
(20deg) 10440 10391 138,32 24,7 75,1 6 80750 31,0
HCC CCDC-
28 350 Sacha 350 V Vertical 10086 10041 126,53 27,7 79,4 6 80750 30,8
Continuación Tabla N° 38 Matriz de Pozos perforados y rendimientos ROP campo Sacha
150
HCC CCDC-
28 350 Sacha 352D Tipo J
modificado(15deg) 10270 10227 156,99 25,7 65,1 6 80750 34,4
HCC CCDC-
28 350 Sacha 351D Tipo S (30.91 deg
Tg) 10550 10505 171,76 20,5 61,2 5 80750 34,8
HCC CCDC-
28 350 Sacha 353D Tipo J (25deg) 10839 10795 167,93 28,0 64,3 6 80750 34,4
HCC CCDC-
28 350 Sacha 354D Tipo J modificado
(28deg) 10980 10921 149,21 31,8 73,2 7 80750 32,0
HCC CCDC-
28 350 Sacha 355D Tipo J modificado
(25deg) 10700 10654 161,22 19,3 66,1 5 80750 32,7
HCC CCDC-
28 370 Sacha 370D Tipo J modificado
(25.9 deg) 10820 10760 222,23 27,8 48,4 6 80750 42,0
HCC CCDC-
28 370 Sacha 371D Tipo J modificado
(16.05 deg) 10398 10353 146,37 26,1 70,7 6 80750 32,5
HCC CCDC-
28 370 Sacha 373H Horizontal 0 10303 196,88 31,1 52,3 7 220000 54,2
HCC CCDC-
28 370 Sacha 372D Tipo J modificado
(29.59 deg) 11188 11142 162,23 21,7 68,7 5 80750 31,7
HCC CCDC-
28 380 Sacha 386D J modificado (27.77
deg) 11010 10964 153,54 16,7 71,4 4 124250 34,4
HCC CCDC-
28 380 Sacha 385D J modificado (26.01
deg) 10900 10852 138,14 15,8 78,6 4 124250 32,5
HCC CCDC-
28 380 Sacha 381D Tipo J modificado
(26.86 deg) 11010 10964 145,09 15,8 75,6 4 124250 33,1
Continuación Tabla N° 39 Matriz de Pozos perforados y rendimientos ROP campo Sacha
151
HCC CCDC-
28 380 Sacha 387D J modificado (34.74
deg) 11307 11260 179,44 17,0 62,8 4 184250 42,2
HCC CCDC-
28 380 Sacha 387D
ST1 ST (27.64 deg) 11613 1601 48,27 14,2 33,2 2 33349 78,7
HCC CCDC-
28 440 Sacha 440V Vertical 10090 9951 135,1 32,3 73,7 7 156685 40,7
HCC CCDC-
28 440 Sacha 441D J modificado (20.27
deg) 10552 10505 156,26 22,1 67,2 5 156685 40,1
HCC CCDC-
28 440 Sacha 442D J modificado (22.66
deg) 10786 10739 160,3 27,9 67,0 7 156685 40,6
HDBS CCDC-
28 440 Sacha 443D J modificado (21.27
deg) 10690 10642 190,05 21,4 56,0 5 156685 44,2
HCC CCDC-
28 440 Sacha 444D J modificado (27
deg) 10520 10472 168,53 33,4 62,1 7 156685 43,6
HCC CCDC-
28 440 Sacha 445D J modificado (26.44
deg) 10970 10923 202,79 37,9 53,9 8 156685 47,0
HDBS CCDC-
28 440 Sacha 446D J modificado (XXXX deg)
SMITH CPV-
23 Sacha 206D Tipo S 10670 10612 262,9 48,2 40,4 12 80000 51,0
SMITH CPV-
23 Sacha 152D Tipo S 10450 10412 190,45 42,0 54,7 10 80000 40,8
SMITH CPV-
23 Sacha 203 D Tipo S 10448 10448 226,84 33,8 46,1 8 80000 44,6
Continuación Tabla N° 40 Matriz de Pozos perforados y rendimientos ROP campo Sacha
152
SMITH CPV-
23 Sacha 244 D Tipo S 10342 10342 140,24 29,0 73,7 7 80000 32,0
SMITH CPV-
23 Sacha 218 D Tipo S 10390 10390 132,6 30,6 78,4 8 80000 31,0
SMITH CPV-
23 Sacha 274D Tipo S 10531 10531 144,47 30,0 72,9 7 80000 32,2
SMITH CPV-
23 Sacha 273D Tipo S 11462 11462 211,4 40,8 54,2 9 80000 39,6
SMITH CPV-
23 Sacha 275D Tipo J modificado 10456 10456 171,8 26,0 60,9 6 80000 35,7
SMITH CPV-
23 Sacha 237D Tipo J 10586 10586 205,63 26,3 51,5 6 80000 40,0
SMITH CPV-
23 Sacha 238D Tipo J 10306 10306 153,11 19,7 67,3 5 80000 32,6
SMITH CPV-
23 Sacha 239D Tipo J modificado 10688 10688 177,2 25,2 60,3 6 80000 35,6
SMITH CPV-
23 Sacha 245D Tipo S 10441 10441 162,19 20,4 64,4 5 80000 33,6
SMITH CPV-
23 60 Sacha 246D Tipo S 10455 10455 209,58 22,1 49,9 5 80000 40,5
SMITH CPV-
23 60 Sacha 247D Tipo J 11172 11172 195,6 21,4 57,1 5 80000 36,0
SMITH CPV-
23 60 Sacha 248D Tipo S 10380 10380 162,74 18,8 63,8 5 80000 33,6
Continuación Tabla N° 41 Matriz de Pozos perforados y rendimientos ROP campo Sacha
153
SMITH CPV-
23 4 Sacha 235D Tipo J 10544 10544 136,5 27,7 77,2 7 80000 30,7
SMITH CPV-
23 4 Sacha 236D Tipo J 10375 10375 169,08 15,0 61,4 4 80000 34,0
SMITH CPV-
23 310 Sacha 318D Tipo J 11071 11071 179,7 21,0 61,6 5 80000 34,1
HDBS CPV-
23 310 Sacha 319D Tipo J 10402 10402 127,83 15,0 81,4 4 80000 28,1
HDBS CPV-
23 SACHA 253D Tipo J 10761 10761 188,64 33,2 57,0 8 80000 38,0
SMITH CPV-
23 SACHA 255D Tipo J 11045 11045 200,1 25,2 55,2 6 80000 37,5
SMITH CPV-
23 SACHA 256D Tipo J 11378 11378 205,9 17,3 55,3 4 80000 36,1
SMITH CPV-
23 SACHA 285D Tipo J 10895 10895 162,39 20,2 67,1 5 80000 32,2
SMITH CPV-
23 SACHA 470V Vertical 10107 10107 158,8 24,6 63,6 6 80000 34,8
SMITH CPV-
23 SACHA 471D Tipo J 0 0 0 0,0 0 80000 -
SMITH CPV-
23 SACHA 472D Tipo J -
SMITH HILONG 16 Sacha 310 V Vertical 10042 10042 96,4 21,1
104,2 5 100000 27,3
Continuación Tabla N° 42 Matriz de Pozos perforados y rendimientos ROP campo Sacha
154
SMITH HILONG 16 Sacha 311 D Tipo S 10710 10710 147,5 26,0 72,6 6 100000 33,4
SMITH HILONG 16 Sacha 312 D Tipo J Modificado 10489 10489 140,5 33,9 74,7 7 100000 34,2
SMITH HILONG 16 Sacha 315D Tipo S 10679 10679 144,1 25,2 74,1 6 100000 32,9
SMITH HILONG 16 Sacha 314D Tipo S 10479 10479 152,2 32,7 68,9 7 100000 35,7
SMITH HILONG 16 Sacha 316D Tipo J 10792 10792 224,8 26,0 48,0 6 100000 43,7
SMITH HILONG 16 Sacha 317H Horizontal 10715 10715 287,5 38,5 37,3 8 100000 54,5
SMITH HILONG 16 Sacha 341D Tipo J 11062 11062 201,5 21,2 54,9 5 100000 38,9
SMITH HILONG 16 Sacha 313D Tipo J modificado 10945 10945 169,28 15,9 64,7 4 100000 34,2
SMITH HILONG 16 189 Sacha 207D Tipo J modificado 10707 10707 162,78 16,1 65,8 4 100000 34,1
SMITH HILONG 16 189 Sacha 209D Tipo J modificado 10597 10597 180,99 15,7 58,6 4 100000 37,0
SMITH HILONG 16 189 Sacha 208D Tipo S 10343 10343 144,09 15,3 71,8 4 100000 32,5
SMITH HILONG 16 189 Sacha 211H Horizontal 10957 10957 287,24 45,1 38,1 9 180000 61,4
Continuación Tabla N° 43 Matriz de Pozos perforados y rendimientos ROP campo Sacha
155
SMITH HILONG 16 189 Sacha 212D Tipo J 10107 10107 133,8 15,0 75,5 4 100000 31,7
SMITH HILONG 16 370 Sacha 374D Tipo J 11221 11221 149,7 21,6 75,0 5 100000 31,6
SMITH HILONG 16 370 Sacha 375V Vertical 10068 10068 116,6 14,7 86,3 4 100000 29,3
SMITH HILONG 16 370 Sacha 376D Tipo J 10773 10773 137,8 15,6 78,2 4 100000 30,4
SMITH HILONG 16 370 Sacha 378D Tipo J 10713 10713 125,6 15,5 85,3 4 100000 28,9
SMITH HILONG 16 370 SACHA 377D Tipo J 11344 11344 140,79 22,3 80,6 5 100000 30,1
SMITH HILONG 16 SACHA 322D Tipo J 10816 10816 143 16,0 75,6 4 100000 31,0
HDBS HILONG 16 60 SACHA 288D Tipo J 11161 11161 167 34,8 66,8 8 100000 35,8
HDBS HILONG 16 60 SACHA 450V Vertical
HDBS
SINOPEC 220 Sacha 223 D Tipo S 10424 10424 138,9 29,4 75,0 7 82400 31,9
HDBS
SINOPEC 220 Sacha 222 D Tipo S 10285 10285 158,5 28,9 64,9 7 82400 35,0
HDBS
SINOPEC 220 Sacha 224 D Tipo S 10418 10418 213,64 19,8 48,8 7 82400 41,1
Continuación Tabla N° 44 Matriz de Pozos perforados y rendimientos ROP campo Sacha
156
HDBS
SINOPEC 220 Sacha 234 D Tipo S 10390 10390 135,8 24,5 76,5 7 82400 30,8
HDBS
SINOPEC 220 Sacha 254H Horizontal 12131 12131 257,55 33,9 47,1 7 82400 42,4
HDBS
SINOPEC 220 Sacha 300V Vertical 9898 9898 92,85 27,3
106,6 6 82400 26,3
HDBS
SINOPEC 220 Sacha 301D Tipo S 10707 10707 146,18 22,4 73,2 7 82400 31,1
HDBS
SINOPEC 220 Sacha 305D Tipo S 10398 10398 153,75 28,5 67,6 6 82400 33,9
HDBS
SINOPEC 220 Sacha 306D Tipo S 10399 10399 139,89 27,3 74,3 7 82400 31,8
HDBS
SINOPEC 220 Sacha 304D Tipo J 10532 10532 194,77 26,1 54,1 6 82400 38,9
HDBS
SINOPEC 220 Sacha 303D Tipo J 10370 10370 162,84 20,0 63,7 5 82400 34,1
HDBS
SINOPEC 220 Sacha 307D Tipo J 11949 11949 252,26 36,1 47,4 8 82400 42,7
HDBS
SINOPEC 220 Sacha 302D Tipo J 10849 10849 246,17 19,9 44,1 5 82400 44,0
HDBS
SINOPEC 220 380 Sacha 380V Vertical 9992 9992 104,05 15,0 96,0 4 82400 25,9
HDBS
SINOPEC 220 380 Sacha 382D Tipo J 10640 10640 177,11 15,7 60,1 4 82400 34,6
Continuación Tabla N° 45 Matriz de Pozos perforados y rendimientos ROP campo Sacha
157
HDBS
SINOPEC 220 380 Sacha 384D Tipo J 10834 10834 160,07 20,1 67,7 5 82400 32,3
HDBS
SINOPEC 220 380 Sacha 383H Horizontal 11200 11153 240,8 31,2 46,3 7 150000 49,6
HCC PDV 79 360 Sacha 360D Vertical 10013 10013 143,83 19,6 69,6 5 154600 39,6
HCC PDV 79 360 Sacha 365D Tipo J 15999 15999 326,61 25,0 49,0 6 154600 42,3
HCC PDV 79 360 Sacha 366D Tipo S 10392 10392 171,12 19,2 60,7 5 115000 38,2
SMITH PDV 79 360 Sacha 361D Tipo J modificado 10919 10919 203,97 23,1 53,5 6 115000 41,4
SMITH PDV 79 360 Sacha 362D Tipo J modificado 10819 10819 166,5 17,2 65,0 4 115000 35,8
SMITH PDV 79 360 Sacha 363D Tipo J modificado 11529 11529 230,54 39,9 50,0 8 115000 44,8
SMITH PDV 79 360 Sacha 364D Tipo J modificado 10392 10392 150,37 15,0 69,1 4 115000 34,7
SMITH PDV 79 400 Sacha 400V Vertical 9933 9933 115,53 14,7 86,0 4 115000 31,0
SMITH PDV 79 400 Sacha 401D Tipo J modificado 10680 10680 162 22,3 65,9 5 115000 36,4
SMITH PDV 79 400 Sacha 402D Tipo J modificado 10876 10876 171,62 22,3 63,4 5 115000 37,0
Continuación Tabla N° 46 Matriz de Pozos perforados y rendimientos ROP campo Sacha
158
SMITH PDV 79 400 Sacha 403D Tipo J modificado 10582 10582 139,22 15,8 76,0 5 135000 34,5
SMITH PDV 79 400 Sacha 404D Tipo J modificado 10253 10253 133,25 14,9 76,9 4 135000 34,6
SMITH PDV 79 400 Sacha 405D Tipo J modificado 10283 10283 153,23 14,9 67,1 4 135000 37,4
SMITH PDV 79 400 Sacha 406D Tipo J modificado 11777 11777 206,47 30,3 57,0 6 135000 41,3
HDBS PDV 79 390 Sacha 390V Vertical 9999 9999 112,48 15,9 88,9 4 135000 32,5
HDBS PDV 79 390 Sacha 391D Tipo J modificado 11435 11435 176,04 26,4 65,0 6 135000 38,1
HDBS PDV 79 390 Sacha 392D Tipo J modificado 11551 11551 198,71 36,6 58,1 8 135000 41,9
HDBS PDV 79 390 Sacha 393D Tipo J modificado 10550 10550 130,5 16,8 80,8 4 135000 33,5
HDBS PDV 79 390 Sacha 394D Tipo J modificado 0 0 0 0 0 135000 -
HDBS PDV 79 390 Sacha 395D Tipo J modificado 0 0 0 0 0 135000 -
HDBS PDV 79 390 Sacha 396D Tipo J modificado 0 0 0 0 0 135000 -
Fuente: (BAKER HUGHES, 2014)
Continuación Tabla N° 47 Matriz de Pozos perforados y rendimientos ROP campo Sacha
159
Figura 42. Promedios de Rendimiento de la perforación de Pozos campo Sacha por el tipo de pozo Direccional
Fuente: (BAKER HUGHES, 2014)
0
10
20
30
40
50
60
RopTiempo Viaje
Cpp
58
27
39
57
26
39
50
32
44
Promedios de Rendimiento - Pozo Completo
Todos Pozos S Pozos J
160
Figura 43. Promedios de Rendimiento de la perforación de Pozos campo Sacha por el diámetro del hoyo
Fuente: (BAKER HUGHES, 2014)
107
10
21
43
29
60
44
15
71
96
14
23
38
25
64
46
13
71
102
13
22
30
38
79
42
14
72
0
20
40
60
80
100
120
Rop Tiempo Viaje Cpp Rop Tiempo Viaje Cpp Rop Tiempo Viaje Cpp
Promedios de Rendimiento - Por Hoyo Todos Pozos S Pozos J
16 " Hoyo Intermedio I 12 1/4" Hoyo Intermedio II 8 1/2" Hoyo Produccion
Va
ria
ble
s:
RO
P (
Pie
s/h
ora
)/ T
iem
po
de V
iaje
(ho
ras)/
Cp
p (
Dó
lare
s/p
ie)
161
5. CONSIDERACIONES GENERALES DE DISEÑO
Una vez que se ha realizado el análisis de las condiciones del campo Sacha
mediante la correlación con pozos ya perforados a lo largo de campo, su litología
con sus topes y bases en prognosis que van a ser perforadas, las propiedades de
lodo de perforación y sus condiciones, los perfiles direccionales que existen en
este campo puntos de asentamiento de las tuberías de revestimiento y
características principales de las brocas usadas en el campo se puede empezar a
dilucidar y establecer un plan de brocas estandarizado para este campo.
Si bien es cierto las correlaciones con los pozos perforados en el campo nos dan
una muy clara idea de qué manera se realizan las operaciones, en este capítulo se
determinara las mejores prácticas operacionales, parámetros e hidráulicas para
optimizar rendimientos y lograr mejores resultados en el menor tiempo.
5.1. ESQUEMA MECÁNICO PROPUESTO.
El esquema mecánico tradicional de un pozo direccional en el campo Sacha es el
perforar 4 secciones hasta alcanzar el objetivo geológico y la profundidad total del
pozo, estas secciones son:
Sección de 26 pulg.
Sección de 16 pulg.
Sección de 12 ¼ pulg.
Sección de 8 ½ pulg.
Para este plan estandarizado se estima un esquema mecánico que solo tendrá
tres secciones perforadas las cuales son:
Sección de 16 pulg.
Sección de 12 ¼ pulg.
Sección de 8 ½ pulg.
162
el diseño mecánico de los pozos contempla utilizar 3 tipos de revestidores: el
primero de 13 3/8 pulgadas asentado 80 pies dentro de la formación Orteguaza,
el segundo de 9 5/8 pulgadas 250 pies antes de basal tena y finalmente el liner de
7 pulgadas hasta la profundidad total conservando un traslape de 200 pies.
Cabe indicar que le casing conductor de 20” estará ubicado hasta +/- 50 pies
dentro del subsuelo desde la superficie mediante el piloteo del mismo, de este
procedimiento se encarga el departamento de construcciones civiles que deja la
boca de pozo lista para iniciar la perforación.
La siguiente tabla muestra las características de los revestidores o casing que se
propone bajar en los pozos.
Tabla N° 48 Diseño tubería de revestimiento
Tamaño del hoyo 16 pulgadas 12 ¼ pulgadas 8 pulgadas
Formación donde
se va a asentar
80 pies dentro de
Orteguaza
50 pies antes de
Basal Tena
Hasta la
profundidad Total
Diámetro del
revestidor (plg)
13 3/8 pulg.
superficial
9 5/8 pulg
Intermedio
7 pulg. Liner de
producción
Grado N-80 N-80 N-80
Conexión BTC BTC BTC
Peso (lbs/ft) 68 47 26
Diámetro Interno
(pulg)
12,415 8,681 6,276
Drift (pulg) 12,259 8,525 6,151
Fuente: (RIO NAPO CEM, 2014)
Los objetivos que cumplen cada una de las tuberías de revestimiento se presentan
en la siguiente tabla 36.
164
La figura 45 ilustra el esquema mecánico modelo propuesto de los pozos para el
desarrollo en el campo Sacha siguiendo las características y lineamientos
establecidos
Figura 44. Esquema Mecánico propuesto para los pozos del Campo Sacha
Fuente: (CCDC, 2012)
165
5.2. PROPIEDADES DEL FLUIDO DE PERFORACIÓN POR
SECCIONES
5.2.1. SECCIÓN DE 16 PULGADAS.
Litología: Cantos rodados, arenas, lutitas y arcillas
Formación: (TID) Chalcana y Orteguaza
El objetivo de esta sección es aislar la formación Chalcana y parte de la formación
Orteguaza, dando adicionalmente integridad y soporte para instalar los BOP’s para
continuar a la siguiente sección. Se utilizara un fluido viscoso para perforar los
primeros 500ft de formación debido a la presencia de los cantos rodados, para
perforar la sección de 16 pulgadas de los pozos donde las características
litológicas de los sedimentos muestran intercalaciones de arenas y arcillas
jóvenes, hidratables que al contacto con el agua adquieren una consistencia
blanda y considerablemente pegajosa.
En esta sección se encuentran las sedimentitas de la formación Chalcana, la cual
presenta estratos arcillosos muy hidratables, denominadas normalmente gumbo;
que al hidratarse pueden ocasionar embolamiento del ensamblaje de fondo y
taponamiento de las líneas de flujo.
5.2.1.1. Propiedades del lodo en la corrida de 16 pulgadas con broca
Tricónica para la formación TID y Chalcana
Tabla N° 50 Propiedades del lodo en la corrida de 16 pulgadas con broca Tricónica
16 pulgadas TRICÓNICA
PROPIEDAD UNIDADES VALOR
Densidad de Lodo lpg 8,4-8,8
PV @ 120°F cP 7
YP @ 120°F lb/100 Pie2 15
Geles lb/100 Pie2 5-19
166
Fuente: (BAKER HUGHES, 2014)
5.2.1.2. Propiedades del lodo en la corrida de 16 pulgadas con broca
PDC para la formación Orteguaza
Tabla N° 51 Propiedades del lodo en la corrida de 16 pulgadas con broca PDC
16 pulgadas PDC
PROPIEDAD UNIDADES VALOR
Densidad de Lodo lpg 8,8-10,3
PV @ 120°F cP 5
YP @ 120°F lb/100 Pie2 9
Geles lb/100 Pie2 6-7 Fuente: (BAKER HUGHES, 2014)
5.2.2. SECCIÓN DE 12 ¼ PULGADAS.
Litología: Arcillas / Conglomerados con niveles de Chert (Tiyuyacu).
Formación: Orteguaza, Tiyuyacu, Tena.
El objetivo de esta sección es aislar las formaciones Orteguaza, Tiyuyacu, Tena,
dando integridad y soporte para continuar con el siguiente intervalo.
Se considera perforar estratos principalmente compuestos de arcillas hidratables y
sensitivas con el tiempo (estratos arcillosos de esméctita muy hidratable) con un
sistema disperso especialmente diseñado con aditivos dispersantes y antiacresión,
evitando el embolamiento del ensamblaje de fondo y taponamiento de las líneas
de flujo.
A partir de la base de Chalcana se adicionara al sistema controladores de filtrado y
estabilizadores mecánicos para estabilizar las lutitas presentes en Orteguaza y
material de puenteo para minimizar el riesgo de pérdidas de fluido y pegas
diferenciales en las arenas de Orteguaza y el conglomerado superior de Tiyuyacu.
167
Para evitar la hidratación de las arcillas perforadas y aumentar la estabilidad del
pozo, en Tiyuyacu se desplazará el fluido disperso con un sistema formulado con
agentes de control de pérdida, dispersantes e inhibidores.
Las siguientes tablas muestran las características del lodo de perforación para las
corridas de las brocas de 12 ¼pulgadas, como se detalla a continuación.
5.2.2.1. Características del lodo en la Sección de 12 ¼ pulgadas con
broca PDC para la sección de Orteguaza, Tiyuyacu y conglomerado
superior.
Tabla N° 52 Propiedades del lodo en la corrida de 12 ¼ pulgadas con broca PDC para la sección de Orteguaza, Tiyuyacu y conglomerado superior.
12 1/4 pulgadas PDC
PROPIEDAD UNIDADES VALOR
Densidad de Lodo lpg 9,5-10,3
PV @ 120°F cP 19
YP @ 120°F lb/100 Pie2 26
Geles lb/100 Pie2 7-14 Fuente: (BAKER HUGHES, 2014)
5.2.2.2. Características del lodo en la Sección de 12 ¼ pulgadas con
broca tricónica de Insertos de Carburo de Tungsteno para atravesar
conglomerado inferior Tiyuyacu.
Tabla N° 53 Propiedades del lodo en la corrida de 12 ¼ pulgadas con broca tricónica de Insertos de Carburo de Tungsteno para atravesar conglomerado
inferior Tiyuyacu.
12 1/4 pulgadas PDC
PROPIEDAD UNIDADES VALOR
Densidad de Lodo lpg 10,3-10,5
PV @ 120°F cP 23
YP @ 120°F lb/100 Pie2 37
Geles lb/100 Pie2 11-28 Fuente: (BAKER HUGHES, 2014)
168
5.2.3. SECCIÓN DE 8 ½ PULGADAS.
Litología: Lutitas, calizas, areniscas.
Formación: Basal Tena, Napo, Hollín superior
El objetivo de esta sección es cubrir y aislar las potenciales arenas productoras:
“U”, “T” y “Hollín”. Con un sistema de lodo junto a un adecuado puenteo, se debe
minimizar el factor de daño de la formación
Una vez perforado el tapón de cemento del revestidor de 9 ⅝” desplazar el fluido
contaminado por el fluido inhibido previamente acondicionado. El sistema debe
presentar las concentraciones programadas de agentes inhibidores, control de
pérdida de fluidos y dispersantes de manera previa al desplazamiento.
En caso de requerirse por presentarse altos torque y arrastre, principalmente en
zona de calizas, se adicionara agentes lubricantes a través de píldoras y se
evaluara la necesidad de adicionar lubricante mecánico. Se recomienda trabajar
con un galonaje entre 400 y 420 gpm, para evitar desestabilizar las paredes del
pozo.
5.2.3.1. Características del lodo en la Sección de 8 1/2” con broca PDC
para atravesar las formaciones Napo y Hollin.
Tabla N° 54 Propiedades del lodo en la corrida de 8 ½” con broca PDC
8 1/2 " PDC
PROPIEDAD UNIDADES VALOR
Densidad de Lodo lpg 9,6-9,8
PV @ 120°F cP 24
YP @ 120°F lb/100 Pie2 36
Geles lb/100 Pie2 8-15 Fuente: (BAKER HUGHES, 2014)
169
5.3. PLAN DE BROCAS POR SECCIONES
Cada sección será analizada y propuesta de la siguiente manera:
5.3.1. SECCIÓN DE 26 PULGADAS
Usualmente en el campo Sacha la sección de 26 pulgadas se perfora con el fin de
sobrepasar la zona superficial donde existen gran cantidades de cantos rodados
también conocidos como Boulders que son estructuras muy fuertes aunque poco
consolidadas, pero que pueden dañar la broca fácilmente, adicionalmente cuando
se estima que existan acuíferos superficiales también con el fin de impedir la
entrada al pozo y consolidar el hoyo.
En este plan estandarizado para el campo se propone eliminar la perforación de la
sección de 26 pulgadas, ya que piloteando el suelo hasta +/- 30 pies se puede
asentar el casing conductor de 20 pulgadas y estabilizar los primeros pies del
pozo, sin necesidad de perforar con la broca de 26” que usualmente llegaba hasta
500 pies antes de bajar el casing conductor de 20 pulgadas. Una vez que se ha
asentado y cementado el casing de 20 pulgadas se puede empezar a atravesar la
zona de boulders con la siguiente broca de menor diámetro y con las
características adecuadas para realizar la operación con eficiencia que implica
menores costos y complejidad operativa.
5.3.2. SECCIÓN DE 16 PULGADAS
En esta sección se establece un plan de perforación que contempla dos etapas
que son muy importantes y completamente diferentes y estas son:
Perforación con broca tricónica de dientes de acero hasta +/- 500 pies.
Perforación con broca PDC y BHA direccional hasta punto de casing 13 3/8
pulgadas
170
5.3.2.1. Corrida broca Tricónica
Como se había mencionado en este plan no existe la perforación de la sección de
26 pulgadas por lo cual la primera actividad de perforación se lo realiza con la
broca de 16 pulgadas y por lo tanto es necesario bajar una broca tricónica con un
IADC y características adecuadas desde los primeros pies perforados para evitar
el daño al atravesar la zona de los cantos rodados o Boulders.
5.3.2.1.1. Características Recomendadas de la Broca Tricónica 16
pulgadas.
Como ya se había visto en esta primera corrida se atravesara formaciones
predominantemente que contienen arcillas y su valor de esfuerzo no confinado
UCS ya fue definido en el capítulo anterior, esto nos permite seleccionar las
características de la broca a utilizarse de la siguiente manera:
UCS ARCILLAS DEL TID= 2 800 A 3 000 PSI.
Comparando este valor con el de la tabla 25 y 26 corresponde a una formación
“Muy suave”. Con esta definición podemos seleccionar un IADC para la broca
tricónica que estará basado en las tablas 4,5 y 19 y en la correlación que se hace
con los pozos base de estudio, Y pueden ser las siguientes
Tabla N° 55 Selección del IADC para la broca tricónica de 16 pulgadas.
BROCA
TRICÓNICA DE
DIENTES DE
ACERO
IADC Litología Estructura de corte
111
PARA PERFORAR EL
TERCERO INDIFERENCIADO
(arcillas blandas plásticas, poco
consolidadas y boulders)
Formaciones blandas con poca
resistencia compresiva y alta
perforabilidad,
Dientes muy largos y
espaciados para mayor
paleo, mejor desalojo,
penetración profunda,
mejores ROP.
114
115
116
Fuente: (BAKER HUGHES, 2014)
171
El IADC más adecuado será el 114 que nos indica que es una broca tricónica de
dientes de acero espaciados y para perforar formaciones muy blandas, que
permiten un efecto de paleo en la zona de cantos rodados. Es la broca que
mejores resultados ha tenido en el campo en cuanto a desempeño y al estado de
salida ya que por general no presenta desgaste al finalizar su corrida.
En cuanto a la disposición de los jets la broca debe poseer 4 boquillas
intercambiables (jet central) que provean una configuración adecuada para ayudar
a la limpieza del hoyo y minimizar el embolamiento de la broca.
Figura 45. Broca tricónica de 16 pulgadas dientes de acero y 4 boquillas
Fuente: (BAKER HUGHES, 2014)
5.3.2.1.2. Selección de Parámetros Para la corrida de 16 pulgadas con
broca tricónica
Una vez definido el IADC y las características principales de la broca a utilizarse
en esta sección inicial podemos definir los parámetros de operación para esta
corrida:
172
Analizando los parámetros que se han aplicado en los pozos de estudio de
correlación y tomando en cuenta a metodología explicada en el capítulo anterior
se definió lo siguiente:
Se aplicará parámetros controlados que permitan ir desarrollando paulatinamente
la perforación sin causar fracturamiento de las formaciones superficiales y
logrando un buen rendimiento.
Tabla N° 56 Parámetros de operación seleccionados de la broca tricónica de 16 pulgadas
PARÁMETROS DE OPERACIÓN
gpm RPM WOB (Klb) TORQUE (Klb/ft)
50-600 60-120 5-25 2-5
Fuente: (BAKER HUGHES, 2014)
El galonaje debe iniciar con 50 gpm durante los primeros pies de perforación,
paulatinamente y a medida que se va profundizando se irá incrementando el
caudal hasta llegar a los 600 gpm que permita evacuar los recortes del fondo de
pozo e impedir el empaquetamiento de la sarta, el WOB se manejará de igual
manera que el caudal y aumentara paulatinamente de 5 – 25 Klb, evitando as
súbitos aumentos ya que podría causar que la broca se incruste en las arcillas y
se embole perdiendo rendimiento. Las revoluciones por minuto irán de 60 a 120
RPM y un torque de 2 -5 Klbs*pie con el fin de evitar un daño de la zona
superficial, desviarnos de la verticalidad del pozo y reducir las vibraciones de la
sarta debido a la carencia de rigidez y peso de la sarta de perforación
Se debe perforar con la broca tricónica hasta estar seguros de estar fuera de la
zona de boulders (500 pies). Información que provee el servicio de mud logging
del pozo una vez lo confirmen en zarandas.
173
Se debe Circular el tiempo suficiente cuando se ha terminado de perforar los
primeros 500 pies para acarrear hasta superficie cualquier boulder que este en
fondo.
5.3.2.1.3. Cálculo de la Hidráulica para la sección superficial de 16
pulgadas broca tricónica.
Como ya se había especificado en las características de la broca en cuestión se
cuenta con 4 jets o toberas por los cuales el fluido de perforación sale de la broca
y realiza las funciones de limpieza, acarreo y perforación por impacto hidráulico.
La disposición de los 4 jets son tres laterales y un jet central.
La selección del tamaño de las boquillas que irán en la broca se realizó tomando
en cuenta los antecedentes de pozos perforados, los parámetros hidráulicos y
presiones que se obtendrán de acuerdo a los cálculos realizados.
Arreglo de boquillas usadas en pozos de estudio para correlación son
4x16/32avos de pulgada y 4 x 18/32avos de pulgada
El arreglo seleccionado es 4x18/32avos de pulgada debido a que permite
aumentar el caudal en esta sección sin causar presiones muy elevadas y también
se logra una buena limpieza en fondo de pozo.
Con este dato inicial podemos realizar los cálculos de los parámetros hidráulicos.
Cálculo del TFA
20,9940pulgTFA
24242424x47,6699x10TFA
...2n3
D2n2
D2n1
Dx47,6699x10TFA
174
Cálculo de la caída de Presión en la broca.
Porcentaje de caída de presión en la broca
Cálculo de caballaje hidráulico de la broca
Boquillas 4X18/32 pulg.
gpm 600
MW (lb/gl) 8,8
Max Presión de bombas (psi) 4 000
SPP (psi) 482
TFA (pulg2) 0,99401749
psiPb
x
xPb
xA
xQPb
n
28,295
9940,0858,10
8,8600
858,10
2
2
2
HpBHHP
xBHHP
xQPBHHP b
36,103
714,1
60028,295
714,1
%26,61%
482
10028,295%
100%
Pb
psi
psixPb
SPP
PbxPb
175
Cálculo de caballaje hidráulico por pulgada cuadrada
Cálculo de la velocidad en las boquillas
s
ft
seg
piesV
x
seg
piesV
DDD
xQ
seg
piesV
n
n
nnn
n
76,193
)9940,0(
600321,0
....)(
321,02
3
2
2
2
1
Cálculo de la fuerza de impacto del fluido
2
2
2
lg51,0
)16(785,0
36,103
785,0
pu
HPHSI
xHSI
xD
BHHPHSI
b
lbflbIF
xxlbIF
xQxVlbIF n
07,530)(
930,1
8,860076,193)(
930,1)(
176
Cálculo de la fuerza de impacto del fluido en psi
5.3.2.2. Corrida Broca PDC de 16 pulgadas
Formación a perforar: Terciario Indiferenciado, Orteguaza.
Litología: Arcillolita, Limolita, Arenisca, Anhidrita Una vez perforada la Zona de Cantos Rodados se trata obtener la mayor ROP
posible para atravesar Orteguaza en el tiempo más corto, debido a que la zona es
arcillosa y si el tiempo de exposición es alto, se producirá hinchamiento de la
misma, ocasionando problemas en los viajes y en la posterior bajada del casing. El
tamaño de los cortadores, junto con la gran área de desalojo sumado al diseño
hidráulico permite optimizar la ROP al máximo posible.
La litología a perforar en esta parte de la sección está definida y tomando en
cuenta los valores de esfuerzo no confinado UCS de la tabla 30, 31 y 32 podemos
determinar el valor y posteriormente las características de la broca PDC que debe
usarse.
UCS Promedio de la zona se estima en 4 500 a 5 500 psi, que corresponde a una
litología blanda.
5.3.2.2.1. Características de la Broca PDC
Con el valor de UCS establecido se puede determinar junto con las correlaciones
con los pozos de estudio del campo para determinar el IADC de la broca, el
psipsiIF
xpsiIF
D
lbxIFpsiIF
b
63,2)(
16
07,53027,1)(
)(27,1)(
2
2
177
diámetro de los cortadores y el número de aletas de la broca, área de desalojo a
fin de lograr la mejor selección posible.
De acuerdo a la tabla 27 y 28 donde se describe el tamaño de los cortadores y
numero de aletas de las brocas PDC para perforar determinadas formaciones y
teniendo en cuenta el valor de la UCS promedio que se ha obtenido de 5000 psi,
se puede tabular las siguientes características de la broca.
Tabla N° 57 Características seleccionadas de la broca PDC de 16 pulgadas
Tipo de Broca IADC Tamaño de
los
cortadores
Numero de
aletas
Área de
desalojo
PDC 16 pulg. M223 19 mm 4 80.05 pulg2
Fuente: (BAKER HUGHES, 2014)
El IADC adecuado para perforar este tipo de litología se puede determinar usando
las tablas 3 y 21 y correlacionando con pozos de estudio en el campo, de esta
manera se seleccionó el IADC 223 que significa que es una broca de cuerpo de
Matriz, con cortadores de 19 mm para formaciones blandas con un perfil mediano,
que otorga agresividad para perforar, estabilidad media para la construcción del
pozo y un excelente desempeño. Ver figura 47
El número de aletas se seleccionó en 4 de acuerdo al valor del UCS y puesto que
así habrá menos puntos de contacto contra la formación y se lograra un avance
más rápido, también permite tener un área de desalojo de ripios muy importante
para esta sección puesto que la litología predominante de arcillas plásticas podría
causar embolamiento de la broca, por lo cual esta característica es muy
importante y apoyada por una hidráulica bien diseñada se lograra una operación
de la broca más eficiente.
178
El cortador de pulido reduce las fuerzas de cizallamiento, mejora
significativamente la eliminación de recortes de la cara de la broca para mejorar de
las tasas de penetración. Cortadores de características de corte: como las
interfaces de corte biselado, la geometría y las superficies pulidas ha permitido
desarrollar determinados tipos de corte que muestran un rendimiento óptimo en
entornos de perforación específicos.
Estructura del cortador, la interfaz diamante/carburo está optimizada por el análisis
de elementos finitos para dispersar las tensiones residuales y aumentar la
durabilidad.
La Estabilidad esta característica asegura que la broca perforará en un modo
estable un mayor porcentaje de tiempo sobre el fondo, y limita la severidad de la
vibración, perjudicial cuando se perfora en un modo inestable debido a BHA, los
parámetros de operación.
Agresividad del cortador y el tipo de corte se ajusta a través de la cara de la broca
para la correcta combinación de durabilidad y ROP requerido por la aplicación
específica de perforación.
En cuanto a las toberas o boquillas se estiman una cantidad mínima de 8 boquillas
intercambiables para poder optimizar la hidráulica. Ver figura 48
179
Figura 46. Broca PDC de 16 pulgadas cuerpo de matriz
Fuente: (BAKER HUGHES, 2014)
Figura 47. Broca PDC de 16 pulgadas 8 boquillas
Fuente: (BAKER HUGHES, 2014)
180
5.3.2.2.2. Selección de Parámetros Para la corrida de 16 pulgadas con
broca PDC
Esta sección inicia a los 500 pies de profundidad una vez que la broca tricónica ha
atravesado la zona de los cantos rodados, desde esta profundidad tenemos una
litología que comprende arcillolitas y limolitas muy plásticas que se adhieren muy
fácilmente a la broca.
Los parámetros que serán seleccionados en esta zona tienen relación con
historiales de perforación exitosa de los pozos base de estudio y tomando en
cuenta los mejores rendimientos obtenidos en aquellos pozos.
El inicio se realizará con un caudal relativamente bajo de 500 gpm para impedir
perdidas de circulación en las zona superficiales, paulatinamente se va
incrementando la tasa de flujo hasta obtener 1000 gpm con la que se perforara la
mayor parte de esta sección hasta punto de casing, para optimizar así los
parámetros hidráulicos, caída de presión en la broca, HSI, Velocidad en los jets y
la limpieza del fondo de pozo, que se traducirá en una tasa de penetración más
elevada.
En cuanto al peso sobre la broca WOB se aplicara valores entre 15 – 25 Klbs
indicando con el valor más bajo para impedir que la broca se embole y
aumentando el peso junto con el galonaje para optimizar la tasa de penetración,
mantener la presión diferencial en un máximo de 600 psi para impedir que el motor
direccional sufra la rotura de sus sellos y el contragiro de su eje “back spining” las
RPM de 70 – 90, fluctuando según las necesidades direccionales y en razón de
obtener mejores ROP instantáneas.
El siguiente cuadro presenta los parámetros a aplicar
181
Tabla N° 58 Parámetros de operación seleccionados de la broca PDC de 16”
PARÁMETROS DE OPERACIÓN
gpm RPM WOB (Klb) TORQUE (Klb/ft)
500-1000 70-90 15-25 2-18
Fuente: (BAKER HUGHES, 2014)
5.3.2.2.3. Cálculo de la Hidráulica broca PDC de 16”.
La broca PDC de 16” en este diseño cuenta con 8 boquillas intercambiables, a fin
de optimizar la hidráulica de perforación.
La disposición de los jets se observa en la figura 47
La selección del tamaño de las boquillas que irán en la broca se realizó tomando
en cuenta los antecedentes de pozos perforados, los parámetros hidráulicos y
presiones que se obtendrán de acuerdo a los cálculos realizados.
Arreglo de boquillas usadas en pozos de estudio para correlación son
8x11/32
8 x 12/32avos de pulgada
8x 13/32avos de pulgada
4x12 y 4x13/32avos de pulgada
El arreglo seleccionado después de analizar presiones y resultados en otros pozos
del campo es 4x12/32avos de pulgada y 4x13/32avos de pulgada, ya que se logra
usar con este arreglo 1 000 gpm sin sobrepasar la presión máxima permitida de
4 000 psi, y HSI mayores a 2,5 hp/pulg2 lo cual es indispensable en esta zona para
perforar hidráulicamente, optimizar limpieza e impedir embolamientos.
El peso del lodo al final de la sección se estima en 10,3 lb/gl según diseño del plan
de lodos
182
Cálculo del TFA
Cálculo de la caída de Presión en la broca.
Porcentaje de caída de presión en la broca
Boquillas 4X12 4x13
gpm 1 000
MW (lb/gl) 10,3
Max Presión de bombas (psi) 4 000
SPP (psi) 3 900
TFA (pulg2) 0,9603
2
224
2
3
2
2
2
1
4
lg9603,0
134124106699,7
...106699,7
puTFA
xxxxTFA
DDDxxTFA nnn
psiPb
x
xPb
xA
xQPb
n
72,1028
9603,0858,10
3,101000
858,10
2
2
2
%38,26%
3900
10072,1028%
100%
Pb
psi
psixPb
SPP
PbxPb
183
Cálculo de caballaje hidráulico de la broca
Cálculo de caballaje hidráulico por pulgada cuadrada
Cálculo de la velocidad en las boquillas
s
ft
seg
piesV
x
seg
piesV
DDD
xQ
seg
piesV
n
n
nnn
n
28,334
)9603,0(
1000321,0
....)(
321,02
3
2
2
2
1
HpBHHP
xBHHP
xQPBHHP b
19,600
714,1
100072,1028
714,1
2
2
2
lg98,2
)16(785,0
19,600
785,0
pu
HPHSI
xHSI
xD
BHHPHSI
b
184
Cálculo de la fuerza de impacto del fluido
Cálculo de la fuerza de impacto del fluido en psi
5.3.3. SECCIÓN DE 12 ¼ PULGADAS
Una vez cumplida la etapa de 16 pulgadas y realizada la operación de bajado y
cementado el casing de 13 3/8 pulgadas, se debe realizar la perforación del
cemento y del tapón de fondo utilizado para este propósito, el nombre con el que
se conoce a esta etapa es “drill out”
Para perforar la sección de 12 ¼ pulgadas dentro de las formaciones Orteguaza,
Tiyuyacu y Tena; se recomienda el uso de dos brocas de la siguiente manera:
Broca PDC cuerpo de Matriz desde el punto de casing de 13 3/8 pulgadas
hasta atravesar las formaciones Orteguaza y Tiyuyacu Superior y media
lbflbIF
xxlbIF
xQxVlbIF n
98,1783)(
930,1
3,10100028,334)(
930,1)(
psipsiIF
xpsiIF
D
lbxIFpsiIF
b
85,8)(
16
98,178327,1)(
)(27,1)(
2
2
185
Broca Tricónica de Insertos de Carburo de Tungsteno para atravesar
conglomerado masivo inferior de Tiyuyacu y la mayor parte de la formación
Tena.
5.3.3.1. Corrida Broca PDC de cuerpo de Matriz de 12 ¼ pulgadas.
Litología: Arcillas / Conglomerado Superior (Tiyuyacu).
Formación: Orteguaza, Tiyuyacu.
Esta broca tendrá como objetivo principal, atravesar el conglomerado superior de
Tiyuyacu y el cuerpo de arcillas que existen, previo al ingreso al conglomerado
masivo inferior. Mediante un control preciso y determinado de parámetros de
perforación, pero, sin sacrificio de ROP durante toda la corrida.
Adicionalmente y con el fin de asegurar el excelente rendimiento de la misma en
esta aplicación, es necesario hacer una correcta selección de boquillas que
permita mantener una buena limpieza colocando especial énfasis al intervalo
arcilloso entre el conglomerado superior e inferior debido a que la plasticidad de
las arcillas de Tiyuyacu pueden provocar problemas de “embolamientos”
(fenómeno bastante común en esta zona).
5.3.3.1.1. Características de la Broca PDC de cuerpo de matriz de 12 ¼
pulgadas.
Tomando en cuenta la litología y los valores de UCS de esta zona que están en un
rango para arcillas de 5 500 psi y para el conglomerado superior de 10 500 psi, se
obtiene un promedio de 8 000 psi, valor con el que definiremos el diámetro y tipo
de cortadores, numero de aletas para la broca, IADC más adecuado para este tipo
de litología, así mismo se correlaciona con la información de los pozos base de
estudio a fin de obtener la mejor selección.
186
Tabla N° 59 Características seleccionadas de la broca PDC de 12 1/4 pulgadas
Tipo de Broca IADC Tamaño de
los
cortadores
Numero de
aletas
Área de
desalojo
PDC 12.25
pulg.
M323 19 mm 5 33.1 pulg2
Fuente: (BAKER HUGHES, 2014)
Usando la misma metodología que en la sección de 16 pulgadas se puede
determinar el IADC adecuado para esta parte inicial de la sección, de esta manera
se seleccionó el IADC M323 que significa que es una broca de cuerpo de Matriz,
con cortadores de 19 mm y que tienen una fila de cortadores de refuerzo o back
up tras la línea principal de cortadores que permite perforar para formaciones
medias y conglomerados, que otorga agresividad para perforar en arcillas y
resistencia para atravesar el conglomerado superior sin perder calibre, también
presenta estabilidad adecuada y puede ser direccionada con excelente respuesta
una vez salga de perforar el conglomerado que es una litología que tiende a
tumbar el Angulo.
El número de aletas se seleccionó en 5 de acuerdo al valor del UCS ya que en la
variación de litología y formaciones de medias a media duras y abrasivas es
necesario considerar las condiciones de cada una y obtener seguridad en la
perforación de manera que la broca logre atravesar la sección propuesta sin
realizar viajes no programados para cambio de broca. La broca propuesta se
visualiza en la figura 49.
Las boquillas de esta broca también son intercambiables y en número adecuado
para que la hidráulica sea optimizada. En este caso la broca con siete boquillas es
la más utilizada en este campo y adecuada para esta sección.
187
Figura 48. Broca PDC de 12 ¼ pulgadas 7 boquillas, doble hilera de dientes
Fuente: (BAKER HUGHES, 2014)
La broca debe poseer la característica de Profundidad de corte que utiliza
tecnología de control de superficies de apoyo para mejorar el control sobre los
sistemas de motor toolface orientables y mejora el rendimiento en sistemas
rotativos direccionales. El resultado es un mejor rendimiento de dirección y el
aumento de ROP en todas las aplicaciones.
188
También debe contar con Doble hilera de cortadores que proporciona una gran
estabilidad y durabilidad y permite que a la broca perforar con máximas ROP y
largos periodos de tiempo, como los que se espera en esta sección.
5.3.3.1.2. Selección de Parámetros Para la corrida de 12 ¼ pulgadas con
broca PDC
Usando la información de pozos de estudio y correlacionando que parámetros han
sido los que mejor desempeño han obtenido en otros pozos en esta sección se
han seleccionado los siguientes parámetros.
Esta sección inicia en el punto de casing de 13 3/8 pulgadas y se debe aplicar
ciertos parámetros controlados para realizar la perforación del cemento y del tapón
de fondo
550 gpm,
40 RPM,
WOB: 5-10 Klbs.
Una vez que el estabilizador salga del revestidor 13 3/8 pulgadas, se optimizaran
los parámetros.
Esta broca como ya se ha establecido atravesara las arcillas de Orteguaza y
Tiyuyacu además del conglomerado superior y los lentes de arcilla hasta entrar al
conglomerado masivo inferior de Tiyuyacu. Por lo tanto es necesario establecer
dos diferentes lineamientos de parámetros para estas dos zonas diferentes que se
deberán seguir para obtener un buen rendimiento. Los parámetros se establecen
en las siguientes tablas 47 y 48.
189
Tabla N° 60 Parámetros de operación seleccionados de la broca PDC de 12 ¼ pulgadas Sección de Arcillas
PARÁMETROS DE OPERACIÓN
gpm RPM WOB (Klb) TORQUE
(Klb/pie)
800-900 80-120 15-25 5-16
Fuente: (BAKER HUGHES, 2014)
La perforación dentro de las arcillas tanto de Orteguaza y de Tiyuyacu se debe
realizar con un caudal de 800 gpm a 900 gpm para lograr el mejor desempeño
mediante la consecución de buen valor de HSI de más de 2 psi/pulg2 y con esto
impedir cualquier inconveniente de embolamiento de broca. También es
importante porque está comprobado en rendimientos anteriores que este caudal
genera una buena limpieza del hoyo.
En cuanto a las RPM como lo muestra la tabla en la sección de arcillas serán
aumentadas desde 80 hasta 120 aumentando el ROP habitual que se obtienen en
esta sección.
Al peso sobre la broca WOB se aplicara valores entre 15 – 25 Klbs, dependiendo
de las condiciones que se tengan direccionales, en caso de que se quiera
mantener el Angulo, construir y tumbar Angulo.
Los parámetros para atravesar el conglomerado superior de Tiyuyacu son
“parámetros controlados” Este control debe iniciar 30 pies antes del tope
pronosticado del conglomerado y extenderse 30 pies después de la base del
mismo hasta que el departamento de geología confirme que ha sido atravesado.
Los parámetros controlados se muestran en la siguiente tabla.
El galonaje se disminuye puesto que la litología cambia y no existe riesgo de
embolamineto además al disminuir la tasa de lodo también se disminuyen las RPM
190
en fondo de pozo que es esencial para mantener la integridad de la broca y no
desgastarla por la altísima fricción y temperatura que se genera en esta litología,
es por eso que las RPM totales deben mantenerse en 150, el peso WOB debe ser
bajo para no afectar la cara y nariz de la broca.
El ROP instantánea debe permanecer en valores de entre 30-40 pies/hr y no se
debe exceder este rango ya que puede causar un desgaste excesivo prematuro y
por lo tanto que la broca no logre atravesar el conglomerado de más o menos 500
ft de espesor o en su defecto no logre perforar el tramo de arcillas posteriores que
se encuentran antes de ingresar al conglomerado inferior. Esto causaría un viaje
no programado para cambio de broca que conlleva costos adicionales y tiempo
perdido.
Tabla N° 61 Parámetros de operación seleccionados de la broca PDC de 12 ¼
pulgadas Sección de conglomerado Superior de Tiyuyacu.
PARÁMETROS DE OPERACIÓN
gpm RPM WOB (Klbs) TORQUE
(Klb/pie)
600-650 40-50 8-12 5-8
Fuente: (BAKER HUGHES, 2014)
5.3.3.1.3. Cálculo de la Hidráulica broca PDC de 12 ¼ pulgadas.
Para esta broca se debe realizar el cálculo de dos hidráulicas diferentes, una para
la sección de las arcillas de Orteguaza y Tiyuyacu y Otra para atravesar el
conglomerado superior de Tiyuyacu.
Ya se había establecido en las características de esta broca que tiene siete
boquillas, las cuales van a presentar el siguiente arreglo.
191
4x13/32avos de pulgada y 3x14/32avos de pulgada
El peso de lodo para esta sección es de 10,3 lbs/gl tal como se muestra en el plan
de lodos. Así podemos calcular la hidráulica para las dos litologías usando la
misma metodología que la sección de 16 pulgadas, los resultados se muestran en
la tabla.
Datos:
Boquillas 4X13/32 3x14/32avos de pulgada.
MW 10,3 lbs/gl
Max Presión 4 000 Psi
SPP 1:3 920 Psi
SPP 2:3 000 Psi
192
Tabla N° 62 Resumen de Cálculos de Hidráulica para la broca PDC 12 ¼ pulgadas para Orteguaza, Tiyuyacu y conglomerado Superior
Litología gpm TFA
(pulg2)
Caída de
Presión
en la
broca
(psi)
% de
caída de
presión
BHHP
(HP)
HSI
(HP/Pulg
2)
Velocidad en
los jets
(pies/hr)
Fuerza de
impacto
(lbf)
Fuerza de
impacto
(psi)
Arcillas (Ort,
Tycu) 800
0,96947
645,94 16,48 301,49 2,55 264,88 1130,91 9,57
Conglomerado
superior 650
0,96947
426,42 14,21 161,71 1,37 215,21 746,57 6,32
193
5.3.3.2. Corrida Broca tricónica de Insertos de Carburo de Tungsteno de
12 ¼ pulgadas.
Litología: Conglomerados con niveles de Chert (Tiyuyacu). arcillas
Formación: Tiyuyacu, Tena,
La finalidad de esta broca es atravesar el conglomerado inferior masivo de
Tiyuyacu, que debido a que posee chert que es un elemento muy abrasivo y
agresivo que causan un gran desgaste en la broca y en los demás elementos del
BHA, por este motivo se propone el uso de una broca tricónica con insertos de
carburo de tungsteno con un IADC adecuado que atraviese sin problemas el
espesor de entre 350 y 500 pies del conglomerado inferior y permita llegar a la
formación Tena, antes de realizar el viaje para cambio de broca.
5.3.3.2.1. Características de la Broca tricónica de Insertos de Carburo de
Tungsteno de 12 ¼ pulgadas.
Correlacionando con los pozos de estudio y teniendo en cuanta la litología de
conglomerados con niveles de chert se ha determinado el IADC más adecuado
para este tipo de litología, basándose también en las tabla 4,5 y 20, También es
necesario considerar que esta broca debe resistir altas temperaturas, fricciones y
también tener una protección adicional en el perfil de la broca para realizar los
repasos de la sección y en caso de que se requiera backreaming
Las boquillas en este tipo de brocas para formaciones abrasivas y duras tienen un
configuración que apunta el chorro de lodo hacia la nariz de la broca y para este
tipo de litología se escoge una broca con tres boquillas intercambiables.
194
Tabla N° 63 Características seleccionadas de la broca de insertos de carburo de
12 ¼ pulgadas para conglomerado inferior.
Tipo de
Broca
IADC litología Características
de los
cortadores.
Numero de
Boquillas
Tricónica de
insertos 12.25
pulg.
517 Conglomerado
inferior niveles
de chert
Insertos medios
de carburo de
tungsteno,
Protección
adicional de
diamante en las
áreas del
calibre y del
heel, para
trabajar en
ambientes
altamente
abrasivos.
3
Fuente: (BAKER HUGHES, 2014)
El IADC que se escogió es el 517 que corresponde a una broca tricónica de
insertos de carburo de tungsteno para formaciones de dureza suave a mediana y
poco consolidadas como es el caso de este chert, el numero 7 corresponde a una
broca con sellos metal-metal y calibre protegido, que es ideal para este tipo de
litología La broca propuesta se visualiza en la figura 50.
Esta broca tiene protección en las patas de la broca y en el perfil para impedir
daños que afecten la integridad del hoyo.
195
Figura 49. Broca Tricónica de Insertos de Carburo de Tungsteno de 12 ¼ pulgadas 3 boquillas.
Fuente: (BAKER HUGHES, 2014)
5.3.3.2.2. Selección de Parámetros Para la corrida de Broca tricónica de
Insertos de Carburo de Tungsteno de 12 ¼ pulgadas.
Como ya se definió en páginas anteriores esta broca atravesara el conglomerado
inferior de Tiyuyacu y la formación Tena hasta el punto de casing de 9 5/8” por lo
tanto es necesario definir y seleccionar dos diferentes conjuntos de parámetros
para ser aplicados en cada estrato respectivamente.
196
Los parámetros para esta zona de conglomerado inferior de chert en la formación
de Tiyuyacu son seleccionados mediante la revisión de los RECAPS de la corrida
de brocas en esta sección y determinado que prácticas tuvieron más éxito en esta
zona de este campo.
Con esta broca no se hace necesario el control de parámetros como con la broca
PDC en el conglomerado superior, sin embargo es necesario tener precauciones y
mantener RPM entre 70 y 80 del top drive, además en caso de que se presente
vibraciones y torque elevados se debe aumentar el peso sobre la broca y disminuir
RPMs, y Galonaje.
Los parámetros que se seleccionaron y deben ser aplicados se presentan en la
siguiente tabla.
Tabla N° 64 Parámetros de operación seleccionados de la broca Tricónica de
Insertos de 12 ¼ pulgadas Conglomerado Inferior.
PARÁMETROS DE OPERACIÓN
gpm RPM WOB (Klb) TORQUE
(Klb/pie)
700-760 70-80 20-35 16-22
Fuente: (BAKER HUGHES, 2014)
En el conglomerado inferior de chert se debe utilizar un caudal entre 700 y 760
gpm para desalojar los ripios e impedir que caigan nuevamente al fondo de pozo y
que sean molidos reiteradamente que en este caso no se desea debido a la
abrasividad de la litología, además en esta sección se usa un motor de fondo con
un coeficiente de 0,15 a 0,17 rev/galon; Lo que da como resultado revoluciones
totales en fondo de entre 170 y 200 RPM ayudando a un avance más eficiente y
rápido sin comprometer la integridad de la broca.
197
El peso sobre la broca se debe mantener entre los 16 KLb y 22 Klbs según vaya
avanzando la perforación, en caso de que se presente vibraciones excesivas y
torque muy alto se debe aumentar este peso intentando mitigar el fenómeno.
Para atravesar la formación Tena que es una formación inminentemente arcillosa
con ciertos lentes de arenisca hacia la base se debe variar y aumentar los
parámetros para conseguir una avance más rápido, usualmente esta zona no se
perforar con broca tricónica por que el avance es muy lento y la hidráulica es difícil
de optimizar, pero se puede mejorar el rendimiento con variaciones de parámetros
como los siguientes.
Tabla N° 65 Parámetros de operación seleccionados de la broca Tricónica de
Insertos de 12 ¼ pulgadas Formación Tena.
PARÁMETROS DE OPERACIÓN
gpm RPM WOB (Klb) TORQUE
(Klb/pie)
820-840 90-100 15-25 12-20
Fuente: (BAKER HUGHES, 2014)
El peso sobre la broca debe permanecer en un rango medio entre 15 y 25 Klbs de
manera que no se provoque que la broca se embole en las arcillas y que pueda
empujar a la broca para que atraviese las arcillas, las RPMs se incrementan al
salir del conglomerado para que el avance mejore y se desaloje las arcillas de la
cara de la broca. La tasa de flujo se optimiza a 840 gpm de manera que la
limpieza del hoy mejore y que el HSI aumente a un valor superior de 2,5 psi/pulg2
que nos permita perforar hidráulicamente en este tramo.
198
5.3.3.2.3. Cálculo de la Hidráulica broca Tricónica de Insertos de Carburo
de Tungsteno de 12 ¼ pulgadas
La hidráulica necesaria para atravesar el conglomerado inferior de Tiyuyacu Será
calculada en esta sección así como también la hidráulica para lograr atravesar la
formación Tena, tal como en los parámetros anteriormente vistos estas son
diferentes y se adaptan para lograr un mejor rendimiento.
La broca tricónica de insertos tiene un arreglo de tres boquillas laterales junto a
cada cono que al igual que los predecesoras son intercambiables, el arreglo que
tendrán será en función del TFA y HSI que vamos a necesitar.
3 x 20/32avos de pulgada
Tal como se muestra en el plan de lodos el peso para esta zona de esta sección
es de 10,5 lbs/gl, con esta información y los siguientes datos se realizan los
cálculos ya conocidos que se muestran en la tabla.
Datos:
BOQILLAS 3X20/32”avos de pulagda.
MW 10,5 lbs/gal
Max Presión 4000 psi
SPP 1 : 3 425 psi
SPP 2 : 4 000 psi
199
Tabla N° 66 Resumen de Cálculos de Hidráulica para la broca Tricónica de Insertos de Carburo de Tungsteno 12 ¼
pulgadas para conglomerado inferior y Tena.
Litología gpm TFA
(pulg)2
Caída de
Presión
en la
broca
(psi)
% de
caída de
presión
BHHP
(Hp)
HSI
(HP/Pulg
2)
Velocidad
en los jets
(pies/hr)
Fuerza de
impacto
(lbf)
Fuerza de
impacto
(psi)
Conglomerado
inferior 760
0,9204
659,36 19,25 292,36 2,48 265,06 1095,95 9,28
Arcillas (TENA) 820 0,9204
767,58 19,94 367,22 3,11 285,98 1275,83 10,80
200
5.3.4. SECCIÓN DE 8 ½ PULGADAS.
Una vez que se ha terminado de perforar la sección de 12 ¼ pulgadas y se ha
bajado y cementado el casing de 9 5/8”, se procede a perforar la sección de 8 ½”
pulgadas que es la más crítica debido a que se atraviesa una litología muy variada
y las zonas de producción, es por eso que las practicas operacionales deben ser
adecuadas para no causar daño excesivo a las formaciones productoras.
Esta sección de 8 ½ pulgadas será perforada por una sola broca PDC de cuerpo
de Matriz.
La broca propuesta para esta sección es la 8 ½ pulgadas debe tener mayor
protección en su estructura debido a la dureza y abrasividad de la formación Napo
y Hollín en el campo Sacha.
5.3.4.1. Corrida Broca PDC de cuerpo de matriz de 8 ½ pulgadas
Litología: Lutitas, calizas, areniscas.
Formación: Basal Tena, Napo, Hollín superior
La broca de esta sección debe ser capaz de atravesar las formaciones Basal
Tena, Napo, Hollín en una sola corrida y con el mejor rendimiento.
Los parámetros y la hidráulica para operar esta broca son muy importantes para
minimizar el daño a la formación y que el pozo perforado entregue la máxima
producción posible.
Por eso es indispensable hacer una excelente selección de las características de
la broca, de los parámetros con las que se van a operar y la hidráulica.
201
5.3.4.1.1. Características de la Broca PDC de 8 ½ pulgadas cuerpo de
matriz
Mediante la revisión de las brocas usadas en los pozos de estudio para esta
sección, su rendimiento, evaluación de desgaste y tomando en cuenta la litología y
los valores de UCS de esta zona que están en un rango entre 10 000 y 12 500 psi,
y basándonos en las tablas 25 y 26 se pueden definir ciertas características de la
broca, también usando la tabla 3 y 21 se definirá el IADC más adecuado para
esta broca.2
Las características seleccionadas se muestran en la siguiente tabla.
Tabla N° 67 Características seleccionadas de la broca PDC de 8 ½ pulgadas
Tipo de Broca IADC Tamaño de
los
cortadores
Numero de
aletas
Área de
desalojo
PDC 8 ½ pulg. M223 16 mm 6 13.5 pulg2
Fuente: (BAKER HUGHES, 2014)
El IADC seleccionado es el M223 que corresponde a una broca de cuerpo de
Matriz, con cortadores de 16 mm que posee cortadores de back up tras la línea
principal de cortadores que permite perforar para formaciones medias a medias
duras como calizas, lutitas consolidadas y areniscas, su perfil es medio y si se
combina con un BHA direccional adecuado otorga gran direccionabilidad en caso
de ser requerido.
El número de aletas se seleccionó en 6 de acuerdo al valor del UCS ya que en la
variación de litología y formaciones de medias a media duras y abrasivas es
necesario considerar las condiciones de cada una y obtener seguridad en la
perforación de manera que la broca logre atravesar la sección propuesta sin
realizar viajes no programados para cambio de broca. La broca propuesta se
visualiza en la figura 51.
202
Las boquillas de esta broca también son intercambiables y en número adecuado
para que la hidráulica sea optimizada. En este caso la broca con ocho boquillas es
la más utilizada en este campo y adecuada para esta sección.
Figura 50. Broca PDC de 8 ½ pulgadas 8 boquillas, doble hilera de dientes
Fuente: (BAKER HUGHES, 2014)
203
5.3.4.1.2. Selección de Parámetros Para la corrida de Broca PDC de Matriz
de 8 ½ pulgadas.
Los parámetros para esta sección se seleccionan de tal manera que la rata de
penetración sea la mayor posible sin comprometeré la integridad de la broca ni del
BHA así como también, garantizar la estabilidad del hoyo.
En inicio es necesario perforar el cemento y equipo de flotación utilizado para
cementar el casing de 9 5/8 pulgadas esta operación se realizara con los
siguientes parámetros.
gpm: 380
RPM: 40
WOB: 2-10 KLBS
Una vez que el estabilizador salga del revestidor, se empezaran a aplicar los
siguientes parámetros presentados en la tabla 55:
Tabla N° 68 Parámetros de operación seleccionados de la broca PDC de 8 ½
pulgadas.
PARÁMETROS DE OPERACIÓN
gpm RPM WOB (Klb) TORQUE
(Klb/pie)
400-420 50-70 18-25 14-19
Fuente: (BAKER HUGHES, 2014)
La tasa de flujo de lodo es primordial debido a que no se puede sobrepasar con
valores demasiado altos las presiones de las formaciones productoras, debido a
que la invasión del lodo causaría daños en las caras de las formaciones y la
producción posterior se vería afectada. Por esta razón se usa un galonaje de entre
400 y 420 gpm suficientes para tener una limpieza adecuada y RPMs en fondo
suficientes para obtener un buen avance o una tasa de penetración.
204
Las RPM´s irán variando entre 50 y 70 dependiendo si la broca está atravesando
las arenas que son formaciones más blandas y donde se puede usar mayores
RPMs o si se encuentran atravesando calizas que son formaciones mucho más
duras y consolidadas donde para resguardar la integridad de la broca y el BHA,
así como minimizar vibraciones se debe disminuir la revoluciones por minuto, así
como también el peso sobre la broca debe ser controlado y variado según la
litología en conjunto con las RPM y según el avance que se observe en los
instrumentos en superficie.
5.3.4.1.3. Cálculo de la Hidráulica broca PDC de 8 ½ pulgadas.
El cálculo de la hidráulica para esta broca sigue el mismo procedimiento que las
brocas anteriores, el peso del lodo para el final de la sección es de 9,8 lpg
La broca tiene 6 boquillas intercambiables, según los antecedentes de esta corrida
en el campo e han utilizado una diversidad de arreglos, pero para optimizar la
hidráulica y mejorar el HSI se escoge el siguiente arreglo.
6x11/32avos de pulgada
Usando los datos del plan de lodos, se realiza el cálculo y los resultados se
muestran en la siguiente tabla.
Datos:
BOQILLAS 6x11/32avos de pulgada
MW 9,8 lpg
Max Presión 4000 psi
SPP 2510 psi
205
Tabla N° 69 Resumen de Cálculos de Hidráulica para la broca PDC 8 ½ pulgadas para Basal Tena, Napo y Hollín.
Litología gpm TFA
(pulg2)
Caída de
Presión en
la broca
(psi)
% de
caída de
presión
BHHP
(HP)
HSI
(HP/Pulg2)
Velocidad
en los jets
(pies/hr)
Fuerza de
impacto
(lbf)
Fuerza de
impacto
(psi)
Lutitas, calizas,
areniscas
Basal Tena,
Napo y Hollín
420 0,557
513,47 20,46 125,82 2,21 242,11 516,35 9,08
206
5.3.5. RESUMEN DEL PLAN DE BROCAS PROPUESTO PARA EL CAMPO SACHA.
La siguiente tabla muestra las brocas a utilizarse en el plan propuesto para el campo Sacha con su principales
características
Tabla N° 70 Resumen del plan de Brocas para el Campo Sacha
N°
Tamaño
Tipo Formaciones Litología IADC #
aletas
Tamaño de los
cortadores
Distancia estimada
a perforar
(pies)
Tiempo estimado
de perforación
ROP Estimado
DIAS
Diámetro (pulg)
(Horas) (píes/hr)
1 16” Tricónica TID
(Chalcana,Arajuno Chambira)
Arcillas, Cantos Rodados
115 N/A N/A 465 11,5 40 1,3
2 16” PDC TID, Orteguaza Arcillas, Lutitas
M223 4 19 mm 5000 35 142,86 3,7
Baja, asienta y cementa casing de 13 3/8 pulgadas 6,7
207
3 12 ¼” PDC Orteguaza, Tiyuyacu
Arcillas, Lutitas y Conglomerado
M323 5 19mm 2250 34 66,18 9.5
400 psi de presión diferencial constantes en arcillas. ROP máxima instantánea de 35 pie/hr en conglomerados con 600gpm y 40rpm, motor (7/8) 0.17rev/galón. Control 30 pies TVD antes y después del tope y base respectivamente en
los conglomerados (reajuste con Geología para los siguientes topes una vez definidos Orteguaza y Tiyuyacu).
4 12 ¼”
Tricónica de Insertos de carburo de Tungsteno
Tiyuyacu, Tena Conglomerado inferior niveles de chert
517 N/A N/A 900 40 22,50 12,2
Baja, asienta y cementa casing de 9 5/8 pulgadas 15,5
5 8 ½” PDC Basal Tena, Napo,
Hollín
Arcillas, Lutitas, Calizas, Areniscas
M223 6 16mm 2200 50 44,00 17
Fuente: (Velasco J. 2014)
Continuación de la Tabla N° 71 Resumen del plan de Brocas para el Campo Sacha
208
5.3.6. Resumen de Parámetros operacionales para la corrida de Brocas Propuesto para el Campo Sacha.
Tabla N° 72 Resumen de los parámetros operativos a aplicar en la corrida de brocas para el Campo Sacha
N°
Tamaño
Tipo Formaciones Litología gpm RPM WOB (Klbs)
TQ (Klbs/Pie)
BHA OBSERVACIONES Diámetro (pulg)
SECCIÓN DE 16 PULGADAS
1 16 Tricónica
TID (Chalcana,Araju
no Chambira)
Arcillas, Cantos Rodados
50-600 60-120 5-25 2-5 Convencional
Zona de Boulders. Control de galonaje para evitar fracturar la
formación
2 16 PDC TID, Orteguaza Arcillas, Lutitas
500-1000
70-90 15-25 2-18 Direccional
Máximos parámetros. 1000 gpm, 70-90rpm,
400 psi de presión
diferencial constantes.
SECCION 12 ¼ PULGADAS
3 12 ¼ PDC Orteguaza, Tiyuyacu
Arcillas, Lutitas y Conglomerado
800-900 80-120 15-25 5-16 Direccional
Maximizar parámetros en arcillas, aplicar
peso moderado.
209
3R 12 ¼ PDC Tiyuyacu Conglomerado Superior
600-650 40-50 8-12 5-8 Direccional 600gpm y 40rpm,
motor (7/8) 0.17rev/galon.
4 12 ¼
Tricónica de
Insertos de carburo de Tungsteno
Tiyuyacu, Tena
Conglomerado inferior niveles de chert
700-760 70-80 20-35 16-22 Direccional
Manejar RMP DE 70 a 80 para un avance que no comprometa la integridad de la broca. Pesos
moderados de 16 a 22 Klbs.
4R 12 ¼
Tricónica de
Insertos de carburo de Tungsteno
Tena Arcillas 800-840 90-100 15-25 12-20 Direccional
aumentar galonaje a 840 al salir a las arcillas para permitir un
avance adecuado
SECCIÓN DE 8 1/2 PULGADAS
5 8 ½ PDC Basal Tena, Napo,
Hollin
Arcillas, Lutitas, Calizas,
Areniscas
400-420 50-70 18-25 14-19 Direccional
Las Vibraciones son frecuentes,
atenuarlas manejando las RPM y el peso sobre la Broca
WOB.
Continuación de la Tabla N° 73 Resumen de los parámetros operativos a aplicar en la corrida de brocas para el Campo Sacha
210
5.3.7. Resumen de Parámetros Hidráulicos para la corrida de Brocas Propuesto para el Campo Sacha.
Tabla N° 74 Resumen de los hidráulicos a aplicar en la corrida de brocas para el Campo Sacha
No. de Broca
Hueco Broca Boquillas TFA
(pulg2)
Rata de Flujo gpm
BHHP
Fuerza de impacto
(lbf)
Velocidad en los jets pies/min
Presión
Peso del lodo (lpg)
HSI (HP/pulg
2)
Superficie (Psi)
Broca (Psi)
1 16" Tricónica 4 x 18 0,994 600 103,36 530,07 193,76 482 295,28 8,8 0,51
2 16" PDC 4X12 4X13 0,9602 1000 600,18 1783,98 334,2 3920 1028,72 10,3 2,98
3 12 1/4 PDC 4X13 3X14 0,9694 800 301,49 1130,91 264,88 3920 645,94 10,3 2,55
3R 12 1/4 PDC 4X13 3X14 0,9694 650 290,46 746,57 215,21 3000 426,42 10,3 1,37
4 12 1/4" Tricónica 3X20 0,9204 760 292,36 1095,95 265,06 3425 659,36 10,5 2,48
4R 12 1/4" Tricónica 3X20 0,9204 820 367,22 1275,83 285,98 4000 767,58 10,5 3,11
5 8 1/2 PDC 6X11 0,557 420 125,82 516,35 242,11 2510 513,47 9,8 2,21
211
5.4. ANÁLISIS ECONÓMICO
La eliminación de esta sección permitirá ahorrar el costo correspondiente a la
corrida de esa broca, los costos de una mayor longitud y bajada de casing de 20
pulgadas así como la reducción del costo de la cementación de este casing esto
también significa un ahorro del tiempo de uso del taladro puesto que se elimina el
viaje del BHA de fondo y el cambio de herramientas convencionales por
herramientas direccionales en la mesa, para la perforación de la siguiente sección.
Obviamente existen beneficios intangibles como la simplificación de la operación y
de la logística para manipular, transportar y evaluar una broca de tal diámetro.
Los costos de este tipo broca están dentro del rango de los ($ 5 500) cinco mil
quinientos dólares por corrida, mediante el modelo de contrato lump sum, el costo
por hora promedio de la torre es de $1 483 dólares por hora o treinta y seis mil
dólares diarios ($36 000) y se estima disminuir 37,5 horas de taladro aplicando la
eliminación de la sección de 26 pulgadas, además se eliminan costos de corrida
de casing y tratamientos de lodos y se reducen los costos de cementación. El
ahorro de tiempo se muestra en la siguiente tabla
212
Tabla N° 75 Ahorro de tiempo por eliminación de sección de 26 pulgadas
Fuente: (CCDC, 2012)
En total se lograría un ahorro aproximado de setenta y ocho mil cien dólares
($78.100). En la tabla 61 se muestra el detalle.
Tabla N° 76 Detalle de Costos ahorrados en la corrida de la broca de 26 pulgadas por pozo
ACTIVIDADES COSTO (USD)
Broca De 26 pulg. Lump Sum 5500
Corrida Casing 20 pulg. 8000
Cementación 6000
Tiempo De Taladro 55600
Tratamiento del Lodo 3000
TOTAL EN AHORRO 78100
Fuente: (ARCH, 2014)
213
Según declaraciones del Gerente de Rio Napo CEM, el Ing. Gino Hinojosa, explicó
que se prevé construir en la nueva área de perforación 11 plataformas (cada una
tiene nueve pozos). Si se perfora un pozo y es exitoso la idea es continuar hasta
completar los 36. (EL COMERCIO, 2014)
El ahorro para la perforación de 26 pulgadas de los pozos proyectados será la
siguiente:
Tabla N° 77 Ahorro calculado de acuerdo al número de pozos proyectados en la
corrida de la broca de 26 pulgadas.
NÚMERO DE POZOS
AHORRO PROYECTADO (USD)
11 859.100
36 2.811.600
99 7.731.900
Fuente: (EL COMERCIO, 2014)
Una vez que se ha revisado todos los aspectos contemplados en el plan de
brocas, que incluye un programa de aplicación de parámetros de acuerdo a cada
broca y a cada litología, así como también contiene los cálculos para la aplicación
de parámetros hidráulicos que permitan el mejor desempeño posible de cada
broca, se puede hacer una comparación económica para determinar qué
beneficios se pueden obtener y si es aplicable o no.
Se usa la ecuación número 1 mencionada en capítulos anteriores para determinar
el costo por pie de cada sección y comparar con el promedio del campo.
Los valores correspondientes de cada variable se obtienen del plan de brocas y se
aplica la ecuación mencionada para determinar el costo por pie.
214
Los datos de costo operativo del equipo, costo de cada broca, y velocidad máxima
de la torre para viajes son obtenidos de un promedio de todo el campo tomando
en cuenta todos Los taladros que están operando y todos los pozos perforados
hasta junio del 2014, además cabe indicar que la Operadora Rio Napo utiliza estos
valores para sus propios cálculos costos de perforación y tiempos de viaje.
Los valores mencionados se presentan en la siguiente tabla junto con los cálculos
del costo por pie por cada broca y sección, también la tabla que muestra los
valores promedio del campo de rendimiento por sección tanto de ROP, tiempo de
viaje y Costo por pie o CPP.
215
Tabla N° 78 Resumen de cálculos de costo por pie para el Campo Sacha por sección
Costo del Equipo 1482,9 $/pie Velocidad de viaje 1544 pie/hr
Hoyo intermedio (16")
Viaje # 1 Average 16"
Prof. Sal. Pies Perf. Horas
Perf. Neta Rop
TV (horas)
CPP (usd/pie)
Costo Broca (USD)
ROP AVG (pie/hr)
ROP AVG DEL
CAMPO (pie/hr)
TIEMPO DE VIAJE AVG DEL CAMPO
(Horas)
Costo por pie CPP (usd/pie)
500 465 12 40
7,8 18 21000 118,28 107 10 21 Viaje # 2
Prof. Sal. Pies Perf. Horas
Perf. Neta Rop
5500 5035 35 144
Hoyo intermedio (12 1/4")
Viaje # 3 Average 14"
Prof. Sal. Pies Perf. Horas
Perf. Neta Rop TV CPP
Costo Broca
ROP AVG
7750 2715 34 80
21,2 53 42000 45,76 43 29 60 Viaje # 4
Prof. Sal. Pies Perf. Horas
Perf. Neta Rop
8650 900 45 20
Hoyo producción (8 1/2")
Viaje # 5 Average 16"
Prof. Sal. Pies Perf. Horas
Perf. Neta Rop TV CPP
Costo Broca
ROP AVG
10850 2200 50 44 14,1 60 36750 44,00 44 15 71
216
Si se observa la tabla comparativa entre los rendimientos de tasa de penetración,
tiempos de viaje y costos por pie promedio del campo y mismos parámetros
promedio obtenidos del nuevo plan propuesto se observa que existen algunas
similitudes en cuanto a ROP, pero se logra optimizar en tiempos de viaje y en
costos por pie que finalmente permitirán una buen rendimiento y ahorro
económico.
EL CPP del campo es de 42.28 USD por pie, este dato es obtenido de la matriz de
pozos que maneja la operadora Rio Napo CEM., El ROP promedio del campo es
de 58,46 pies/hr estos datos son muy importantes para realizar la comparación
posterior con los resultados del plan propuesto.
La grafica muestra estos valores comparados entre los valores obtenidos de ROP,
CCP y tiempo de Viaje del plan de brocas propuesto y el promedio del campo.
La grafica muestra el porcentaje de mejora por cada sección que se obtendría
teóricamente al aplicar el plan de brocas y de para tener una idea más clara en
que parámetros se están mejorando.
217
Figura 51. Comparación de parámetros obtenidos ROP, CCP y Tiempo de Viaje entre el Plan Propuesto de brocas por
sección y el Promedio del Campo.
0
20
40
60
80
100
120
ROP Tiempoviaje
CPP ROP Tiempoviaje
CPP ROP Tiempoviaje
CPP
16" 12 1/4" 8 1/2"
107
10
21
43
29
60
44
15
71
118,28
7,8
18
45,76
21,2
53 44
14,1
60
Promedio del Campo Plan Propuesto
218
Figura 52 Porcentaje de mejora en los parámetros ROP, CCP y Tiempo de Viaje
10,5
22
14,3
6,4
26,9
11,7
0
6
15,5
0,0
5,0
10,0
15,0
20,0
25,0
30,0
ROP Tiempo viaje CPP ROP Tiempo viaje CPP ROP Tiempo viaje CPP
16" 12 1/4" 8 1/2"
PO
RC
ENTA
JE D
E M
EJO
RA
219
El resumen de la perforación de un pozo usando el plan de brocas propuesto se
evidencia en la siguiente tabla donde se muestra el ROP que se obtendría en
promedio así como el costo por pie del pozo.
Tabla N° 79 Resumen de ROP, CCP, Tiempo de viaje del plan de Brocas
Resumen del Plan
Prof. Final (pies)
Pies Perf. Horas Perf.
Neta Tiempo Viaje Rop # Viajes
Costo Lump Sum
CPP
10850 10815 175,5 21,53 62 5 105000 36,73
Como es de suponer el indicador más importante en el cual se reflejan todas las
mejoras es el ahorro de dinero en este caso es el parámetro de Costo por Pie, la
tabla muestra el porcentaje de optimización final en todo los parámetros.
Tabla N° 80 Porcentaje de mejora final ROP, CCP, Tiempo de viaje del plan de
Brocas
ROP Tiempo de viaje
CPP
5,7% 18,3% 13,8%
En rango de costos de perforar un pozo direccional petrolero en el campo Sacha
tiene un costo de entre 2,5 y 3,0 millones de dólares, el costo de un servicio de
brocas es de 105.000 mil dólares por contrato LUMP SUM, este tipo de contrato
no puede ser modificado en su cuantía por lo tanto el costo es fijo y depende de la
compañía de servicios el llevar a cabo este trabajo.
220
Por otro lado un mejor rendimiento de la perforación por efecto de una adecuada
selección de brocas y aplicación de parámetros e hidráulicas optimizadas, dan
como resultado costos por pie más bajos que el promedio que se obtuvo del
campo tal como se observó en la tabla anterior
El costo afectado directamente por el plan propuesto de brocas de perforación del
pozo contempla alrededor de un 60% del total del costo del pozo, es así que
considerando que el costo es promedio es de 2,8 millones de dólares, el ahorro
económico seria el siguiente.
Tabla N° 81 Ahorro calculado de acuerdo al porcentaje de disminución del CPP campo Sacha
Costo del pozo
(millones USD)
60% de influencia
directa del costo
del pozo.
Ahorro teórico
del costo por pie
13,8 %
Costo Final
Promedio del
pozo en USD
2.8 1 680 000
231 840 2 568 160
Tabla N° 82 Ahorro calculado de acuerdo al número de pozos proyectados en el
campo Sacha con el valor del CPP y eliminación de sección de 26 Pulgadas
NÚMERO DE
POZOS
AHORRO
PROYECTADO POR
CPP (USD)
AHORRO
PROYECTADO
POR
ELIMINACIÓN
DE LA SECCIÓN
DE 26 pulg.
AHORRO
TOTAL (USD)
1 231 840 78 100 309 940
11 2 550 240 859 100 3 409 340
36 8 346 240 2 811 600 11 157 840
99 22 952 160 7 731 900 30 684 060
222
6. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
Al término de este trabajo, se han obtenido las siguientes conclusiones y
recomendaciones:
6.1. CONCLUSIONES
La perforación direccional es una práctica indispensable en la industria
petrolera puesto que de la perforación exitosa de nuevos pozos depende la
extracción máxima de las reservas de los campos.
Las dos clases más importantes de brocas son las de cortadores fijos PDC
y las brocas tricónicas (de dientes de acero y de insertos de carburo de
tungsteno). Es vital entender e identificar las diferencias en cuanto al
mecanismo de corte ya que esto dicta un lineamento a ser más aptas para
un determinado tipo de litología y su por tanto su aplicación será más
efectiva.
Una detallada litología de las formaciones a atravesar es fundamental para
conocer los retos que presenta su perforación y tener una base de
información sobre su dureza para la selección de la broca adecuada.
El equipo de Geología juega un papel importante, son los encargados de
entregar los topes y bases de los yacimientos y en conjunto con la parte
direccional controlar parámetros antes del ingreso a los estratos de
conglomerados, estos nos garantizan el buen desempeño de la broca y
evitar posibles viajes no planificados por cambio de broca.
la prognosis de los topes y bases de las formaciones debe ser lo más
precioso posible teniendo en cuenta que un cambio brusco de litología
puede ser crítico para la vida de la broca y su desempeño, por lo tanto se
223
debe tener muy en cuenta esta información sobre todo en formaciones
criticas como conglomerados y la formación Napo.
El control de parámetros siguiendo la prognosis geológica debe ser
estrictamente seguida 30 pies antes y 30 pies después del tope y base
respectivamente en los conglomerados de la formación Tiyuyacu. Es vital
para prevenir un desgaste masivo de la broca mantener la ROP entre 30-40
ft/hr, RPM en superficie entre 30 y 40 y peso moderado de 10 a 15 Klbs.
Esto impedirá que ocasione viajes adicionales por cambio de herramienta o
por daño en los componentes del BHA.
Cuando se atraviesa los conglomerados la velocidad de penetración no es
el parámetro más importante sino más bien cuidar la integridad de las
herramientas y del pozo.
La configuración mecánica del pozo debe ser la más simple posible para
minimizar costos y ahorrar tiempo de operaciones con torre.
La sección de 26 pulgadas para el campo sacha puede ser eliminada del
plan de perforación, debido a que esta sección tiene mayor complejidad
operativa y logística que iniciar la perforación con una broca de similares
características de 16” el objetivo es aislar las sección superficial de
entradas de agua y pasar la zona de los cantos rodados.
La selección del IADC adecuado se realiza teniendo en cuanta la litología
que atravesara cada broca, así como también la dureza de las formaciones
según su profundidad y el perfil direccional que se necesite.
Durante la perforación es indispensable la permanente comunicación con el
departamento direccional y de lodos así como con el company man para
lograr la perforación de un pozo no solo de manera rápida sino que permita
224
mantener a integridad del miso y principalmente alcanzar el objetivo
geológico con la mayor precisión posible.
El lodo o fluido de perforación desempeña un papel vital en el desempeño
de las brocas de perforación puesto que de sus propiedades depende entre
otros la limpieza de fondo de pozo la estabilidad de las paredes del hoyo y
mantener la cara de la broca limpia y con su frente de ataque libre para
perforar.
Los parámetros hidráulicos son extremadamente importantes para lograr
ratas de penetración más elevadas, adecuada limpieza del pozo, manejo de
presión disponible y permitir corridas más largas de una broca sin
necesidad de viajes de calibración.
Los parámetros hidráulicos deben ser calculados y ajustados tomando en
cuenta los arreglos de boquillas de cada broca, las profundidades finales de
corrida, parámetros de lodo de perforación y BHA así como también la
litología que se esté atravesando. Este cálculo debe hacerse diariamente a
la profundidad que se encuentre la broca y esto permitirá tener una idea
clara de la limpieza del pozo y la optimización de la ROP.
La caída de presión en la broca es clave para otorgarle potencia hidráulica
velocidad en los jets y fuerza de impacto que son parámetros hidráulicos
que optimizan el desempeño de la broca y la limpieza del pozo.
El HSI es un parámetro fundamental para realizar la perforación hidráulica
en arcilla y lutitas sobre todo poco consolidadas, también es de ayuda
fundamental en las calizas y areniscas de la formación Napo.
La hidráulicas para optimizar la perforación será de HSI (>2.5), sobretodo
en la formación Tena que es muy arcillosa y en la cual se pueden presentar
embolamientos.
225
Es necesario desarrollar una metodología de selección de brocas y sus
parámetros de operación para cada sección y litología, de esta manera se
puede seguir los lineamientos técnicos adecuados para realizar la mejor
selección que otorgue los mejores resultados.
La correlación con los pozos del campo sobre el tipo de brocas sus
características, parámetros de perforación, calificación de desgaste por
cada sección y litología es la base para esta metodología e indispensable
para realizar una selección adecuada y diseñar un plan de brocas para el
campo Sacha.
El análisis y manejo de la información histórica de perforación disponible
debe ser siempre tomada en cuneta en el diseño y selección de cualquier
plan de perforación incluyendo el plan de brocas.
Teóricamente podemos optimizar el ROP promedio del campo siguiendo
este plan de brocas sus parámetros e hidráulicas en un 5,6% .
Desde el punto de vista económico es beneficioso eliminar a sección de 26
pulgadas puesto que se ahorra aproximadamente $78100 por pozo y se
disminuye complejidad operativa.
En las secciones de 16, 12 ¼ y 8 ½ pulgadas se logra una disminución de
costo por pie perforado en 14,3% 11,7% y 15,5% respectivamente
El tiempo promedio de perforación de un pozo hasta su profundidad final
siguiendo el plan propuesto será de 17,5 días.
El costo por pie final del plan es de 36,45$/ft lo que permite una mejora de
13,8% del Costo por pie promedio del campo de 42,28$/ft y un ahorro de
$231,840 dólares por pozo que sumados al ahorro de la eliminación de la
sección de 26” permiten un ahorro por pozo total de $309.940
226
El desarrollo de un plan mejorado de brocas y los benéficos operativos y
económicos que este plan arroja tienen sentido debido a él plan de
desarrollo del campo Sacha con las proyecciones de perforación de pozos
nuevos para explotar con sus nuevas reservas descubiertas.
Un plan de brocas puede ser más efectivo si es parte integral de un plan de
perforación optimizado que también contempla un plan de lodos, diseños de
BHA y planes de cementación y corrida de casing así como una correcta
operación del taladro y las bombas de lodo.
6.2. RECOMENDACIONES
Revisar, analizar y filtrar la información de perforación del campo para
determinar cuáles son las mejores prácticas operativas, parámetros de
perforación y brocas que han dado mejor resultado en cada sección
Tener a disposición información geológica y litológica clara del campo, para
conocer las profundidades estimadas de los topes y bases de las
formaciones a fin de determinar que broca puede ser recomendable para
cada litología y que parámetros de perforación e hidráulicos aplicar.
Seleccionar el código IADC de cada broca de acuerdo a la litología que van
perforar y al perfil direccional que se necesite.
Mantener una comunicación constante y clara con los departamentos de
lodos, direccionales y geológicos a fin de realizar un plan de brocas con la
mayor cantidad de información posible minimizando el error y aumentado
las probabilidades de optimizar la perforación del pozo.
227
Determinar el número de aletas de la broca PDC y tamaño de los
cortadores siguiendo los lineamientos de UCS de cada tipo de litología y
correlacionarlo con las brocas usadas en el campo en pozos vecinos.
Correr hidráulicas de perforación constantemente a la profundidad diaria a
fin de ir ajustando el rendimiento de la broca lo mejor posible y obtener una
buena limpieza del pozo.
Seleccionar el tamaño de boquillas adecuado según la presiones y
parámetros hidráulicos que se obtengan, no sobrepasar los límites
permisibles de presión de las bombas de superficie.
Analizar evaluaciones de desgaste de las brocas que se han usado en el
campo por sección y litología a fin de determinar que brocas han obtenido
mejor desempeño y menor desgaste para obtener una buena base para la
selección.
Mantener el peso sobre la broca y RPM’s dentro de las especificaciones del
fabricante y no sobrepásalos a fin de evitar daños catastróficos en la broca
y BHA.
Atravesar siempre la sección inicial de 16 pulgadas con broca tricónica de
dientes de acero para atravesar los boulders o cantos rodados que podrían
dañar una broca de PDC. Confirmar con el departamento de geología una
vez se hay atravesado esta zona y que en las muestras se evidencie la
presencia de arcillas +/- 500 pies.
En la segunda sección de 16 pulgadas se recomienda maximizar la tasa de
flujo de lodo a fin de lograr HSI mayores a 2 hp/pulg2 en esta sección de
arcillas donde el ROP se ve muy optimizada por el impacto hidráulico y las
RPMs.
228
En la sección de 12 ¼ pulgadas se debe usar en la sección superior una
broca con doble hiera de cortadores garantizando la integridad de la broca.
Se recomienda un motor de baja velocidad (0,17 rev/galon) para no exceder
las 150 rpm en fondo.
En la sección de 12 ¼ pulgadas Controlar parámetros en conglomerado
superior e inferior, se recomienda el menor número de vueltas (RPM
totales) en la broca disminuyendo el caudal sin descuidar la limpieza del
hueco y asegurando el correcto funcionamiento del motor (Brocas PDC).
Por este motivo se recomienda un motor de baja velocidad para esta
sección.
Seguir de manera precisa y constante el control de parámetros en el
conglomerado superior, respetando la prognosis entregada por el
departamento de geología y mantener el control hasta que se confirme la
presencia de arcillas de modo que la broca que perfora esta zona logre
llegar al conglomerado inferior de chert antes de realizar el cambio de
broca.
En la formación Tena se debe usar el mayor caudal posible (900 GPM) para
evitar el embolamiento de la broca y optimizar la ROP.
En la formación napo la broca de 8 ½ pulgadas debe tener doble línea de
cortadores y protección en el calibre puesto que son formaciones
medianamente duras muy intercaladas que pueden provocar desgaste
prematuro, perdida de avance y viajes no programados pro cambio de
broca
229
Se recomienda un motor de baja velocidad (0.28 rev/galón) para evitar
sobregirar (rpm) el ensamblaje de fondo debido a la diversidad de litologías
a encontrarse en la sección Napo (calizas, lutitas, arenas, etc.) y causar el
daño prematuro en la broca y Evitar vibraciones de cualquier tipo o buscar
mitigar las mismas para minimizar el daño en la estructura de corte de la
broca, sobretodo en el área del calibre.
Evitar en lo posible el excesivo rimado en las zonas abrasivas.
Los viajes de calibración se deben realizar a las 50 horas a fin de mantener
el hoyo en buenas condiciones y estable e impedir posteriores pegas de
tubería.
Minimizar el número de viajes de tubería por cualquier motivo es
fundamental para optimizar el proceso.
Se recomienda la eliminación de la sección de 26 pulgadas por aspectos
técnicos y económicos ya explicados.
Seguir el plan de brocas de manera muy certera y precisa para lograr
obtener los beneficios operacionales y económicos que se proyectan.
230
NOMENCLATURA
ANNULUS Es el espacio entre la tubería de
perforación y la pared del hueco o el
interior del revestimiento
BHA Ensamble de fondo
BHHP Caballaje hidráulico de la broca
BOP Preventor de reventones
CSG Tubería de revestimiento
DC Tubería de perforación pesada
(lastrabarrena)
DLS Severidad de la pata de perro
DP Tubería de perforación
ECD Límite de la densidad equivalente de
circulación
GPM Galones por minuto “caudal”
HSI Índice de Presión por pulgada cuadrada
con la que impacta el fluido contra la
formación
HWDP Tubería de perforación extra pesada
IADC Asociación Internacional de
Contratistas de Perforación
KOP Inicio de la Curvatura en la Trayectoria
231
del Pozo
LNR Tubería colgada
LWD Registrando mientras se perfora
MD Profundidad medida en la trayectoria
del hueco
MWD Midiendo mientras se perfora
PDC Diamante policristalino compacto
PSI Presión del fluido
PV Viscosidad plástica
ROP Tasa de penetración
RPM Revoluciones por minuto
SPM Estroques por minuto
SPP Máxima presión de tubería vertical
TBG Tubería de producción
TFA Área total de flujo de las boquillas en la
broca
TOOLFACE Orientador de la herramienta
TVD Profundidad medida desde la vertical
WOB Peso sobre la broca
YP Punto cedente
232
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236
Anexo # 3 Boquillas usadas las brocas del pozo Sacha 241D
Fuente: (BAKER HUGHES, 2010)
Anexo # 4 Boquillas usadas las brocas del pozo Sacha 422D
Fuente: (BAKER HUGHES, 2010)
237
Anexo # 5 Evaluación de la broca triconica de 26" Pozo 221D
Desgaste:
Fuente: (BAKER HUGHES, 2014)
238
Anexo # 6 Evaluación de la broca PDC de 16 pulgadas Pozo 241D
Desgaste:
Fuente: (BAKER HUGHES, 2010)
239
Anexo # 7 Evaluación de Desgaste de la broca PDC de 12 ¼ pulgadas Pozo 241D
Desgaste:
Fuente: (BAKER HUGHES, 2010)
240
Anexo # 8 Cortadores y Aletas de la broca PDC de 12 ¼ pulgadas después de
atravesar el conglomerado Superior de Tiyuyacu Pozo 241D
Fuente: (BAKER HUGHES, 2010)
241
Anexo # 9 Calificación de desgaste de la Broca Tricónica de Insertos para el
Conglomerado Inferior en el pozo Sacha 422D
Desgaste:
Fuente: (BAKER HUGHES, 2014)
242
Anexo # 10 Evaluación de Desgaste de la broca PDC de 8.5 pulgadas Pozo 241D
Desgaste:
Fuente: (BAKER HUGHES, 2010)
243
Anexo # 11 Masterlog de litología Conglomerado inferior pozo Sacha 282D
Fuente: (Petrokem, 2014)