Herramienta pedagógica virtual para facilitar la conceptualización de las nuevas técnicas de perf by Jonathan Barrios

HERRAMIENTA PEDAGÓGICA VIRTUAL PARA FACILITAR LA CONCEPTUALIZACIÓN DE LAS NUEVAS TÉCNICAS DE PERFORACIÓN “PERFORACIÓN CON CASING Y PERFORACIÓN CON COILED TUBING” EN LOS ESTUDIANTES DE PERFORACIÓN DE COINSPETROL LTDA DE VILLAVICENCIO META

CHRISTIAN ALEJANDRO HURTADO ROMERO FERNANDO ALEXIS ALVAREZ RUIZ

COINSPETROL LTDA ESCUELA DE PERFORACIÓN TÉCNICO LABORAL POR COMPETENCIAS EN PERFORACIÓN Y COMPLETAMIENTO DE POZOS DE PETRÓLEO VILLAVICENCIO 2012

CHRISTIAN ALEJANDRO HURTADO ROMERO FERNANDO ALEXIS ALVAREZ RUIZ

Ingeniero DIEGO ARMANDO HERRERA Director De Investigación Y Proyectos

COINSPETROL LTDA ESCUELA DE PERFORACIÓN TÉCNICO LABORAL POR COMPETENCIAS EN PERFORACIÓN Y COMPLETAMIENTO DE POZOS DE PETRÓLEO VILLAVICENCIO 2012

NOTA DE ACEPTACIÓN

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DIRECTOR DE PROYECTO ___________________________________________ ___________________________________________ ___________________________________________ ___________________________________________

Villavicencio - Meta, 24 de Noviembre del 2012

DEDICATORIA

A DIOS por regalarnos el don de vivir y entregarnos la voluntad de siempre seguir hacia adelante A nuestros padres, que siempre nos brindaron su apoyo para poder conseguir esta meta en nuestras vidas. A los anteriores y futuros estudiantes de Coinspetrol que nos han inspirado para el desarrollo de este proyecto; a ellos les entregamos este preciado documento

AGRADECIMIENTOS

A nuestros padres, por el apoyo durante todos estos años y la confianza en nuestras capacidades. A todos los docentes, desde kínder hasta hoy, que fueron parte de nuestra formación académica, ética y moral. Al Ing. REMBERTO TARON FORTICH, Ingeniero de Petróleos y director de la escuela de perforación de Coinspetrol Ltda., por su formación académica y laboral. Al docente Luis Fernando Hernández Pérez, Administrador de Empresas, por sus valiosos aportes y consejos que fueron determinantes para el mejoramiento de este trabajo. A nuestros compañeros y amigos, que formaron parte de la formación académica en Coinspetrol Ltda.; gracias a ellos por su apoyo y sus valiosísimos consejos.

CHRISTIAN ALEJANDRO HURTADO ROMERO FERNANDO ALEXIS ALVAREZ RUIZ

Contenido GLOSARIO ................................................................................................................................ 10 INTRODUCCIÓN....................................................................................................................... 12 PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA ..................................................................................... 13 JUSTIFICACIÓN ....................................................................................................................... 14 OBJETIVOS ............................................................................................................................... 15 Objetivo General .................................................................................................................. 15 Objetivos Específicos ............................................................................................................ 15 ALCANCES Y LIMITACIONES ................................................................................................ 16 METODOLOGÍA ........................................................................................................................ 17 MARCO TEÓRICO.................................................................................................................... 19 PERFORACIÓN CON CASING ............................................................................................... 22 Equipos utilizados en la Perforación con Casing ............................................................... 22 CASING (TUBERÍA DE REVESTIMIENTO) ........................................................................... 32 Funciones ............................................................................................................................... 32 Tipos de casing (tubería de revestimiento) ......................................................................... 33 Propiedades ........................................................................................................................... 34 Factores Técnicos y Económicos ........................................................................................ 36 Desgaste del Casing ............................................................................................................. 37 Consideraciones para el Diseño .......................................................................................... 38 CASING DRIVE SYSTEM ........................................................................................................ 41 Funcionamiento Operativo.................................................................................................... 43 Ventajas del Casing Drive System....................................................................................... 44 MOTORES DE FONDO DIRECCIONALES ........................................................................... 45 Sistema Recuperable “Casing Drilling” ................................................................................ 48 Sistema Drill Shoe “Drilling with Casing” ............................................................................. 53 HIDRÁULICA DE LA PERFORACIÓN CON CASING ........................................................... 59

Modelos para Calcular las Pérdidas de Presión ................................................................. 59 BENEFICIOS DEL CASING DRILLING .................................................................................. 62 BENEFICIOS DEL DRILLING WITH CASING ....................................................................... 64 PERFORACIÓN CON COILED TUBING (COILED TUBING DRILLING) ............................ 66 Coiled Tubing: Definición ...................................................................................................... 67 Historia del Coiled Tubing..................................................................................................... 68 Ventajas del Coiled Tubing ................................................................................................... 68 Utilización del Coiled Tubing en Campo.............................................................................. 69 Utilizaciones avanzadas:................................................................................................... 70 Utilizaciones rutinarias: ..................................................................................................... 70 USOS DE COILED TUBING EN PERFORACIÓN ................................................................. 71 Pozos no Direccionales - Verticales .................................................................................... 71 Pozos Direccionales .............................................................................................................. 72 Hidráulica y Fluidos del Pozo ............................................................................................... 74 Perforación con Coiled Tubing sobre Balanceada ............................................................. 75 Ventajas:............................................................................................................................. 75 Desventajas: ...................................................................................................................... 76 Perforación con Coiled Tubing sub Balanceada................................................................. 76 BENEFICIOS DE LA PERFORACION CON COILED TUBING............................................ 77 CONCLUSIONES...................................................................................................................... 79 CIBERGRAFIA .......................................................................................................................... 81

Lista de ilustraciones

Ilustraciรณn 1. BHA para perforaciรณn vertical ..................................................................... 25 Ilustraciรณn 2. BHA para perforaciรณn direccional................................................................ 26 Ilustraciรณn 3. Drill Lock Assembly..................................................................................... 27 Ilustraciรณn 4. Casing Profile Nipple .................................................................................. 27 Ilustraciรณn 5. Ensanchador .............................................................................................. 28 Ilustraciรณn 6. Estabilizador ............................................................................................... 28 Ilustraciรณn 7. Broca PDC.................................................................................................. 29 Ilustraciรณn 8. Motores Direccionales ................................................................................ 29 Ilustraciรณn 9. Sistema MWD ............................................................................................. 30 Ilustraciรณn 10. Lastrabarrenas.......................................................................................... 30 Ilustraciรณn 11. Zapato del casing ..................................................................................... 31 Ilustraciรณn 12. Colgador del casing .................................................................................. 31 Ilustraciรณn 13. Casing Drive System ................................................................................ 41 Ilustraciรณn 14. Motor direccional para sarta de perforaciรณn .............................................. 45 Ilustraciรณn 15. Motor direccional para tuberรญa de revestimiento........................................ 45 Ilustraciรณn 16. BHA recuperable ...................................................................................... 48 Ilustraciรณn 17. Casing Drilling con PDM ........................................................................... 49 Ilustraciรณn 18. BHA recuperable con motor RSS .............................................................. 51 Ilustraciรณn 19. Procedimiento para la adquisiciรณn de registros ......................................... 52 Ilustraciรณn 20. Partes del drill shoe .................................................................................. 55 Ilustraciรณn 21. Drill Shoe 3 ............................................................................................... 56 Ilustraciรณn 22. Water Bushing .......................................................................................... 56 Ilustraciรณn 23. Spear modificado ...................................................................................... 57 Ilustraciรณn 24. Internal casing drive .................................................................................. 57 Ilustraciรณn 25. Configuraciรณn del tork drive ...................................................................... 58 Ilustraciรณn 26. Rotaciรณn del sistema de coordenadas ...................................................... 60 Ilustraciรณn 27. Coiled Tubing............................................................................................ 67 Ilustraciรณn 28. BHA para pozos verticales ........................................................................ 72 Ilustraciรณn 29. BHA direccional telemetrรญa de fluidos........................................................ 73 Ilustraciรณn 30. BHA direccional telemetrรญa con cables ...................................................... 74

GLOSARIO

Barrena Una barrena es un dispositivo que se coloca en el final de una sarta de perforación para que rompa, corte y muela las formaciones rocosas mientras se perfora un pozo. BHA (Ensamblaje de Fondo) Es un componente de la sarta de perforación y está integrado por el conjunto de todas las herramientas entre la broca y la tubería de perforación. BOP Es una herramienta necesaria en la operación de perforación, sobre todo cuando ocurre el reventón. El BOP interior va conectar con la sarta de perforación para liberar la presión. Casing Es la que se introduce en el hoyo perforado y es cementada logrando la protección de las paredes del pozo, todo ello para finalmente permitirle el flujo de fluidos desde el yacimiento hasta la superficie. Casing shoe (Zapata del casing) Es un dispositivo en forma de nariz que está unido en la parte inferior del casing que ayuda a guiarlo a través del pozo.

Crossover Es una herramienta usada en la sarta de perforación para unir tuberías de diferente diámetro y de diferente rosca. Liner Una junta de casing que no se extiende a la parte superior del pozo, pero en su lugar se ancla o se suspende desde el interior de la sarta de revestimiento anterior. LWD (Registrando mientras se perfora) Registrando mientras se perfora, es una herramienta que transmite los parámetros de perforación en tiempo real, forma parte del ensamblaje de fondo (BHA). Mecha Una mecha es un dispositivo que se coloca en el final de una sarta de perforación para que rompa, corte y muela las formaciones rocosas mientras se perfora un pozo. MWD (Midiendo mientras se perfora) El MWD es una gran herramienta para el perforador, a medida que la broca perfora. Usualmente la herramienta se coloca en un drill collar especial cerca de la broca. Las herramientas MWD registran las condiciones de fondo de pozo transmitiéndolas a la superficie.

INTRODUCCIÓN

El aprendizaje de nuevas técnicas de perforación por medio de una herramienta pedagógica interactiva, es una idea que tiene una gran practicidad, ya que los materiales interactivos son, en el mundo actual, más persuasivos y comprensivos, y son de mayor gusto para la vista humana, lo que facilita la captación del tema de estudio por parte del estudiante. El presente proyecto muestra el proceso de investigación sobre el tema planteado anteriormente. Desde un enfoque interactivo y a través de un proceso metodológico

investigación,

aborda

problemática;

inicialmente

estableciendo los pasos preliminares de investigación y después se busca crear una guía virtual que de solución al asunto de la necesidad de recursos didácticos a través de una propuesta y que se supone es una alternativa para responder a la inquietud planteada en el problema del presente trabajo. Básicamente la intensión del presente proyecto es abordar una necesidad que afecta a un grupo de estudiantes y plantear una propuesta de solución práctica y moderna que involucre las nuevas tecnologías. Las principales dificultades en su desarrollo consistirían en enlazar dos campos del conocimiento distintos, como son: las nuevas tecnologías y los temas de la perforación con casing y la perforación con coiled tubing, teniendo en cuenta que será

necesaria

investigación

exhaustiva

para

profundizar

conocimiento y recurrir a personas conocedoras de estos tres temas.

dichos

PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA

Actualmente en Coinspetrol Ltda. no se encuentra una herramienta interactiva de información que ayude a los estudiantes de perforación, desde su interés personal, en el aprendizaje y la comprensión de la funcionalidad y el proceso operacional de las nuevas técnicas de perforación con casing y perforación con coiled tubing. En el desarrollo de la asignatura de perforación se estudian los nuevos métodos de perforación con casing y perforación con coiled tubing, pero al investigar por interés personal en diferentes fuentes virtuales y físicas, no se encuentra de forma bien definida el concepto y el proceso operacional de esta tecnología, dificultando la comprensión e imposibilitando la ampliación de la información que a bien ofrece el maestro en la clase. La información que se obtiene por los diferentes medios no es clara ni precisa, se encuentra términos disímiles, alejados del lenguaje técnico usado por los estudiantes de perforación, forzando a éstos a asociar los términos y conceptos encontrados con un lenguaje que ellos puedan entender, lo que produce incertidumbre de que si lo que encontraron realmente lo están asociando de forma correcta con lo que verdaderamente es la perforación con casing y perforación con coiled tubing. ¿Cómo se puede ayudar a que los estudiantes de perforación de Coinspetrol Ltda., desde su interés personal e iniciativa propia, conceptualicen lo que es la perforación con casing y la perforación con coiled tubing; y así mismo encuentren información concreta, precisa y de un modo interactivo, sobre estas tecnologías y que esté dentro de su comprensión y su lenguaje técnico?

JUSTIFICACIÓN

La necesidad que tienen los estudiantes de perforación de Coinspetrol Ltda. de conceptualizar por sus propios medios lo que es la perforación con casing, y la perforación con coiled tubing, lleva a pensar en el desarrollo de una herramienta más acorde con el mundo de la informática, en el cual la búsqueda de conocimientos sea asequible, clara y precisa. La implementación de una herramienta pedagógica virtual en modo de guía interactiva, ayudará y facilitará el aprendizaje, la conceptualización y la ampliación de la información de lo que son las operaciones de perforación con casing y perforación con coiled tubing, que por interés personal tengan los estudiantes de perforación de Coinspetrol Ltda. Si se tiene en cuenta que el aprendizaje didáctico, en el cual se interactúa con la información, es una proceso que facilita la comprensión y la captación de un tema como por ejemplo la perforación con casing y la perforación con coiled tubing en el estudiante, la herramienta pedagógica en modo de guía virtual seria un método de aprendizaje muy útil y práctico, ya que el estudiante establece su ritmo de aprendizaje y se involucra con la información, de modo que conceptualizará de forma más concreta y precisa. De otro lado, la propuesta planteada en el presente proyecto, serviría como mecanismo para dinamizar la clase por cuanto el estudiante que adquiere un conocimiento por iniciativa propia y se fundamenta en el tema, antes de socializarlo, genera una dinámica de discusión, de confrontación de ideas que enriquece el conocimiento personal y colectivo haciendo que la clase se convierta en una trabajo práctico en el que se analizan los diferentes aspectos de un tema.

OBJETIVOS

Objetivo General Crear una herramienta pedagógica en modo de guía virtual que facilite el aprendizaje y la conceptualización sobre los nuevos métodos de perforación con casing y perforación con coiled tubing, por parte de los estudiantes de perforación de Coinspetrol Ltda. de Villavicencio Meta.

Objetivos Específicos  Conceptualizar el significado de herramienta pedagógica.  Conceptualizar el tema de las Tics y su incidencia en las aulas de clase.  Establecer la relación entre interactividad y usos de las Tics  Conceptualizar del tema perforación con casing.  Conceptualizar del tema de perforación con coiled tubing.  Establecer qué es una guía virtual.  Diseñar la guía virtual.

ALCANCES Y LIMITACIONES

El proyecto se basa en la observación hecha por los autores, la cual corresponde a que en una investigación de interés personal por parte de los estudiantes de perforación sobre las nuevas técnicas de perforación planteadas, la información obtenida de las fuentes sobre estas técnicas no se encuentra bien definida, ya que son tecnologías nuevas y están en desarrollo y el uso de herramientas computacionales en la creación de la guía virtual. Con el desarrollo de la guía virtual, que en su generalidad será una herramienta simple pero completa, permitirá un fácil manejo y accesibilidad a la información sobre las nuevas técnicas de perforación planteadas, beneficiando principalmente a los alumnos de perforación de Coinspetrol Ltda. de Villavicencio de todos los semestres académicos en el desarrollo del área de perforación Las presentes limitaciones restringirán el proyecto:  Falta de tiempo para desarrollar el proyecto.  Limitantes económicas, ya que los elaboradores de esta propuesta son estudiantes y no cuentan con una fuente permanente de ingresos.  Gran dificultad para ingresar a los taladros de perforación, dificultando la recopilación de información tangible. Como se sabe la industria del petróleo cumple con estándares muy altos de seguridad, restringiendo el ingreso de personas ajenas a las operaciones del área.  Disponibilidad de información, ya que es una tecnología emergente y se encuentra relativamente poca información, a lo que se le suma que la gran mayoría de información se encuentra en inglés.  Falta de conocimiento en el campo de las Tics y sistemas de cómputo.

METODOLOGÍA

El proyecto se ejecutará teniendo en cuenta las siguientes fases: Fase 1. Concientización de la necesidad evidente de una herramienta interactiva de aprendizaje, que facilitaría la obtención de información de los estudiantes de perforación de Coinspetrol Ltda. acerca de las nuevas técnicas de perforación, Casing drilling y coiled tubing. Fase 2. Determinar el tema del proyecto, describiendo de forma directa la problemática y la solución. Fase 3. Realizar la descripción detallada de la problemática, y de sus factores relacionados. Fase 4.Descripción de la propuesta de solución a la problemática planteada, detallando la eficiencia y los beneficios de esta. Fase 5. Presentación y descripción de la idea a ejecutar al director de la escuela de perforación, para su respectivo análisis y posterior aprobación o denegación a la realización del proyecto. Fase 6. Realización del anteproyecto en el cuál se establecerán los objetivos, la justificación, el presupuesto, la fundamentación y la descripción del proyecto a ejecutar. Fase 7. Presentación del anteproyecto al director de proyectos de grado, para su respectiva revisión con respecto al cumplimiento de la Norma Técnica Colombiana 1486. Fase 8. Radicación del anteproyecto, proceso en el cual la institución avala la realización de la propuesta, dando paso al desarrollo del proyecto.

Fase 9. Elaboración del proyecto, en done se investigará sobre las nuevas técnica de perforación, perforación con casing y perforación con coiled tubing, redactándose en base a los parámetros exigidos para la realización de un proyecto de tipo guía en la Norma Técnica Colombiana 1486. Fase 10. Elaboración y diseño de la guía virtual. Fase 11. Sustentación del proyecto, en donde se explicará la importancia y los beneficios que brindará a los estudiantes de perforación de Coinspetrol Ltda., el producto final de la investigación.

MARCO TEÓRICO

A medida que los reservorios envejecen, comienzan a aparecer, con más frecuencia, riesgos durante la perforación, desde yacimientos con recursos agotados con cambios de presión hasta problemas de estabilidad en el pozo. Estos problemas incrementan, entre un 10 y un 20 por ciento, el tiempo de perforación. Además, los métodos convencionales empleados para controlar la pérdida de circulación, como los aditivos para lodo de perforación, el bombeo de tapones de cemento, la cementación y las resinas suelen llevar mucho tiempo, son costosos y, muchas veces, ineficaces. En lugar de abordar estos problemas de envejecimiento con tratamientos convencionales, la perforación con casing mejora la eficiencia del perforado y, finalmente, reduce los costos. Los sistemas de perforación con casing (drilling-with-casing) son sólo un ejemplo de los métodos para mitigar las amenazas a la perforación. Las tecnologías de sólidos expandibles y la perforación con presión controlada son algunos ejemplos de otras tecnologías para atenuar dichos riesgos, que han sido diseñadas para hacer de sus zonas problemáticas terrenos conocidos. La maniobra de la tubería de perforación genera sobretensiones transitorias y presiones de surgencia dentro del pozo. Al romper las formaciones permeables o fracturadas, las sobretensiones transitorias pueden producir pérdidas de circulación. La presión en el pozo de un suabeo puede llegar a arrastrar fluidos desde la formación dentro del pozo y, de esta forma, precipitar la inestabilidad del pozo. Ambos problemas pueden ser costosos y demandar tiempo. El sistema de perforación con casing constituye una alternativa posible. Elimina la necesidad de maniobrar tuberías y el conjunto de fondo, lo que, a su vez, acelera la perforación y disminuye la exposición al riesgo ya que mantiene siempre la

tubería de revestimiento sobre o cerca del fondo. El sistema de perforación con casing simplifica la arquitectura del pozo mediante la reducción potencial del tamaño de la tubería de seguridad, así como la sarta de revestimiento o la liner. Es posible eliminar la sarta de revestimiento o la liner si se perfora, con éxito, a través de una zona de transición de presión o zona perdida. La necesidad de bajar costos en zonas de pozos de baja productividad llevó a utilizar en forma creciente técnicas y/o materiales que redujeron tiempos de manejo y costos de equipamiento. La búsqueda de minimizar los costos de equipamiento llevó a condicionar la geometría de los pozos a la producción esperada, a perforar pozos de poco diámetro denominados slim-holes. Estos pozos de diámetro reducido son terminados generalmente bajo el sistema coiled tubing consiste en entubar el pozo abierto con tubería de producción (tubing), y luego cementarlo aplicando el mismo procedimiento que para un revestidor convencional. Mediante la utilización de slim-holes los operadores han podido reducir los costos de perforación de los pozos entre un 40% y un 70%, reduciendo a su vez, costos y preocupaciones ambientales. La experiencia indica que la perforación de slimholes no reduce usualmente la producción. Los slim-holes fueron utilizados inicialmente en EE.UU. En los años ’60; sobre 1.300 pozos que han sido perforados con una profundidad entre 300 y 1.000 metros usando slim-holes de 21/2 a 27/8 pulgadas en casing, los operadores han tenido reducciones entre 40 y 50% en costos de tubería y de un 17% en gastos generales. El coiled-tubing y la snubbing unit son un material y una herramienta de trabajo de uso cada vez más frecuente: aunque se desarrollaron hace poco más de dos décadas, las nuevas técnicas de perforación, terminación e intervención de pozos necesitan utilizarlos cada vez más. El coiled-tubing, como su nombre lo indica, consiste en un tubo metálico continuo construido en una aleación especial que permite que se lo trate como a un tubo de pvc (cloruro de vinilo polimerizado), pero

que posee las mismas características físicas de una tubería convencional de similar diámetro, con la siguiente ventaja: no es necesario manipularlo, ni estibarlo tramo por tramo para bajarlo o retirarlo del pozo, ya que se lo desenrolla o enrolla en un carretel accionado mecánicamente como si fuera una manguera. Esta última característica permite un mejor y más rápido manejo y almacenaje; por ello este tubo tiene múltiples aplicaciones tanto en la perforación de pozos dirigidos como en la terminación y reparación de los mismos.

PERFORACIÓN CON CASING

La perforación con revestimiento es una tecnología emergente que permite perforar y revestir de forma simultánea. La sarta de revestimiento se usa para transmitir energía mecánica e hidráulica a la broca y el pozo se perfora por la rotación de ésta o se usa un motor de fondo. La utilización de tubería de revestimiento para la perforación constituye una tecnología incipiente que permite bajar los costos de construcción de pozos, mejorar la eficiencia operacional y la seguridad, así como minimizar el impacto ambiental. Básicamente simple en principio, esta técnica de perforación utiliza los tubulares de gran diámetro que quedarán instalados permanentemente en el pozo, en lugar de la sarta de perforación convencional. La perforación con casing ha demostrado ser un método eficaz de reducir los costos de perforación y solucionar problemas que se presentan durante la misma. La mayor parte de la perforación con casing se centra principalmente en la perforación de pozos verticales, pero el interés en los pozos direccionales aumenta a medida que los beneficios de la perforación con casing en agujeros verticales son demostrados. Equipos utilizados en la Perforación con Casing

Algunos operadores ahora consideran a esta tecnología como una solución potencial en una diversidad de aplicaciones comerciales, que incluyen desde la perforación de pozos completos en tierra hasta la perforación de sólo uno o dos tramos de pozo, en los pozos marinos que requieren sartas de revestimiento múltiples. Los perforadores clasiﬁcan los sistemas de fondo de pozo que se utilizan para perforar con tubería de revestimiento como no recuperables o recuperables.

Un arreglo no recuperable, o fijo, puede ser utilizado para perforar pozos con tuberías de revestimiento cortas o con sartas de revestimiento completas. En ciertas aplicaciones se han utilizado barrenas rotativas convencionales que se dejan en el pozo después de alcanzar la TD. La barrena puede permanecer en la tubería de revestimiento y cementarse en su lugar o puede soltarse y dejarse caer en el fondo del pozo para posibilitarla adquisición de registros. Las barrenas perforables, como la barrena Weatherford Tipo IIo DrillShoe Tipo III o EZ Case de Baker Hughes, poseen estructuras de corte externas para perforar pero pueden ser removidas mediante fresado. Estas zapatas de la tubería de revestimiento especialmente diseñadas permiten la perforación y terminación de las secciones de pozo subsiguientes. Un sistema recuperable permite que la barrena y el BHA sean desplegados inicialmente y se reemplacen sin necesidad de bajar y extraer la tubería de revestimiento del pozo. Esta opciones la única alternativa práctica en lo que respecta a los pozos direccionales debido a la necesidad de recuperar los costosos componentes del BHA, tales como los motores de fondo, los sistemas rotativos direccionales o las herramientas de adquisición de mediciones durante la perforación y de adquisición de registros durante la perforación (MWD y LWD, por sus siglas en inglés respectivamente). Un sistema recuperable con cable facilita el reemplazo de los equipos que fallan antes de alcanzar la TD y permite un acceso rápido y eficaz desde el punto de vista de sus costos para registrar, evaluar y probar las formaciones. Existen varios proveedores de servicios comprometidos con el desarrollo de herramientas, técnicas y equipos para perforar pozos con tubería de revestimiento. Para facilitar el uso de la tubería de revestimiento para operaciones de perforación, se diseñaron equipos de superficie y sistemas de fondo de pozo confiables y robustos que se fijan y desenganchan de la tubería de revestimiento

en forma eficaz y efectiva. Un arreglo de perforación operado con cable se encuentra típicamente sus-pendido en un niple con un perfil característico, cerca del extremo inferior de una sarta de revestimiento. El sistema perforación con casing utiliza un Drill Lock Assembly (DLA) para anclar y sellar el BHA dentro de la tubería de revestimiento Cada componente del BHA debe pasar a través de la sarta de revestimiento que se utiliza para la perforación, incluyendo un ensanchador, o un dispositivo que agranda el pozo, con patines retráctiles. Una barrena piloto inicia la perforación de un pozo pequeño que luego es ensanchado por las aletas de los patines del ensanchador expandidas. Los perforadores comúnmente utilizan una barrena piloto de 6-1/8 pulgadas o de 6-1/4 pulgadas y un ensanchador que se expande hasta alcanzar 8-7/8 pulgadas cuando perforan con tubería de revestimiento de 7 pulgadas. El ensanchador puede estar ubicado inmediatamente arriba de la barrena, en el exterior de la tubería de revestimiento, o por encima de otros componentes del BHA en el agujero piloto. Una unidad de impulsión superior hace rotar la tubería de revestimiento y aplica esfuerzo de torsión para efectuarlas conexiones de los tubulares. El sistema Casing Drive System de conexión rápida, que es operado por el sistema de control hidráulico del sistema de impulsión superior, acelera el manipuleo de la tubería y previene el daño de las roscas de la tubería de revestimiento, eliminando un ciclo de conexiones y desconexiones en las uniones de los tubulares Un arreglo de cuñas sujeta el exterior o bien el interior de la tubería de revestimiento, dependiendo del tamaño de la tubería, y la fija al sistema de impulsión superior sin conexiones roscadas. Un arreglo interno de tipo cangrejo provee un sello de fluido en el interior de la tubería. En un principio, las operaciones de perforación con tubería de revestimiento se realizaban en tierra firme, en pozos verticales, para evitar la complejidad adicional que conllevan las

operaciones en áreas marinas. Como resultado, la perforación de pozos verticales con tubería de revestimiento avanzó hasta tal punto que logró equiparar, en forma rutinaria, la eﬁcacia de las operaciones con sartas de perforación convencionales.

Ilustración 1. BHA para perforación vertical

Ilustraci贸n 2. BHA para perforaci贸n direccional

Drill lock assembly: El mecanismo DLA (Drill lock Assembly) tiene como funci贸n principal, anclarse al revestimiento en el componente conocido como CPN (casing profile nipple) para transmitir cargas torsionales y axiales al BHA. El Drilling Lock Assembly permite el paso de fluido de perforaci贸n, para poder circular el pozo permanentemente.

Ilustración 3. Drill Lock Assembly

Casing profile nipple: El Casing Profile Nipple se instala en la parte inferior del ensamblaje del casing y sirve como mecanismo de bloqueo torsional y axial para recuperar por medio del wireline el BHA. También es el punto de posicionamiento del Drill Lock Assembly para las operaciones de recuperación y anclaje.

Ilustración 4. Casing Profile Nipple

Ensanchador: El ensanchador de hueco (UR - Under Reamer), tiene un diseño de tres brazos que incorporan cortadores de 19 mm y protección a la abrasión

desarrollados específicamente para operaciones de perforación con casing (Casing Drilling), el principio de funcionamiento del ensanchador está dado por diferencial de presión generado entre la presión de bombeo y la presión de salida a través de la broca, determinado por la variación en el caudal.

Ilustración 5. Ensanchador

Estabilizadores: Se emplean para controlar la desviación del hoyo, reducen el

riesgo de pegas diferenciales y dog legs (patas de perro).

Ilustración 6. Estabilizador

Broca PDC: La broca de perforación petrolera PDC es un tipo de broca de diamante usada para la perforación de yacimientos petrolíferos. Está hecha de materiales compuestos.

Ilustración 7. Broca PDC

Motor direccional: Son herramientas que son usadas para darle una trayectoria deseada al pozo. Son usados principalmente en perforaciones direccionales.

Ilustración 8. Motores Direccionales

Sistema MWD: Las herramientas MWD son utilizadas para medir las propiedades relacionadas con la perforación, tales como la inclinación y el azimut, que son esenciales en las operaciones de perforación direccional. Importantes mediciones adicionales, tales como el esfuerzo de torsión, el peso sobre la barrena y la temperatura, permiten a los perforadores y a los ingenieros de perforación vigilar rutinariamente (monitorear) los parámetros de desempeño de la perforación en el fondo del pozo, en tiempo real, en lugar de inferirlos a partir de las mediciones de superficie.

Ilustración 9. Sistema MWD

Lastrabarrenas no magnéticos: Es un componente del BHA que proporciona peso sobre la broca. Las lastrabarrenas no magnéticos son usados para que no exista interferencia en el envió de información por parte del sistema de MWD.

Ilustración 10. Lastrabarrenas

Zapato del casing (casing shoe): Un zapato de casing es un dispositivo en forma de nariz que est谩 unido a la parte inferior de la sarta de revestimiento (casing)

Ilustraci贸n 11. Zapato del casing

Colgador de casing (casing hanger): El colgador casing proporciona soporte para el casing cuando se baja en el pozo. Esto sirve para asegurar que el casing quede correctamente localizado.

Ilustraci贸n 12. Colgador del casing

CASING (TUBERÍA DE REVESTIMIENTO)

Son tuberías especiales que se introducen en el hoyo perforado y que luego son cementadas para lograr la protección del hoyo y permitir posteriormente el flujo de fluidos desde el yacimiento hasta superficie. También son conocidas como: revestidores, tubulares, tubería de revestimiento, liners. Funciones Para permitir la perforación y completamiento de un pozo, es necesario “delinear” el agujero perforado con tubería de acero/casing (tubería de revestimiento). Una vez que esta esté en su lugar, es cementada, soportando el casing (tubería de revestimiento) y sellando el espacio anular para:  Reforzar el agujero.  Aislar formaciones inestables.  Prevenir la contaminación de reservorios de agua fresca.  Proveer un sistema de control de presión.  Confinar y contener fluidos y sólidos producidos por la perforación y el completamiento.  Actuar como conducto para operaciones asociadas (perforación, trabajos con línea de acero, completación y más sartas de casing) con dimensiones conocidas.  Sostiene el cabezal del pozo y sartas de tubería de revestimiento adicionales.  Sostiene el BOP y el arbolito.  Evitar derrumbes en el pozo durante la perforación.  Confinar la producción del pozo a determinados intervalos.  Al cementarlo, se puede aislar la comunicación de las formaciones de interés.

Tipos de casing (tubería de revestimiento) Existen principalmente, 6 tipos de tubería de revestimiento instaladas en pozos de costa afuera y de tierra: Tubería “stove”: es utilizada en locaciones en tierra y es, ya sea introducida o cementada en un agujero previamente perforado. La tubería protege el suelo inmediatamente debajo de la base del equipo de perforación de la erosión causada por el fluido de perforación Conductor marino: es una característica de operaciones de perforación costa afuera en donde la columna de BOP está por encima del agua. Provee fuerza estructural y guía las sartas de perforación y revestimiento hacia el agujero. Es usualmente introducido o cementado en un agujero previamente perforado. La sarta ayuda a aislar formaciones de poca profundidad, no consolidadas y protege la base de la estructura de la erosión causada por el fluido de perforación. Tubería superficial: es usualmente introducida o cementada en un agujero previamente perforado de una unidad de perforación flotante en donde la columna de BOP está encima del fondo marino. Una vez más la sarta aísla formaciones no consolidadas y sostiene la base guía para la columna de BOP

y guía las sartas

de perforación y revestimiento, dentro del agujero. Sarta conductora: la sarta es utilizada para apoyar formaciones no consolidadas, proteger arenas de aguas frescas de ser contaminadas y reviste cualquier depósito poco profundo de gas. La sarta es usualmente cementada a la superficie en tierra y lecho marino costa afuera. Tubería superficial de revestimiento: provee protección contra arremetidas para la perforación más profunda, soporte estructural para el cabezal de pozo y sartas de perforación subsecuentes y es muchas veces utilizada para aislar formaciones problemáticas. La sarta se encuentra, ya sea cementada a la superficie o en el interior de la sarta de conducción.

Tubería intermedia de revestimiento: Una vez más esta sarta provee contra arremetidas para la perforación más profunda y aísla formaciones problemáticas que puedan dañar las seguridad del pozo y/o impedir operaciones de perforación. Es comúnmente colocada cuando es probable que un pozo encuentre un influjo y/o pérdida de circulación en el agujero descubierto proveyendo de esta manera protección contra arremetidas al mejorar la fuerza del pozo. La altura del cemento es determinada por el requisito del diseño de sellar cualquier zona de hidrocarburo y de flujos de sal. El tope del cemento no necesita estar dentro de la sarta superficial de revestimiento. Tubería de revestimiento de producción: Este es el nombre que se le aplica a la tubería de revestimiento que contiene la tubería de producción y podría estar potencialmente expuesta a fluidos del reservorio. La misma podría ser extendida hasta la superficie como una sarta integral o ser una combinación de un “liner” de producción y la tubería de revestimiento de producción anteriormente colocada. El propósito de la tubería de revestimiento de producción es la de aislar zonas productoras, permitir el control del reservorio, actuar como un conducto seguro de transmisión de fluidos a la superficie y previene influjos de fluidos no deseados. “Liner” o tubería corta de revestimiento: Un liner será suspendido o colgado a corta distancia por encima de la zapata anterior y será cementada a lo largo de toda su longitud para asegurar un buen sellado al aislar el espacio anular. Muchas veces un empacador de liner puede ser instalado como una segunda barrera, por precaución. Los liners permiten una perforación más profunda, separar zonas productoras, de formaciones reservorios y puede también ser instalado para propósitos de la realización de pruebas. Propiedades La tubería de revestimiento

viene usualmente especificada por las siguientes

propiedades.

Diámetro exterior y grosor de la pared: el diámetro exterior se refiere al cuerpo de la tubería y no a los acoples. El diámetro de los acoples es importante, ya que determina el tamaño mínimo del agujero en el que puede ser corrida la tubería de revestimiento. El grosor de la pared determina el diámetro interno de la tubería y por lo tanto el tamaño el máximo de la barrena que puede ser corrida a través de la tubería. La tolerancia permitida en lo que se refiere a diámetro exterior y grosor de la pared, es dictada por API Spec . Peso por unidad de longitud: el peso nominal de la tubería de revestimiento es utilizado principalmente para identificar tubería de revestimiento durante el ordenado. Los pesos nominales no son exactos y están basados en el peso teórico calculado de una tubería con roscas y acoples, de 20 pies de longitud. Grado del acero: Las propiedades mecánicas y físicas de la tubería de revestimiento dependen de la composición química del acero y el tratamiento de calor que recibe durante su fabricación: API define nueve grados de acero para tubería de revestimiento: H40

J55

K55

C75

L80

N80

C95

P110

Q125

El número de designaciones da el mínimo de API para el esfuerzo de resistencia en miles de psi. Por lo tanto una tubería de revestimiento L80 tiene un esfuerzo de resistencia de 80.000 psi. Tipo de conexión: Hoy en día existen múltiples tipos de conexiones disponibles en el mercado. La selección de una conexión adecuada debe ser basada en la intención de aplicación, el desempeño requerido y el costo. La tabla a continuación puede actuar como una guía a groso modo, para saber si se deben usar roscas API o Premium.

 API 8 Redonda, STC o LTC.  API BTC.  Sello metal con metal con roscas y acoples.  Sello metal con metal, reforzada e integral (o acoplado).  Sello metal con metal, formada e integral (descarga).  Soldada, reforzada e integral. Longitud de la junta: Las juntas de casing no son fabricados en longitudes exactas. API ha especificado tres rangos entre los cuales debe encontrarse la longitud de las tuberías. Tabla 1. Longitud juntas de casing

RANGO

LONGITUD (PIES)

LOGITUD PROMEDIO (PIES)

16 - 25

25 - 34

> 34

Factores Técnicos y Económicos La capacidad de la sarta seleccionada para resistir esfuerzos y cargas bajo determinadas condiciones es un factor muy importante para la seguridad y economía en la perforación y posterior producción del pozo. La sarta de revestimiento representa un alto porcentaje de la inversión total de un pozo, por lo tanto no se justifica pagar más por resistencia o calidad de lo que es realmente necesario. Los factores técnicos corresponden al diámetro, peso, longitud, tipo de unión o rosca, material utilizado, condiciones de carga, naturaleza de la formación, método de fabricación, etc. La tubería debe tener una superficie lo más lisa posible, tanto en el interior, para evitar que las herramientas o equipos “corridos” en el pozo se atoren, como en el exterior, para reducir la fricción entre la tubería y las paredes

del hoyo; debe ser hermética, para eliminar entrada de fluido al pozo; y resistir la corrosión. Desgaste del Casing Tener conocimiento de la causa del desgaste del casing (tubería de revestimiento), permitirá al planificador del pozo optimizar el diseño del pozo y las especificaciones de tubería de perforación, para así reducir su acontecimiento, a un mínimo. El desgaste de la tubería de revestimiento (casing) toma la forma de un surco de desgaste generado por una sarta de perforación en rotación que es forzada dentro de la pared de la tubería de revestimiento. Altas fuerzas de paredes laterales y contacto extendido con una sarta de perforación en rotación, desgastará esta sección. Las áreas que son comúnmente identificadas con desgaste de tubería de revestimiento, incluyen puntos de influjos y patas de perro. Las implicaciones de desgaste de tubería de revestimiento, puede

ser reconocidas como:

 Reducción en la integridad de presión debido al surco del desgaste, reduciendo los valores de ruptura/colapso.  Reparaciones costosas a la banda dura de la tubería de perforación.  La fricción (torsión de superficie) puede ser alta.  El surco de desgaste puede actuar como un punto de partida para futura corrosión. Los tipos de desgaste de casing, son como sigue: Desgaste adhesivo: la transferencia de material de un cuerpo de fuerza baja a un cuerpo de fuerza alta por medio de soldadura de fase sólida. Sin embargo la

soldadura de unión es débil y a menudo el material cae de la junta y es incorporado al sistema de fluidos de perforación, como una escama. Desgaste abrasivo - con maquinaria: a menudo los tallos de piezas expuestas de carburo de tungsteno en juntas, removiendo material de la pared de la tubería de revestimiento. Una vez más son generados escombros, que son incorporados al sistema de fluidos. Desgaste abrasivo – molienda: partículas duras producen un alejamiento entre la pared de la tubería de revestimiento es cíclicamente cargada por las tuberías, debido a la tubería de perforación en rotación causando fatiga y la superficie se vuelve quebradiza. Estos tres tipos de desgaste de casing son factores de desgasto dados para destacar su severidad:

Tabla 2. Factores de desgaste del casing

MECANISMO DE

ESCOMBROS

FACTOR DE DESGASTE

DESGASTE

PRODUCIDOS

Adhesivo

Recortes

400-1800

Abrasivo - con maquinaria

Escamas

20-50

Abrasivo - molienda

Polvo

0.1-10

Consideraciones para el Diseño En la mayoría de los casos analizados para perforar con tuberías, los aspectos técnicos y las consideraciones que se tienen en cuenta no difieren demasiado de aquellas usadas para el diseño de un casing o Tubing convencional. Datos como gradientes porales y de fractura, gradientes de temperatura, litología del terreno son requeridos tanto para el diseño convencional de una sarta como para el diseño de un casing para perforar. La única gran diferencia que surge es la

incorporación de tensiones adicionales provenientes de efectos dinámicos, estas tensiones nos va a hacer centrar la atención preferentemente sobre cuatro ítems fundamentales:  Desgaste (Wearing)  Pandeo (Buckling)  Fatiga  Hidráulica del pozo Desgaste: el contacto entre el diámetro externo de la tubería (y el diámetro externo de las cuplas) con las paredes del pozo, hace que se deba poner especial énfasis en el monitoreo del desgaste, sobre todo en la parte inferior de la columna, y más aún si se está perforando formaciones abrasivas. El uso de centralizadores rígidos en la cercanía del trépano han demostrado ser de gran ayuda en la preservación de la tubería frente al desgaste. Se han probado centralizadores con bandas adheridas de metal duro que provee resistencia suficiente a la abrasión. Pandeo: en este tipo de perforación, una de las principales diferencias con el método tradicional es que las barras de sondeo no se utilizan para proveer de peso al trépano, mientras que en la perforación con casing la tubería si lo hace. El pandeo va a ocurrir cuando la carga compresiva sobre el casing, en combinación geometría del casing y el pozo se conjugan para que la columna se torne inestable, esto no significa que la tubería vaya a tener una falla estructural. El hecho de que una tubería haya pandeado no implica una falla destructiva, más bien va a obligar al Ingeniero de Diseño a verificar las dos consecuencias de este pandeo: 1°) e incremento de la fuerza lateral de contacto (por ende el desgaste) y 2°) la tendencia a la curvatura que incrementa las vibraciones en la columna.

Fatiga: las fallas por fatiga en trabajos de perforación generalmente ocurren debido a problemas de flexión (o bending) más que debido a problemas de torsión. Debido a que las conexiones de las tuberías nunca antes han sido expuestas a trabajos de fatiga, excepto en "risers" de plataformas off-shore. Debido a esto un número importante de ensayos se ha realizado con el propósito de conocer los límites de dichas conexiones frente a cargas alternativas. Por lo general las conexiones ensayadas han demostrado una performance más que adecuada para el uso en operaciones de perforación. Hidráulica del pozo: dado que el espacio anular es más pequeño cuando se lo compara con una perforación hecha con barra de sondeo, la caída de presión en el anular será mayor. También, debido a que se tiene una sección más uniforme, se consigue una velocidad ascenso casi uniforme durante la perforación. El hecho de tener un espacio anula reducido hace que se pueda mantener limpio el pozo con un caudal menor.

CASING DRIVE SYSTEM Una tarea relacionada con la perforación y de gran relevancia, es el entubado del pozo, habitualmente se hace mención a las acciones de casing, actualmente existen tecnologías y métodos tradicionales. El Casing Drive System utiliza la misma tecnología desarrollada y aprobada por más de seis años de experiencia con Casing Drilling, para incrementar la seguridad y la eficiencia en sus operaciones de entubación de pozos. El sistema Casing Drive System de conexión rápida de Tesco, que es operado por el sistema de control hidráulico del sistema de impulsión superior, acelera el manipuleo de la tubería y previene el daño de las roscas de la tubería de revestimiento, eliminando un ciclo de conexiones y desconexiones en las uniones de los tubulares. Un arreglo de cuñas sujeta el exterior o bien el interior de la tubería de revestimiento, dependiendo del tamaño de la tubería, y la ﬁja al sistema de impulsión superior sin conexiones roscadas. Un arreglo interno de tipo cangrejo provee un sello de ﬂuido en el interior de la tubería.

Ilustración 13. Casing Drive System

El Casing Drive System consiste en un equipo de superficie para entubar el pozo durante la perforación. El sistema Casing Drive System consta de un arreglo de cuñas de conexión rápida que sujeta el exterior (izquierda) o bien el interior (centro) de la tubería de revestimiento, dependiendo del tamaño de la tubería. Por otro lado, fija la tubería de revestimiento en el sistema de impulsión superior (top drive) sin conexiones roscadas para evitar que se dañen las roscas. Un arreglo interno de tipo cangrejo provee un sello de fluido en el interior de la tubería. El sistema Casing Drive System es operado por un sistema de impulsión superior suspendido desde el aparejo de la torre de perforación, de manera que todo el mecanismo rotativo del equipo de impulsión superior queda libre para desplazarse en dirección ascendente y descendente (derecha). El sistema de impulsión superior difiere radicalmente de la mesa rotativa del piso del equipo de perforación convencional y del método del vástago de perforación que consiste en hacer girar la columna de perforación, porque permite que la perforación se lleve a cabo con tiros triples, en lugar de utilizar tiros simples de tuberías. Además permite que los perforadores conecten rápidamente los sistemas de bombeo de los equipos de perforación o el mecanismo de impulsión rotativo mientras se manipula la tubería, lo que minimiza tanto la frecuencia de atascamiento de las tuberías como el costo por incidente En un principio, las operaciones de perforación con tubería de revestimiento se realizaban en tierra firme, en pozos verticales, para evitar la complejidad adicional que conllevan las operaciones en áreas marinas. Como resultado, la perforación de pozos verticales con tubería de revestimiento avanzó hasta tal punto que logró equiparar, en forma rutinaria, la eficacia de las operaciones con sartas de perforación convencionales. Las peligrosas operaciones de instalación de cabezas de circulación, cuando la conexión del tubo queda en altura, o bien en las operaciones de desentubar el casing y bajar con sondeo para limpiar el pozo y volver a entubar (sin tener la

certeza de llegar efectivamente al fondo del pozo) se eliminan con el uso del Casing Drive System. Combinado con el uso del top drive, el Casing Drive System no solo provee la capacidad de enroscar las conexiones y darles el torque adecuado, sino que también permite circular al mismo tiempo que se rota el casing para asistir en la operación de entubación en el caso de encontrar obstáculos en la bajada. Llegado el caso se pueda hasta “reparar” el pozo hasta la profundidad final utilizando el mismo casing.

Funcionamiento Operativo El Casing Drive System se instala debajo del top drive y se utiliza con un set integral de amelas y elevador manual para levantar el casing desde la puerta de la planchada y posicionarlo sobre el centro del pozo. Un sistema hidráulico de amelas se utiliza entonces para facilitar el posicionado sobre la conexión del tubo que está sobre las cuñas minimizando de esta forma el esfuerzo, la fatiga y el riesgo del personal en la boa del pozo. Una vez que el tubo esté centrado, el top drive desciende hasta que las mordazas del Casing Drive System se ajustan hidráulicamente al tubo y todos los controles son manejados por el perforador desde la consola del top drive sumándose mayor seguridad a la operación. Una goma empaquetadora proporciona el sello dentro del tubo permitiendo llenar el casing a medida que éste es descendido en el pozo proporcionando un mejor control y registro del llenado. Si se necesita circulación en cualquier momento, la misma es posible en forma inmediata, con independencia de la altura en la que se encuentre la conexión y sin necesidad de llevar a cabo maniobras peligrosas como trepar en la torre para instalar cabezas de circulación, etc. Además el Casing Drive System proporciona caudales y presiones de circulación similares a las utilizadas

en la perforación del pozo sin ningún tipo de inconvenientes y con mayor seguridad. Ventajas del Casing Drive System El Casing Drive System se instala rápidamente y elimina lo siguiente:  Llave hidráulica  Elevadores de casing de gran tamaño.  El piso de entubar y el enganchador.  Plataformas elevadas de trabajo.  Las herramientas de llenado de casing. El Casing Drive System proporciona la posibilidad simultánea de rotar, reciprocar y circular la columna de casing continuamente mientras esta desciende al pozo. El Casing Drive System incrementa la seguridad en el equipo de perforación, como ya se ha dicho, debido a que reduce la cantidad de equipamiento y personal en la boca del pozo. Toda la maniobra está bajo control del perforador y lo más importante, elimina el trabajo en altura. En resumen el Casing Drive System aumente la seguridad del personal durante una de las más peligrosas operaciones que se lleven a cabo en un equipo de perforación.

MOTORES DE FONDO DIRECCIONALES Las operaciones de perforación con tubería de revestimiento y motores direccionales en pozos de prueba y en operaciones de campos petroleros identificaron tres limitaciones: geometría de los arreglos de fondo de pozo, desempeño de los motores y prácticas operacionales. En un BHA recuperable para entubación, el motor y la cubierta acodada se encuentran ubicados por encima del ensanchador y la barrena piloto para producir la rotación de ambos. Esta configuración permite la perforación por deslizamiento sin hacer rotar la sarta entera para efectuar las correcciones direccionales. En consecuencia, la geometría del BHA para el control direccional con motores direccionales y tubería de revestimiento difiere de un BHA convencional para columna de perforación.

Ilustración 14. Motor direccional para sarta de perforación

Ilustración 15. Motor direccional para tubería de revestimiento

Además, los sistemas de perforación para perforar pozos direccionales con tubería de revestimiento deben pasar a través de la tubería de revestimiento, de manera que el BHA y el motor PDM son de menor diámetro que el pozo. Esto limita el ángulo de curvatura del motor. El patín de contacto de la cubierta del motor a menudo no toca la pared del pozo. En cambio, se incorpora un estabilizador de pozo piloto por debajo de las aletas del ensanchador para proveer control direccional y garantizar una trayectoria de pozo suave. Los motores y componentes de menor tamaño también aumentan la flexibilidad del BHA, de modo que resulta más difícil mantener el control direccional. El arreglo entero se inclina formando un ángulo más grande en el pozo y tiene tendencia a aumentar el ángulo de inclinación, lo que dificulta aún más la reducción del ángulo del pozo. El agregado de un estabilizador expansible o de un ensanchador con patines de estabilizador no cortantes por encima del motor reduce las tasas de incremento de la rotación y provee la capacidad de reducir el ángulo de inclinación por deslizamiento, pero esto aumenta la complejidad del BHA. Otra ineficacia surge cuando el esfuerzo detorsión del motor PDM alcanza niveles más altos y la presión de circulación aumenta, estirando la sarta de perforación. Dado que la barrena está sobre el fondo y la tubería de revestimiento no puede desplazarse hacia abajo, aumenta tanto el peso sobre la barrena (WOB, por sus siglas en inglés) como el esfuerzo de torsión del motor rotacional requerido, lo que exacerba aún más el incremento de la presión de circulación. Este efecto es cíclico y hace que los motores reduzcan la velocidad y se detengan o se atasquen. El problema se agrava con la tubería de revestimiento, que tiende a alargarse más bajo presión interna que la columna de perforación convencional. Para un incremento de presión interna dado, el WOB adicional para una tubería de

revestimiento de 7 pulgadas es aproximada-mente seis veces mayor que para una sarta de perforación de 3-1/2 pulgadas con el mismo tamaño de motor. En los pozos más profundos y bajo condiciones de alta fricción del pozo, el incremento del peso sobre la barrena puede resultar difícil de detectaren la superﬁcie. Como resultado, es posible que un motor PDM se atasque antes de que los perforadores puedan adoptar medidas correctivas. La consecuencia es que los motores más pequeños y de menor potencia que se requieren para las operaciones de entubación durante la perforación quizás deban funcionar con valores de esfuerzo de torsión y presión sub óptimos para compensar los cambios abruptos producidos en el peso sobre la barrena. El problema principal con los motores de menor tamaño es una relativa falta de potencia, en comparación con las versiones más grandes. La selección del motor más adecuado para ejecutar operaciones de perforación direccional es crucial, particularmente para tuberías de revestimiento de 7 pulgadas y de menor tamaño. Los motores de baja velocidad que proveen mayor par-motor útil (torque) en respuesta al incremento de la presión son más fáciles de operar. Una barrena con estructuras de corte menos agresivas que no realizan incisiones tan profundas dentro de la formación también mejora el desempeño del motor. No obstante, todos estos factores reducen la eﬁciencia de la perforación y las ROPs. Para tuberías de revestimiento de más de 9-5/8 pulgadas, las necesidades de potencia del motor son menos cruciales porque pueden utilizarse motores más grandes que el pozo. En ciertos casos, puede resultar ventajoso utilizar motores diseñados

específicamente

para

perforación

direccional

con

tubería

revestimiento, que proveen alto par-motor a una presión de bombeo relativamente baja.

MÉTODOS DE PERFORACIÓN CON CASING Básicamente existen dos métodos para la perforación con la tubería de revestimiento, el primero consiste de un sistema para llevar a cabo operaciones direccionales con un conjunto de fondo (BHA) recuperable ajustado dentro del “casing”; el segundo consiste de un sistema de rotación del casing desde superficie, al cual se adapta una zapata perforadora y perforable, que permite la cementación inmediata. Sistema Recuperable “Casing Drilling” Con el fin de lograr mayor flexibilidad y para aquellas aplicaciones que requieren control direccional la empresa Tesco Corporation ha desarrollado la tecnología Casing Drilling que consiste en un arreglo de fondo de pozo el cual va ajustado dentro del “casing”, este BHA puede perforar direccionalmente con el “casing” hasta la profundidad programada, para luego ser recuperado por medio de un cable. En el caso de producirse una falla antes de alcanzar la profundidad, este BHA puede ser recuperado lo que facilita el reemplazo de los equipos que fallan.

Ilustración 16. BHA recuperable

Taladro de perforación: el taladro de perforación requerido es convencional eso si el taladro de perforación debe cumplir con el torque-arrastre que exige la aplicación de esta técnica; desde el punto de vista de las herramientas de fondo a utilizar, tales como brocas, motores de fondo, MWD, etc. No hay mayores cambios o requerimientos especiales respecto a los mismos ya que por ejemplo se pueden utilizar las mismas brocas que normalmente se utilizan en la perforación convencional de una zona determinada con la salvedad que deben pasar por el interior del casing con el que se está perforando. En cuanto a motores de fondo y MWD, éstos también deben pasar por el interior del casing que se está utilizando para perforar siendo éste el único requisito. Con respecto al casing, en general tampoco existen cambios relevantes más que la adición de un niple de asiento (CDL) para la herramienta de perforación Drlling Lock Assembly (DLA). De todos modos se debe verificar el estado de tensiones al que está sometido el casing durante la perforación y además asegurar que el mismo conserve sus propiedades al momento de cumplir con el propósito original para el cual fue diseñado. Casing drilling y motores de fondo direccionales (PDM): para las operaciones de Casing Drilling y motores de fondo direccionales, el motor y la cubierta acodada se encuentran ubicados antes del ensanchador, esto produce la rotación del ensanchador y de la broca, lo que permite la perforación por deslizamiento sin hacer rotar la sarta entera para efectuar las correcciones direccionales.

Ilustración 17. Casing Drilling con PDM

En consecuencia la geometría y la rigidez del BHA obligan a la broca a realizar cortes a lo largo de un trayecto circular. En la perforación direccional con tubería de revestimiento, tres puntos determinan la tasa de incremento del ángulo para un motor direccional, el punto inferior sigue siendo la broca, pero el segundo punto no se encuentra ubicado en la cubierta del motor (se debe utilizar un motor más pequeño que el pozo, para pasar a través de la tubería de revestimiento en un arreglo recuperable) ya que a menudo no se pone en contacto con la pared del pozo. En cambio, un estabilizador rotativo no cortante situado por debajo de los patines de las aletas del ensanchador funciona como segundo punto de control. El empleo de un motor PDM direccional demostró que es posible perforar pozos direccionales con tubería de revestimiento, pero la eficiencia de la perforación durante estas pruebas no resultó competitiva ya que al ser de menor tamaño existe una relativa falta de potencia en comparación con las versiones más grandes lo que provoca una reducción en las ratas de penetración ROP’s. Casing drilling y sistemas rotativos direccionales (RSS): las limitaciones del uso del motor de fondo y los beneficios potenciales del empleo de la tecnología rotativa direccional (RSS) se impusieron de manifiesto al perforar con tubería de revestimiento, esta práctica inicialmente se la empleó en el sur de Texas, donde en muchos casos, la perforación rotativa con sistemas rotativos direccionales resultó más eficaz que la utilización de un motor de fondo, incluso en aplicaciones relacionadas con pozos verticales. Las operaciones de perforación con tubería de revestimiento requirieron un arreglo RSS con estabilizadores en tándem en el interior de la tubería de revestimiento para amortiguar las vibraciones asociadas con la perforación y reducir el desgaste y deterioro del DLA. Un lastrabarrena, o un adaptador espaciador, permitieron colocar el ensanchador en la parte externa de la tubería de revestimiento.

Ilustración 18. BHA recuperable con motor RSS

Adquisición de registros en hueco abierto: cuando se utiliza la tecnología Casing Drilling una técnica utilizada para correr registros con cable en agujero abierto para la evaluación de formaciones, consiste en perforar hasta la profundidad total con tubería de revestimiento para luego desenganchar la broca. El paso siguiente implica rectificar hasta la zapata de la tubería de revestimiento intermedia, de manera de poder obtener registros en agujero descubierto a través de la tubería, como si se tratara de una perforación convencional. Luego baja la tubería de revestimiento de producción hasta la profundidad total.

Ilustración 19. Procedimiento para la adquisición de registros

Cementación: la cementación se realiza también en forma no muy distinta a la convencional empleando un dispositivo que permite el alojamiento de los tapones de desplazamiento al igual que en una cementación corriente. Ingeniería de diseño: en cuanto a la ingeniería, diseñar un pozo para aplicar la tecnología Casing Drilling es de alguna manera muy similar a diseñar un pozo convencional. Las consideraciones sobre estabilidad del pozo, control de surgencias, profundidades de asentamiento de los zapatos, el plan direccional y la selección del trépano son tomados de la misma manera que en la perforación convencional.

La diferencia más significativa es que en la perforación con casing, éste puede estar sometido a esfuerzos y tensiones bastante más diferentes que en los usos convencionales. El proceso de diseño de un pozo perforado con casing comienza de la misma manera que para un pozo convencional. Los puntos de asentamientos de los distintos casing se seleccionan basados en la estabilidad y el control de pozo además de los requerimientos de producción. Se diseña el programa direccional del pozo para perforar los objetivos seleccionados y se desarrolla el programa de lodos. Una vez que el proceso del diseño convencional de llevó a cabo, el diseño final deberá adaptarse al proceso de Casing Drilling para lograr los objetivos exitosamente

asegurar

que

tubo

mantenga

sus

propiedades

especificaciones. Sistema Drill Shoe “Drilling with Casing” El sistema Drill Shoe ha sido desarrollado por la empresa Weatherford en lo que ellos denominan Drilling with Casing, este es un simple y efectivo sistema de rotación del casing desde superficie, al cual se adapta una zapata perforadora y perforable, que permite la cementación inmediata, Esta zapata puede luego ser perforada con un BHA convencional lo que permite perforar las siguientes secciones por métodos convencionales, hay que anotar que esta técnica solo es recomendable para secciones verticales y hasta secciones que necesites el mantenimiento de ángulo, pudiendo aplicarse a todos los tamaños de casing. Drilling with Casing al igual que Casing Drilling mitiga los problemas de pérdidas de fluidos debido al efecto “Smear” o efecto de Rozamiento el cual se produce cuando el casing al rotar contra la formación origina una especie de filtro artificial con la plasticidad de los cortes lo que ocasiona finos recortes impidiendo en gran medida que los fluidos penetren en la formación.

Taladro de perforación: El equipo de perforación requerido al igual que en el anterior método es el convencional; desde el punto de vista de las herramientas a utilizar, el uso de la zapata perforadora y perforable es propia de este método. La zapata perforadora y perforable: Es una zapata la cual está adaptada para perforar como si se tratase de una broca, esta zapata perforadora o Drill Shoe (DS) tiene su aparición como un prototipo en el año de 1999, siendo en enero del 2000 cuando se presenta la DS1, pocos meses después en mayo se presenta la DS2, y tres años después en agosto del 2003 se presenta la DS3, cada una con su aplicación particular dependiendo de las formaciones a ser atravesadas. La configuración de las Drill Shoe (DS1 & DS2) está dada por una nariz maquinada en Aluminio “Grado de Aviación”. Partículas redondas de 6mm de TSP (Thermally Stable Polycrystalline Diamond) que son presionadas dentro de agujeros previos en la cara frontal de las aletas. Las aletas son entonces bañadas con Carburo de Tungsteno mediante HVOF (High-Velocity-Oxy-Fuel), este proceso envuelve finas y diminutas partículas de Carburo de Tungsteno las cuales se disparan hacia la herramienta a una velocidad supersónica. Con el impacto, las partículas se adhieren por sí mismas sobre la superficie de la herramienta. El resultado es un sólido y duro escudo, no poroso el cual ofrece una alta fuerza de enlace con el material subyacente. Otro elemento de su configuración es un cuerpo maquinado en una pieza de acero calidad 4145 ASI que contiene la conexión y la zona de protección al calibre con carburo de tungsteno, siendo una excelente herramienta de rimado.

Ilustración 20. Partes del drill shoe

La segunda generación de las Drill Shoe contiene además:  Cortadores de Diamante Térmicamente Estable TSP  Protección de Carburo de Tungsteno en el “Gauge”  Completamente perforable con PDC o Triconicas  Boquillas perforables para alto HSI  Cortadores PDC en el hombro La aparición de la tercera generación de la Drill Shoe se da por la necesidad de perforar con tubería de revestimiento formaciones que presentan mayor presión de sobrecarga en rangos de 7000 a 15000 Psi, a diferencia de las anteriores que son totalmente perforables, la nariz de esta se torna perforable después de un ciclo de simples presiones.

Ilustración 21. Drill Shoe 3

Sistemas de conducción de superficie: Para transmitir el giro del Kelly al casing existe un elemento llamado el wáter bushing, mientras que para transmitir el giro del top drive al casing existen tres elementos entre ellos el spear modificado, el sistema de conducción interna (ICDT) y el tork drive. Water bushing: es un crossover (unión de tubería de diferente diámetro) que une la tubería de perforación a la tubería de revestimiento. Es una herramienta económica pero lenta en la conexión, ideal para utilizar con Kelly.

Ilustración 22. Water Bushing

Spear modificado: esta herramienta se coloca en el interior del casing y es un sistema de cuñas, que se activan mediante rotación y peso, estas se sujetan por la

parte interna del casing y le proporcionan rotación, además cumple también con la función de llenado por lo que se recomienda en todas las operaciones.

Ilustración 23. Spear modificado

Internal casing drive (ICDT): especialmente diseñada para “Drilling with Casing”, es una herramienta de conducción interna que proporciona medios de circulación, y rotación simultáneamente, su operación es idéntica al Spear modificado diferenciándose por tener dos cuñas más, lo que le proporciona más sello y le permite soportar un mayor torque.

Ilustración 24. Internal casing drive

Sistema de “tork drive”: Transmite el giro del top drive al casing, esta tecnología es la nueva generación de herramientas para correr casing y perforar la cual se conecta directamente al top drive y combina equipos convencionales como llaves de presión, elevador principal, elevador de juntas individuales, encuellador, autollenado / herramienta de circulación y compensador de peso.

Ilustración 25. Configuración del tork drive

HIDRÁULICA DE LA PERFORACIÓN CON CASING El papel de la hidráulica en la perforación se relaciona con el transporte de cortes, la estabilidad del pozo y prevención de colapsos de formación, todo esto asociado con una reducción del riesgo de un influjo, la hidráulica en gran parte depende de las boquillas de la broca ya que la capacidad de remoción de los recortes se da en función de la presión a la salida de las boquillas o toberas, además que el fluido de perforación limpia los cortes de la broca, previniendo el embolamiento, refresca y lubrica los cortadores, facilita la labor de los motores y de las turbinas, y también proporciona un medio de comunicación para el MWD y telemetría de lodos, constituyéndose la hidráulica un mecanismo indispensable en la perforación de pozos de petróleo y gas. Al perforar con revestimiento la geometría de la trayectoria del fluido es diferente a la que se tiene en la perforación convencional, por dentro del revestimiento no se tienen restricciones y las pérdidas de presión son muy pocas. Por el contrario, el anular ofrece mayor restricción al flujo y las pérdidas de presión son más altas que las que se dan en anulares convencionales. En este trabajo se presentan los principios de este tipo de perforación partiendo de conceptos básicos de la perforación convencional y teniendo en cuenta dos parámetros importantes en la perforación de pozos estrechos: la rotación de la sarta y la excentricidad de la tubería en el hueco. Modelos para Calcular las Pérdidas de Presión Existen varios modelos para calcular las pérdidas de presión cuando se perfora con revestimiento. Algunos se basan en el análisis hidráulico convencional mientras otros tienen en cuenta efectos adicionales como la excentricidad y la rotación de la tubería.

Modelo de Luo y Peden: Utiliza ecuaciones dimensionales para calcular parámetros como viscosidad aparente, velocidad angular y axial, tasa de flujo y gradiente de presión. Además introduce tres parámetros adimensionales: velocidad de rotación de la tubería, índice de comportamiento de flujo y la relación de diámetros anulares. Estos se usan para calcular el efecto de la rotación sobre las pérdidas de presión en anulares concéntricos. El modelo parte del supuesto de que el revestimiento rota a una velocidad anular mientras que el tubo exterior (pozo) se mantiene estacionario. El fluido se comporta según el modelo ley de potencia y fluye a través del anular por la acción de un gradiente de presión constante Pg en dirección axial. Modelo de Díaz: El autor aproxima el anular como una ranura y crea un modelo que tiene en cuenta el efecto de la rotación de la tubería sobre las pérdidas de presión en el anular, para fluidos que se comportan según la Ley de potencia modificada. Para el desarrollo matemático se asume fluido incomprensible, proceso isotérmico y estado estable. El problema se resuelve al suponer dos placas paralelas separadas por una distancia igual al espacio radial. Se asume un esfuerzo de corte promedio para el área mojada externa e interna del anular y un balance de fuerzas del fluido que pasa a través de la ranura permite determinar dicho esfuerzo

Ilustración 26. Rotación del sistema de coordenadas

El flujo laminar helicoidal se presenta cuando el fluido pasa a través de dos placas paralelas y una de ellas se mueve a una velocidad U. La velocidad media para flujo laminar y turbulento se aproxima a U/2, y la componente de la velocidad tangencial se da por ωr1/ 2. La velocidad media absoluta del fluido V” es el vector resultante ωr1/ 2 y V, donde V se define como la velocidad axial. Para considerar el efecto de la rotación de la sarta sobre las pérdidas de presión anulares se necesita rotar el sistema de coordenadas, tal como lo ilustra la Figura 25. Uno de los ejes se alinea con la dirección de la velocidad media absoluta del fluido, V”.

BENEFICIOS DEL CASING DRILLING  Cuando se utiliza el casing como sarta de perforación, los cortes se pegan a la pared del pozo, creando un efecto de empañamiento (Smear); automáticamente se fortalece el pozo y reduce la pérdida del pozo.  Casing Drilling reduce significativamente la pérdida de fluidos debido al efecto del plastering y mejora la producción del yacimiento.  Ha mejorado el control del pozo y se ha mejorado la circulación continua inclusive cuando se está realizando viajes. Estando constantemente el casing en el fondo del pozo reduce la posibilidad de patadas de pozo creando un entorno más seguro.  El sistema de Casing Drilling (Perforación con casing) incrementa la seguridad, ya que requiere poco personal en la mesa y menos manipulación de tubería. También elimina o minimiza los eventos no programados que conducen a operaciones de pesca, patadas de pozo, desgaste del casing, y desvíos intencionales.  La perforación con casing (Casing Drilling) proporciona mayor resistencia y rigidez en las operaciones de perforación. Se ha demostrado que es capaz de soportar cargas dinámicas en el fondo del pozo.  Elimina los tiempos planos de la curva de avance profundidad vs tiempo, revistiendo el pozo a medida que se construye, eliminando los viajes de maniobra con el BHA convencional.  Usa el Casing como elemento de transporte de las energías hidráulica y mecánica necesarias para producir el corte de la roca de formación.

 Desde el punto de vista de las herramientas de fondo a utilizar, tales como trépanos, motores de fondo, MWD, etc., no hay mayores cambios o requerimientos especiales respecto a los mismos.  La cementación se realiza en forma no muy distinta a la convencional.  Elimina trabajos en alturas, elimina exceso de herramientas en la mesa de trabajo.

BENEFICIOS DEL DRILLING WITH CASING  Al limitar la maniobra de la barra de perforación (surgencia/golpe de presión) y demás peligros vinculados, los problemas del control de pozo se reducen.  Aísla las zonas con gas superficial, agua y formaciones absorbentes.  Mitiga los problemas de inestabilidad del pozo, mediante la perforación y el revestimiento simultáneos.  Disminuye los problemas de perforación vinculados a la exposición del pozo abierto.  Requiere menos personal en el piso de perforación y, por lo tanto, reduce la exposición al riesgo.  Permite que la cementación comience inmediatamente después de alcanzada la profundidad total, dado que la tecnología Drilling with Casing mantiene la tubería de revestimiento sobre o cerca del fondo.  Mejora la calidad e integridad de la cementación, ya que la tecnología DwC posibilita la circulación continua (no interrumpida por maniobras) hasta que comienza la cementación.  Por el orificio de medición de nivel de alta calidad y próximo, optimiza el volumen y adherencia del cemento, y, de este modo, ayuda a evitar la canalización.  Reduce los tiempos improductivos en la curva de perforación, y minimiza los contratiempos dentro del pozo (combatiendo la pérdida de circulación y la inestabilidad del hoyo).

 Acelera los programas de perforación (generalmente en un 30 por ciento o más), al reducir los contratiempos dentro del pozo y minimizar la maniobra de la barra de perforación, el wireline (cable de perfilaje) y las horas de circulación asociadas.  Brinda una limpieza superior del pozo con circulación casi continua (no interrumpida por maniobras), una geometría anular de diámetro único, y velocidades anulares más elevadas.  Disminuye el torque, los problemas de arrastre y limpieza del hoyo, y mejora la calidad del pozo. Evita la formación de ojos de llave en la barra de perforación y otros incidentes de tuberías atascadas, y proporciona una sarta de perforación más rígida.  Crea un pozo menos tortuoso y más concéntrico, y mejora la calidad potencial del cemento.  Reduce la exposición del pozo a los daños de formación y terminación.  Asiste en la corrida de sartas de tuberías de revestimiento y liners hacia el fondo del pozo, en condiciones de pozo complejas.

PERFORACIÓN CON COILED TUBING (COILED TUBING DRILLING) Desde su aplicación inicial en los años ’60, el uso de coiled tubing se ha incrementado el punto que, en la actualidad, hay 750 unidades diseminados en todo el mundo, donde el 50% de ellos está siendo empleado en Norteamérica. La perforación con coiled tubing se ha incrementado notablemente en los años ’90; a lo largo de 1999, alrededor de 1.200 pozos fueron perforados utilizando este material. Las unidades de coiled tubing han sido empleadas inicialmente en Alaska, Omán, Canadá, mar del norte y Venezuela pero la perforación de pozos usando este material va en aumento en la medida que avanza la tecnología. La snubbing unit es una máquina hidráulica que, reemplazando o superpuesta a una convencional, permite efectuar trabajos bajo presión, o sea sin necesidad de circular y/o ahogar al pozo para controlarlo. Esta condición de trabajo, que además de reducir tiempo de operación y costos ayuda a conservar intactas las cualidades de la capa a intervenir, consiste en la extracción o corrida de tubería mediante un sistema de gatos hidráulicos que mueven alternativamente dos mesas de trabajo en las que están ubicados juegos de cuñas accionados de manera hidráulica o neumática, que retienen o soportan la columna de tubos según sea necesario. Este sistema mecánico de manejo de tubería está complementado con un arreglo de cuatro válvulas de control de pozos, también accionadas de manera hidráulica, que funcionan alternativamente con la ayuda de un compensador de presiones, lo que posibilita la extracción o bajada de la tubería bajo presión.

Coiled Tubing: Definición El Coiled Tubing usualmente se define como una cadena continua de tubería de diámetro pequeño, que conecta una serie de equipos en superficie y asocia trabajos de perforación, reparación, completación y reacondicionamiento de hoyo, pudiéndose usar tanto en ambientes terrestres como marinos. Esta tubería generalmente es construida de una aleación especial de carbón – acero, lo que permite se le maneje como a las tuberías PVC (Cloruro de Polivinilo) que poseen características de flexibilidad, antioxidación, resistencia al fuego en algunos casos, entre otras.

Ilustración 27. Coiled Tubing

Las características físicas del Coiled Tubing (CT) son las mismas a las de tubería convencional de diámetro similar, con la ventaja de que no es necesario estibarla tramo por tramo para bajarla o retirarla del pozo, ya que se le desenrolla o enrolla en un carrete accionado mecánicamente como si fuera una manguera, permitiendo así un mejor y más rápido almacenamiento y transporte.

Por ser una tubería rígida flexible puede ser introducida en el pozo con mucha más facilidad desde la superficie, esta característica la hace atractiva para ser utilizada en los pozos muy desviados y horizontales. Historia del Coiled Tubing La irrupción de la tubería enrollada a la industria petrolera se presentó al inicio de la década de los 60, como una herramienta en el proceso de mantenimiento y reparación de los pozos. Mientras los trabajos en pozos y la utilización en reparaciones todavía cubren el 75% de los usos de la CT, los avances técnicos han incrementado la utilización de la CT tanto en las operaciones de perforación como de completamiento. La capacidad de efectuar trabajos de reparación en pozos activos fue la clave para impulsar el desarrollo de la CT. Para alcanzar este logro, se han debido superar tres desafíos técnicos:  Un ducto continuo capaz de ser introducido en el pozo (sarta de tubería enrollada).  Un método para correr y retirar la sarta de CT dentro y fuera del pozo mientras se encuentre a presión (cabezal de inyección).  Un dispositivo capaz de suministrar un sello dinámico alrededor de la sarta de tubería (dispositivo stripper o de empaquetamiento).

Ventajas del Coiled Tubing Mientras la ventaja inicial del desarrollo de la tubería continua enrollada era poder trabajar en pozos en producción activos, la rapidez y la economía se han convertido en el principal beneficio en la utilización de la tubería enrollada, así como los espacios reducidos y tiempos de operación más cortos en las

operaciones de perforación y reparaciones. Algunas de las ventajas clave asociadas con la utilización de la tecnología CT son las siguientes:  Seguridad y efectividad para intervenir en pozos activos.  Rapidez en la movilización y montaje de los equipos.  Posibilidad de mantener el pozo circulando mientras se introduce y extrae la tubería.  Disminución de los tiempos de viaje, lo que significa una menor pérdida de producción.  Reducción en el número de operarios requeridos.  Los costos pueden ser significativamente reducidos.

La tubería enrollada se puede también utilizar para colocar conductores eléctricos e hidráulicos internos permitiendo las comunicaciones y el establecimiento de funciones de energía entre los elementos de fondo de pozo (BHP) y la superficie. Adicionalmente, las sartas modernas de CT suministran rigidez y resistencia suficiente para ser empujadas o retiradas a lo largo de pozos altamente desviados u horizontales, lo que sería imposible lograr con unidades convencionales de cable, o serían prohibitivas, por el costo, con tubería de uniones roscadas. Utilización del Coiled Tubing en Campo El uso de la CT (Coiled Tubing) continúa en crecimiento más allá de su empleo en la típica limpieza y la estimulación con ácido. Este crecimiento puede atribuirse a una multitud de factores, incluyendo los avances en la tecnología y materiales de la CT (Coiled Tubing), así como al énfasis cada vez mayor en pozos con secciones horizontales o altamente desviadas. La relación de los usos de la CT

(que aparece a continuación) se suministra como un “desafío al pensamiento” para crear operaciones adicionales, en las cuales la CT (Coiled Tubing) pueda ser benéfica para los futuros trabajos de campo. Utilizaciones avanzadas:  Perforación con tubería enrollada (CT).  Fracturamiento.  Operaciones submarinas.  Pozos profundos.  Oleoductos, gasoductos, líneas de flujo. Utilizaciones rutinarias:  Descarga de pozos.  Limpieza.  Acidificaciones o Estimulaciones.  Sartas de velocidad.  Operaciones de pesca.  Desplazamiento de herramientas.  Registro de pozos (en tiempo real o con memorias).  Asentamiento o recuperación de tapones.

USOS DE COILED TUBING EN PERFORACIÓN La tubería enrollada para perforación (CTD) ha sido utilizada comercialmente por varios años y puede suministrar beneficios económicos significativos cuando se utiliza en las condiciones de campo apropiadas. En general, la CTD (Coiled Tubing Drilling) puede dividirse en dos categorías principales, a saber en pozos direccionales y no direccionales. Los pozos no direccionales utilizan un conjunto de perforación bastante convencional en combinación con un motor de fondo de pozo. La perforación direccional requiere el uso de dispositivos de orientación para dirigir la trayectoria del pozo, según el plan programado. La perforación con Coiled Tubing (Coiled Tubing Drilling) puede segmentarse además en utilización en perforación sobre balanceada y sub balanceada. El diseño y selección de las brocas CTD sigue la misma teoría que se utiliza en la perforación rotatoria convencional. Sin embargo, la CTD (Coiled Tubing Drilling) generalmente utiliza velocidades en la broca más altas y un menor peso sobre la broca como resultado de las diferencias estructurales en CT vs tubería enroscada. Pozos no Direccionales - Verticales Los pozos no direccionales representan la utilización más alta de CTD. Estos son definidos como pozos que carecen de herramientas de fondo para controlar la dirección, la inclinación y el azimut. La mayoría de los trabajos de CTD efectuados hasta el momento involucran pozos de gas poco profundos en Canadá, pero también se ha utilizado en pozos de inyección de agua poco profundos y en operaciones de “terminado”. Una ventaja principal que suministra la utilización de la CTD es la rapidez en la operación de montaje y desmontaje y la tasa de perforación continua (sin demoras en agregar las tuberías enroscadas).

La mayoría de los trabajos de CTD han sido efectuados en tamaños de hueco menores a siete pulgadas, pero se han perforado con éxito pozos de hasta de 13 3/4 de pulgada. Lo mismo que en la perforación convencional, las botellas de perforación (drill collars) pueden ser utilizadas en pozos de ángulos reducidos para controlar la formación de la inclinación y aplicar el peso sobre la broca en la utilización con CTD.

Ilustración 28. BHA para pozos verticales

Pozos Direccionales En este tipo de aplicación de la perforación con Coiled Tubing se usa un dispositivo de orientación en el ensamble de fondo de pozo (BHA) para controlar la trayectoria como se desea. La aplicación de perforación con Coiled Tubing puede incluir pozos nuevos, extensiones, desviaciones a través de completamientos existentes, pozos horizontales de drenaje y otras desviaciones en donde los dispositivos de completamiento son halados. Sin embargo, el uso principal de la

CTD (Perforación con Coiled Tubing) para pozos direccionales es la perforación direccional dentro de nuevos yacimientos objetivo, desde huecos ya existentes. La perforación direccional con Coiled Tubing tiene diferencias fundamentales comparadas con las técnicas de perforación rotatoria convencional. Una de estas diferencias básicas es la necesidad de un dispositivo de orientación para controlar la trayectoria del pozo, ya que la tubería no puede rotar. Los dispositivos de orientación controlan la dirección del hueco girando un codo desviado en una orientación particular (en la pared del pozo) o controlando la carga lateral en la broca para empujar el conjunto en esa dirección en particular. Este control sobre el BHA suministra el control dimensional para la utilización de Coiled Tubing Drilling. Telemetría con fluidos (MWD): Conjunto de herramientas de dirección accionadas por pulsos a través del lodo. Estas herramientas transmiten los datos a la superficie generando pulsos de presión en el lodo.

Ilustración 29. BHA direccional telemetría de fluidos

 No requiere el uso de cables.  Se requiere circulación en la sarta para poder transmitir datos.  Requiere buen estado de las bombas de superficie.  Solo fluidos de una sola fase (líquidos).

 Orientación lenta y produce desvío o tortuosidad

en el hoyo.

Telemetría con cables (LWD): Conjunto de herramientas de orientación eléctricas que se utilizan conjuntamente con un cable la CT para transmitir la información a la superficie.

Ilustración 30. BHA direccional telemetría con cables

Hidráulica y Fluidos del Pozo Existen algunos parámetros de diseño clave de los fluidos, que se deben considerar en la utilización de CT en contraste con la perforación tradicional rotatoria. Por ejemplo, todas las operaciones de CT requieren que los fluidos viajen a través de toda la sarta de tubería independientemente de la profundidad real de la perforación. Adicionalmente, las pérdidas depresión por fricción en el CT en el carretel son considerablemente mayores que en la tubería recta. Por lo tanto, para un comportamiento hidráulico óptimo, el fluido de perforación se debe comportar como un fluido de baja viscosidad mientras permanezca en el interior de la tubería y como un fluido de alta viscosidad en el espacio anular (para la remoción efectiva de los cortes). Otra diferencia clave asociada con la CTD (Perforación con Coiled Tubing) es la ausencia de rotación en la tubería mientras se está perforando. La tubería con

rosca se rota durante las operaciones de perforación convencional y este movimiento ayuda a mantener los cortes de la perforación en suspensión dentro del fluido de perforación, en forma que permita ser levantado hasta la superficie. Puesto que la tubería no rota cuando se está utilizando CTD, la limpieza del hueco puede ser más complicada en pozos con desviación alta u horizontal. Este efecto se supera parcialmente con el tamaño de los cortes producidos con CTD (RPM más altas, menor peso sobre la broca). Adicionalmente, se han desarrollado fluidos especiales pseudo elásticos para la CTD, que varían la reología según la tasa de corte local, por ejemplo, se hace más viscoso en el espacio anular (tasa más baja) para mejorar la suspensión de los cortes. Perforación con Coiled Tubing sobre Balanceada Tal como en las operaciones de perforación convencional de pozos, el fluido de perforación se utiliza para controlar la presión en el subsuelo y los sistemas de fluido de perforación CTD son generalmente versiones reducidas de los sistemas convencionales. Se utilizan los principios convencionales de control de pozos con la excepción de que la sarta de CT limita la tasa de flujo, y las pérdidas por fricción varían con relación a la tubería adentro y afuera del carrete La perforación bajo balance, puede prevenir durante la perforación la presencia de capas de interés y evitar el daño del reservorio. También puede incrementar el ritmo de de penetración del trépano durante la perforación. Ventajas:  Reduce daños a la formación.  Incrementa la tasa de penetración.  No existe el pegue diferencial.  Operación continua y constante.

 Operación rápida en fluidos de dos fases. Desventajas:  Selección de candidatos.  Estabilidad del hoyo.  Incremento en costo. Perforación con Coiled Tubing sub Balanceada Hasta la fecha, la mayoría de la actividad CTD ha sido en operaciones de reentrada, pero también se pueden beneficiar nuevos pozos con este enfoque, que es ideal para usos en perforación sub balanceada debido a su inherente sistema de control del pozo. Adicionalmente, el “terminado” sub balanceado es una variación de la perforación sub balanceada, usado en forma amplia en Canadá, y que está ganando aceptación en otras áreas. Para operaciones determinado, se utiliza un taladro convencional para perforar hasta el tope del yacimiento y se corre la tubería de revestimiento. Desde ese punto, se utiliza la CTD para perforar dentro del yacimiento con técnicas de perforación sub balanceada. Esta técnica trata de nivelar las resistencias respectivas de los dos enfoques de perforación. La perforación convencional puede ser más rápida (menos costosa) en diámetros mayores, intervalos no productores en la perforación en la parte superior del pozo, mientras que la perforación sub balanceada CTD es más rápida (menos costosa) en los intervalos productores. La CTD está mejor preparada también para el manejo de la presión y los hidrocarburos producidos por el intervalo productor.

BENEFICIOS DE LA PERFORACION CON COILED TUBING  No es necesario que el personal esté en boca de pozo durante la operación.  Se reduce o desaparece el riesgo de daño cerca del wellbore al permitir que el pozo circule mientras se está perforando.  Disminuye considerablemente la pérdida de circulación y los problemas ocasionados por aprisionamiento con depletamiento de los reservorios cuya producción está en un proceso de disminución.  Los costos de perforación disminuyen a mayores caudales de penetración, pro longa la vida del trépano, reduce los problemas relacionados con la perforación y los costos de los lodos de perforación cuando se lo compara con la perforación convencional.  Se reduce o elimina la necesidad de deposición de los fluidos de perforación.  Optimiza la perforación en desbalance al no ser necesario realizar conexiones.  Este sistema logra alcanzar grandes profundidades y tiempos mayores de operación, ya que permite perforar en continuo.  Elimina tiempos de armado y desarmando de sondeo.  Trabajos sin necesidad de ahogo del pozo, con permanente control de surgencia.  Reduce los tiempos de subida y bajada de herramienta.

 Reduce el ROP al no poder rotar.  Versatilidad para una amplia gama de trabajos.  Rapidez operativa y de movilización.

CONCLUSIONES

 La utilización de casing para la perforación constituye una tecnología incipiente que permite bajar los costos de construcción de pozos, mejorar la eficiencia operacional y la seguridad, así como minimizar el impacto ambiental.  La tecnología Casing Drilling hasta la actualidad es la única tecnología capaz de perforar un pozo direccional y entubarlo al mismo tiempo ya que su BHA recuperable le permite geo-dirigir el pozo en la trayectoria determinada.  La tecnología Casing Drilling reduce significativamente la pérdida de fluidos debido al efecto del plastering (Smear) y mejora la producción del yacimiento.  La mayor parte de la perforación con casing se centra principalmente en la perforación de pozos verticales, pero el interés en los pozos direccionales aumenta a medida que los beneficios de la perforación con casing en agujeros verticales son demostrados.  Las operaciones de perforación con casing (Drilling with Casing) y motores direccionales en pozos de prueba y en operaciones de campos petroleros identiﬁcan tres limitaciones: geometría de los arreglos de fondo de pozo, desempeño de los motores y prácticas operacionales.  Combinado con el uso del top drive, el Casing Drive System provee la capacidad de enroscar las conexiones y darles el torque adecuado, también permite circular al mismo tiempo que se rota el casing.

 En cuanto a la ingeniería, diseñar un pozo para aplicar la tecnología de Casing Drilling es de alguna manera muy similar a diseñar un pozo convencional.

Las

consideraciones

sobre

estabilidad

del

pozo,

profundidades de asentamiento de los pozos, programa de fluidos de perforación, plan direccional y la selección de la broca son tomadas de la misma manera que en la perforación convencional.  Existen dos métodos para la perforación con la tubería de revestimiento, el primero consiste de un sistema para llevar a cabo operaciones direccionales con un conjunto de fondo (BHA) recuperable ajustado dentro del “casing”; el segundo consiste de un sistema de rotación del casing desde superficie, al cual se adapta una zapata perforadora y perforable, que permite la cementación inmediata.  La tecnología Drilling with Casing es un sistema el cual incorpora una zapata perforadora o Drill Shoe siendo efectivo para pozos verticales se deba mantener una tangente siempre que la presión de sobrecarga de las formaciones a ser atravesadas no sea mayor a 15000 psi.  La perforación con casing es sin duda la próxima etapa

en la evolución

tecnología de la perforación de pozos de petróleo y gas. El desarrollo y aplicación de esta tecnología en países de Latinoamérica dependerá del compromiso de investigación de las compañías de petróleo.

CIBERGRAFIA

 http://www.oilproduction.net/casing_drilling.html  http://es.scribd.com/doc/49578594/Coiled-Tubing  http://es.scribd.com/doc/47891323/PERFORACION-CON-COILED-TUBING  http://es.scribd.com/doc/42471908/Coiled-Tubing-Drilling  http://es.scribd.com/doc/78111855/Casing-Drilling-Tenaris  http://www.weatherford.com/weatherford/groups/web/documents/weatherfor dcorp/WFT086299.pdf  http://www.oilproduction.net/files/casing_drilling/Tesco_213_30000e%20Ca sing%20Drilling.pdf  http://www.slb.com/~/media/Files/resources/oilfield_review/spanish05/aut05/ 04_casing_drilling.pdf  http://es.scribd.com/doc/27493105/Avances-de-la-Perforacion-conTuberias-de-Revestimiento