2. Introducción
• Situaciones que requieren el uso de la perforación direccional:
∗ Complicaciones por la geología local.
∗ Incremento de la producción de un yacimiento desde un pozo en
particular.
∗ Disminuir costos (ej: evitar instalaciones off-shore)
∗ Disminuir riesgos ambientales.
∗ Necesidad de mantener la verticalidad en pozos profundos.
∗ Pozos de alivio.
∗ Comercialización y distribución (construcción de oleoductos y
gasoductos)
3.
4. Introducción
Al igual que en otras operaciones de perforación, en
perforación direccional también existe la necesidad de
obtener un rendimiento efectivo en costos.
Según datos de importantes compañías, el costo de
perforación representa aprox. el 40% de los costos de
descubrimiento y desarrollo.
Reducción de un día de
Areas marinas
operación: ahorro de u$s 100000.
Un día de adelanto genera una
ganancia del mismo orden.
5. Evolución Tecnológica
• Alrededor de 1850 → Orígenes
perforación rotativa.
• 1873 → Patentamiento del primer motor
de fondo.
• Década de 1920 → Perforación
direccional controlada
Impedir curvatura Desvío ante
de pozos verticales obstrucciones.
6. Evolución Tecnológica
Desde entonces, los motores de desplazamiento positivo
(PDM)1 que se colocan en los conjuntos de fondo (BHA) se
utilizan para perforar todos los pozos direccionales.
Principal problema → determinar la inclinación del pozo.
Invención de dispositivos de
medición precisos
1Motores de Fondo → Motores hidráulicos accionados
mediante un tornillo energizado por la circulación del fluido de
perforación.
7. Dispositivos y Técnicas de
Relevamiento
Los Relevamientos direccionales proporcionan al
menos tres datos fundamentales:
• Profundidad
• Inclinación
• Azimut
Técnicas de Relevamiento → desde instrumentos
magnéticos hasta sofisticados giroscopios.
8. • Relevamientos Magnéticos → inclinación y dirección del
pozo en uno o varios puntos; utilizando un inclinómetro y
una brújula, un cronómetro y una cámara.
• Relevamientos Giroscópicos → mayor precisión. Utilizan
una masa giratoria que apunta hacia una dirección conocida.
El giroscopio mantiene su orientación para medir la
inclinación y la dirección en estaciones específicas del
relevamiento.
Hoy se busca desarrollar métodos giroscópicos no invasivos.
Métodos más modernos → medición durante la perforación
(MWD)
9. MWD → Envían datos de relevamientos por telemetría de
pulsos del lodo: las mediciones son transmitidas como
pulsos de presión en el fluido de perforación y decodificadas
en las superficie mientras se avanza con la perforación.
También transmite datos acerca de la orientación de la
herramienta de perforación.
Antes del desarrollo de los sistemas rotacionales, el correcto
emplazamiento del portamechas y los estabilizadores en el
BHA permitía controlar el incremento o reducción angular,
daban un cierto control sobre la inclinación pero NO HABÍA
CONTROL SOBRE EL AZIMUT DE POZO.
Década del 60 → motores direccionales que utilizan una
turbina de fondo (PDM) como fuente de potencia y un BHA
con una curvatura fija de aprox. 0.5º → control simultáneo
del azimut y la inclinación
10.
11. Perforación con motor direccional
Se logra de 2 modos:
• Rotación → la totalidad de la sarta de perforación rota
(igual que en la perforación convencional) y tiende a
perforar hacia delante.
• Desplazamiento → Para iniciar un cambio en la
dirección del pozo, se detiene la columna de
perforación en una posición tal que la sección curva del
motor se encuentre ubicada en la dirección de la nueva
trayectoria. Se refiere al hecho de que la porción de la
sarta que no rota se desliza por detrás del conjunto
direccional.
12. Hoy, un motor direccional típico consta
de:
• Sección de potencia (PDM)
• Sección curva (0 a 3º)
• Eje propulsor
• Mecha
13. Desventajas:
• Se requiere una extrema precisión para orientar correctamente
la sección curva debido a la elasticidad torsional de la columna
de perforación.
• Mayor problema → tendencia de la columna no rotativa a sufrir
aprisionamientos → la tubería principal se apoya sobre el lado
inferior del pozo @ produce velocidades desparejas alrededor
de la tubería.
• La falta de rotación de la tubería disminuye la capacidad de
remover los recortes sobre el lado inferior del pozo, se puede
formar un “colchón” de recortes
• Menor potencia disponible para mover la mecha. Esto, junto
con la fricción por el deslizamiento, reduce la tasa de
penetración (ROP)
14. • Si se cambia del modo de deslizamiento al modo de
rotación con herramientas direccionales, se obtiene una
trayectoria más irregular.
• Las numerosas ondulaciones aumentan la tortuosidad,
esto aumenta la fricción durante la perforación.
Durante la perforación se produce acumulación de gas en
los puntos altos y agua en los bajos
15. A pesar de todos estos problemas, la perforación
direccional con motor direccional sigue siendo más efectiva
en términos económicos y por el momento es el método de
perforación más utilizado.
16. Sistema Rotativo Direccional
(RSS: Rotatory Steerable Drilling System)
La industria petrolera los clasifica en dos
grupos:
• “Empuje de Mecha”
→ + desarrollados (PowerDrive®)
• “Direccionamiento de la mecha”
→ - desarrollados
17. “Empuje de la mecha”
Los conjuntos constituyen sistemas compactos y poco complicados.
Solo agregan 3.8m a la longitud total del BHA.
Comprende:
• Unidad Sesgada: detrás de la mecha. Aplica una fuerza sobre la
mecha en una dirección controlada mientras toda la columna gira.
• Unidad de Control: detrás de la unidad sesgada. Contiene
dispositivos electrónicos, sensores y un mecanismo de control que
proporcionan la magnitud y la dirección promedio de las cargas del lado
de la mecha.
18. Unidad Sesgada
Posee 3 patines externos articulados → activados por el flujo de lodo
controlado a través de una válvula que utiliza la diferencia de presión de
lodo existente entre el interior y el exterior.
19. La válvula de 3 vías de disco rotativo acciona los patines al
dirigir el lodo en forma sucesiva a la cámara del pistón de
cada patín, a medida que rota para alinearse con el punto
de empuje deseado en el pozo (opuesto a la trayectoria
deseada).
Una vez que el patín pasa por el punto de empuje, la válvula
rotativa corta el suministro de lodo.
Cada patín se extiende no más de 1 cm durante cada
revolución de la unidad sesgada
Un eje conecta la válvula rotativa con la unidad de control
para regular la posición del punto de empuje. Si el ángulo
del eje se encuentra geoestacionario con respecto a la roca,
la mecha será empujada directamente en una dirección. Si
no hay que modificar la dirección, el sistema opera en forma
neutral.
20. Unidad de control
• Mantiene la posición angular propia del eje de impulso
relativo a la formación.
• Montada sobre cojinetes que le permiten rotar libremente
alrededor del eje de la sarta de perforación.
• Posee su propio sistema de activación a través del cual se
la puede dirigir para que mantenga un ángulo de giro
determinado o un ángulo de orientación de la herramienta
con respecto a la roca.
• Sensores del acelerómetro y magnetómetro proporcionan
información relativa a la inclinación y el azimut de la mecha.
Además, de la posición angular del eje de impulso.
• En el interior → impulsores de turbina de rotación
montados en los extremos de la UC.
21. Estos impulsores desarrollan el torque necesario por medio de
imanes permanentes de gran potencia cuya acción se suma a
la de las bobinas de inducción ubicadas en la UC.
La transmisión del torque desde los impulsores a la UC se
controla en forma eléctrica modificando la resistencia de las
bobinas de torsión.
• Impulsor Superior o “torquer” → para aplicar torque a la
plataforma, en la misma dirección de la rotación de la columna
de perforación.
• Impulsor Inferior → la hace girar en la dirección inversa.
Otras bobinas generan energía para los dispositivos
electrónicos
22. El funcionamiento del sistema puede ser monitoreado por
medio de herramientas MWD y de los sensores en la UC.
El nivel de referencia utilizado para establecer el ángulo
geoestacionario del eje es proporcionado por un
acelerómetro triaxial o por el magnetómetro montado en la
UC.
Sensores adicionales en la UC:
• Velocidad instantánea de la columna de perforación
respecto a la roca.
• Sensores térmicos y de vibración → registran datos
adicionales sobre las condiciones de fondo.
• Computadora instalada a bordo → muestrea y registra las
condiciones de perforación que se transmiten en forma
inmediata a la superficie por medio del sistema MWD o se
recupera posteriormente.
23. Conceptos Importantes
La capacidad para controlar la trayectoria del pozo no basta
para garantizar la construcción de un pozo exitoso, es
necesario realizar una cuidadosa planificación con equipos
de geólogos, geofísicos e ingenieros trabajando en
conjuntamente y no en forma secuencial.
Una vez determinada la ubicación en la superficie y un
objetivo deseado en el subsuelo, se evalúan los costos,
exactitud y factores técnicos para determinar el perfil
adecuado: en S, horizontal, etc.
Importante → seleccionar el RSS apropiado para el trabajo:
• Situaciones proclives al aprisionamiento → herramienta
• El RSS debe ser capaz de alcanzar el incremento angular
deseado.
24. La comunicación en tiempo real y la posibilidad de evaluar la
formación resultan críticas para lograr resultados exitosos.
•Sonda de comunicación de respuesta rápida → facilitar la
comunicación en tiempo real con el exterior.
Conecta la interfaz del sistema telemétrico con el sistema
MWD por medio de pulsos magnéticos y confirma que las
instrucciones han sido recibidas en la superficie
25.
26. Principales Ventajas y beneficios:
• Rotación continua de la sarta de perforación
→ mejora en gran medida la limpieza del pozo
→ minimiza el aprisionamiento de la columna
→ facilita el control dimensional
• La potencia disponible en la mecha no disminuye por la
necesidad de realizar operaciones de perforación con
deslizamiento.
• El control direccional se puede mantener más allá del punto
donde el torque y el arrastre hacen que el deslizamiento con
un motor resulte poco efectivo.
27.
28. Algunos ejemplos...
• Récord en longitud perforada con perforación direccional:
Febrero de 1999 → Tierra del Fuego. Se perforo:
Verticalmente → 1690 m
Horizontalmente → 10585 m
Longitud total perforada → 11184 m
Se logró con un equipo para trabajos en tierra algo que
requiere una instalación off-shore, reducción de costos de
equipo, apoyo logístico, facilidades de producción,etc.
29. • Campo Njord (oeste de Noruega) → utilizó la tecnología RSS y se
finalizó 22 días antes de lo programado.
• Campo Njord, pozo A-13-H → se planificó una trayectoria en W para
poder penetrar el yacimiento primario en diversos bloques de fallas.
Se logró una reducción de costos de u$s 1.000.000 con respecto a un
pozo perforado previamente en el mismo campo, ya que se redujo el
tiempo de construcción a la mitad
30. • Campo Wytch Farm (UK) → récord de carrera perforada
con una sola mecha → 1287m en solo 84 hs, realizando un
giro de 110º con una gran inclinación.
31. Bibliografía
•SCHLUMBERGER Ltd.:
–http://www.oilfield.slb.com/media/resources/oilfieldreview/spanish00/sum
00/p20_31.pdf
–http://www.oilfield.slb.com/media/resources/oilfieldreview/spanish03/sum
03/p24_39.pdf
–http://www.oilfield.slb.com/content/resources/index.asp?
–http://www.oilfield.slb.com/media/services/drilling/steerable/powerdrive_v
ortex.pdf
•El abece del petróleo y del gas.
•Molina, Patricio; “Trabajo práctico para Técnicas Energéticas:
Perforación Direccional”.
