LWD (Tecnologia de adquisicion de registros durante la perforacion):

La eficiencia en la perforación, el manejo del riesgo y la exacta colocación del pozo son las claves para disminuir los costos de exploración y desarrollo. La avanzada tecnología actual de adquisición de registros durante la perforación (LWD, por sus siglas en Inglés) proporciona mediciones e imágenes en tiempo real destinadas a evitar problemas de perforación, mediante la actualización de los modelos utilizados para alcanzar los yacimientos y mantenerse dentro de los mismos. Ejemplos de campo demuestran cómo las mediciones de LWD, tales como la inclinación de la barrena, la presión anular y el registro de densidad–neutrón azimutal reducen los costos de Exploracion y Produccion y mejoran los niveles de éxito de los pozos horizontales y de alcance extendido.

Las primeras herramientas introducidas a finales de la década de 1980, proporcionaban mediciones direccionales y registros para una evaluación básica de la formación y servían como registros de respaldo en pozos desviados y verticales. En esa época, las aplicaciones primarias eran las correlaciones estratigráficas y estructurales entre pozos cercanos y la evaluación básica de la formación. La adquisición de registros durante la perforación aseguraba la obtención de datos básicos necesarios para determinar la productividad y comerciabilidad del pozo, asi como también mitigar el riesgo en la perforación.

La segunda fase de desarrollo de las técnicas LWD , ocurrida a mediados de 1990, introdujo mediciones acimutales, imágenes del hueco, motores direccionales instrumentados y programas de simulación para lograr una colocación exacta del pozo mediante la geonavegacion. En un principio el direecionamiento en tiempo real utilizaba la velocidad de penetración (ROP) y posteriormente la resistividad para detectar los bordes de las capas de arenas y lutitas.

Actualmente los ingenieros de perforación utilizan medidas acimutales obtenidas en tiempo real que incluyen imágenes del hueco, buzamiento, y densidad de la formación, para encontrar el yacimiento y permanecer en la zona de interés del mismo. Estos avances han resultado en un porcentaje mayor de pozos exitosos, en particular pozos con desviación muy marcada, de alcance extendido y horizontales.

La eficiencia de la perforación, el manejo adecuado de riesgo y la colocación exacta del pozo son los puntos clave para disminuir los costos de exploración y desarrollo. La eficiencia de la perforación significa minimizar el tiempo perdido o improductivo al evitar problemas como las fallas en la columna de perforación, atascamientos y perdidas o entradas de fluidos; asi como también manejas los riesgos inherentes al proceso de la perforación, tal como la inestabilidad del hueco. Se utilizan modelos mecánicos terrestres para integrar todos los datos disponibles.

Los registros para perforar proporcionan los datos necesarios para definir el ambiente geológico y el proceso de perforación, así como también la información en tiempo real esencial para confirmar o actualizar, durante la perforación las predicciones de los modelos MEM. Las inconsistencias entre la predicción y la realidad indican la necesidad de tomar medidas preventivas o correctivas.

La colocación exacta del pozo significa dirigir los pozos a una posición optima dentro del yacimiento para maximizar la producción. Los datos acimutales y de inclinación en las cercanías de la barrena, especialmente las imágenes del hueco, ofrecen los mejores medios para alcanzar el objetivo deseado con menos correcciones, menor tortuosidad y una mayor parte del agujero dentro del yacimiento. En resumen, una colocación de pozos optima conduce a una perforación mas exacta, eficiente, segura y aun mayor numero de pozos productivos, los que genera importantes ahorros en costos.

Los productos de LWD en tiempo real hoy en día incluyen registros optimizados de resistividad, porosidad, tiempo de transito acústico, imágenes del hueco, buzamientos, presión anular, perdidas de fluidos y datos relativos a la integridad de la formación.

Las herramientas LWD, en forma general están compuestas básicamente por:a) Sección se sensores: toma los registros.b) Sección de Interfaces (modelo de control): codifica los registro y manda a la sección de transmisiónc) Sección de Transmisión: envía los datos a superficie.d) Equipo de superficie: se interpretan los datos y leen en software a tiempo real.

MWD (Measurement while drilling): es una medida tomada de la inclinación de la vertical del pozo y la dirección magnética del norte. Usando trigonometría básica puede crearse un plano de la trayectoria del pozo.

Un operador MWD mide la trayectoria del hoyo mientras esta siendo perforado (por ejemplo, actualizaciones de datos llegan y son procesados cada pocos segundos o aun mas rápido). Esta información es usada para perforar un una dirección pre-planeada en la formación que contiene aceite, gas, agua o condensado. Mediciones adicionales pueden ser tomadas de emisiones de rayos gamma provenientes de la roca, que ayudan a determinar el tipo de formación rocosa que esta siendo perforada que a su vez ayudan a confirmar la locación en tiempo real del pozo en relación con la presencia de diferentes tipos de formaciones conocidas (mediante la comparación de datos sísmicos existentes).

Densidad, porosidad, presiones de los fluidos de la roca y otros datos son tomados, algunos usando fuentes radioactivas, algunos usando sonidos, electricidad, etc., que

después pueden ser usados para calcular que tan libremente el aceite y otros fluidos pueden fluir a travez de la formación, asi como el volumen de hidrocarburos presentes en la roca y, con algunos otros datos, el valor del reservorio y las reservas del reservorio.

Los datos direccionales son tomados por tres acelerómetros montados ortogonalmente para medir la inclinación y tres magnetómetros montados ortogonalmente que miden la dirección (azimuth). Estos sensores asi como cualquier otro sensor que mide la densidad, porosidad, presión o cualquier otro dato de la formación rocosa, están conectados, física y digitalmente a una unidad lógica que convierte esta información en dígitos binarios que son transmitidos a la superficie utilizando “mud pulse telemetry” (un sistema de transmisión de códigos binarios utilizado con fluidos).

Tipos de información transmitida

-Información Direccional: utilizan acelerómetros y magnetómetros para medir la inclinación y acimut del pozo en la locación, después transmiten dicha información a la superficie. Con una serie de estudios, medidas de inclinación, acimut, y cara de la herramienta (tool face), a intervalos apropiados la locación del pozo puede ser calculada.

-Información mecánica de formación: Velocidad rotacional de la sarta de perforación, suavidad de dicha rotación, tipo y severidad de cualquier vibración en el fondo del pozo, temperatura del fondo del pozo, torque y peso de la barrena, medidos cerca de la broca, volumen de flujo del lodo.

Propiedades de la formación: densidad, porosidad, resistividad, presión de la formación, etc.

Asentamiento de Tuberías de Revestimiento

RECOPILACIÓN DE INFORMACIÓN Y GRAFICACIÓN DE PARÁMETROS

Para la planeación del asentamiento de TR’s es necesario considerar la siguiente información:

Diámetro de la T.R. de producción o del agujero en la última etapa.

Trayectoria programada.

Columna geológica programada

Sección estructural

Presión de poro y de fractura.

Márgenes de viaje empleados durante el movimiento de tuberías

Margen del fluido de perforación para control de posible brotes.

Densidades del fluido de control

Con esta información disponible, se procede a generar un gráfico de gradientes de densidad equivalente de la presión de poro y de fractura. A los valores de la presión de poro y fractura se les deberá afectar por un margen de control que considere los efectos de viaje de la tubería (pintoneo y succión) y la posible ocurrencia de un brote.

MÁRGENES DE CONTROL SOBRE LA PRESIÓN DE PORO (MPP)

Durante el movimiento de tuberías se producen cambios en la presión de fondo que pueden ocasionar flujo de fluidos de la formación al pozo (brote), si no se consideran estos efectos durante los viajes. Lo anterior hace necesario tomar en cuenta un margen de control para el diseño del asentamiento de las tuberías de revestimiento cuando se analizan por efecto de la densidad fluido de control.

El margen de control sobre la presión de poro estará conformado por la suma del margen de viaje y un factor de seguridad.

Para estos márgenes es necesario realizar cálculos de las presiones de empuje y succión en pozos de correlación o suponiendo una geometría conocida del pozo a perforar. Esto se debe realizar a diferentes profundidades, en función de las propiedades del fluido de control, la geometría del pozo y a diferentes velocidades de viaje de la sarta de perforación en condiciones críticas y/o diferentes velocidades de introducción de las tuberías de revestimiento.

MARGEN DE CONTROL SOBRE LA PRESIÓN DE FRACTURA (MPF)

Así mismo, se debe utilizar un margen de fractura por efecto de empuje durante la introducción de tuberías o en el caso del control de un brote, por lo que se debe reducir al gradiente de fractura pronosticado en el rango del margen de viaje (0.024 a 0.060 gr/cc).

Este valor puede ser obtenido para cada área en particular de pozos de correlación donde se hayan realizado operaciones de control de brotes, es decir, la densidad del fluido para controlar el brote menos la densidad del fluido de perforación antes de que ocurriera el brote. El valor recomendado es de 0.030 gr/cc.

ASENTAMIENTO DE LA TUBERÍA DE EXPLOTACIÓN

Aunque generalmente una tubería de explotación hasta la profundidad total programada, se debe considerar que la premisa es asentarla a la profundidad donde se

permita la explotación de los intervalos definidos. Por tanto en la graficación de los parámetros se deberá señalas la profundidad de los objetivos y la profundidad total programada.

Puede existir el requerimiento de explotar o probar varios objetivos a diferentes profundidades, pero se deberá solicitar la jerarquización de los mismos, para establecer un solo, como objetivo principal; y para el cual la geometría programada del pozo deberá priorizar los asentamientos de las tuberías de revestimiento.

Existen principalmente tres posibilidades para el asentamiento de tuberías de explotación, de acuerdo a los objetivos del pozo:

Pozos con objetivo jurásico (mesozoico)

Pozos con objetivo cretácico (mesozoico)

Pozos con objetivo terciario

El proceso tradicional se realiza partiendo del fondo del pozo hacia la parte superior, pero dependiendo de las características del caso en diseño, este proceso puede invertirse y realizarlo desde la parte superficial hacia el fondo del pozo.

Después de definir el asentamiento de las TRs de explotación el siguiente paso es decidir la longitud de agujero descubierto que el pozo puede tolerar antes del asentamiento de la tubería intermedia.

Generalmente se considera que los gradientes de poro y fractura definen la ventana operativa para la perforación sobre balance, y por ende determinan la máxima longitud del agujero descubierto

De tal forma que para seleccionar la profundidad de la TR intermedia se procede de la siguiente forma:

Se grafica la presión de formación más su margen de control, y la presión de fractura, menos su margen respectivo, (todos expresados en gradiente de densidad de lodo equivalente) contra la profundidad.

A partir del máximo valor de densidad a utilizar en el fondo del pozo, que debe ser mayor al gradiente de presión de poro y menor que el gradiente de fractura sobre la sección de agujero descubierto, se proyecta una línea vertical hasta interceptar la curva del gradiente de fractura afectado por su margen de seguridad. La profundidad de esta intersección definirá el asentamiento de la tubería intermedia más profunda.

ASENTAMIENTO DE TUBERÍA SUPERFICIAL

Para este caso es necesario considerar el concepto de la tolerancia al brote, en el cual se compara la curva del gradiente de presión de fractura con la presión generada en el pozo durante el control de un brote.

En este caso el objetivo es seleccionar la profundidad de asentamiento que evite un brote subterráneo, por lo cual es necesario determinar una profundidad a la cual la formación tenga la capacidad suficiente para soportar las presiones impuestas por un brote. La metodología propuesta es la siguiente:

a. Suponer una profundidad de asentamiento (Di).

b. Con esta profundidad calcular la presión, expresada en gradiente, impuesta por un brote (Eb, efecto de brote, en (gr/cc)), por medio de la siguiente ecuación:

La profundidad que cumpla con estos requerimientos será la profundidad mínima a la cual podrá asentarse la TR superficial.

Ventana Operacional

Los problemas de estabilidad de hoyo tienen lugar cuando los esfuerzos en las cercanías del hoyo exceden la resistencia de la roca. Para prevenir este problema, deber existir y mantenerse un balance entre los esfuerzos y la resistencia de la roca durante la perforación del hoyo.

La columna de material rocoso y fluido extraída durante la perforación no solo induce nuevos esfuerzos, sino también, modifica las presiones del hoyo.

La manera de mantener el balance entre esfuerzos, resistencia de la roca ya perforada y presiones del hoyo es a través de un control de la composición y peso del fluido de perforación, es decir, un programa de lodos en el cual se tome en cuenta los estados de esfuerzos presentes en el hoyo sin que el fluido de perforación reaccione químicamente con las rocas que lo conforman.

Una ventana de presiones de lodo o ventana operacional de perforación establece, a partir de evaluaciones y análisis geomecanicos del campo, un determinado rango de densidades para la columna de lodo que permita mantener la estabilidad del hoyo.

La ventana operacional de perforación se construye considerando el producto de la combinación de los gradientes de ovalizacion y fractura y un factor de seguridad, como

datos claves para prevenir la iniciación de las fallas de corte y de fractura, durante las actividades de perforación

El peso del fluido de perforación esta limitado por dos fronteras:

Frontera Superior: Es la presión que causa la falla de tensión que origina la perdida de fluido de perforación. La frontera es estimada desde el campo de esfuerzos en sitio, representado por un gradiente de fractura o presión máxima determinada. La máxima densidad del lodo es la que cubre una presión de poro que supera la suma de las resistencias a la tracción de la formación y el esfuerzo tangencial en la paredes del pozo.

Frontera Inferior: Es la presión requerida para proveer el esfuerzo de confinamiento, el cual es removido durante la perforación. El esfuerzo de confinamiento promueve la creación de una zona plástica y previene la falla de corte. La frontera es estimada desde el campo de esfuerzos en sitio. La presión mínima de lodo es la que crea un gradiente de presión de ovalizacion por ruptura de la pared del pozo, determinado a partir de la presión de poro, esfuerzos horizontales , tensionales y el modulo de Poisson.

Un esquema de gradientes de ovalizacion por ruptura de la pared del pozo y fracturamiento muestra la densidad estática equivalente ESD y la densidad de circulación equivalente ECD, la cual incluye efectos dinámicos. La ESD es mayor que la densidad del lodo debido a la presencia de ripios y la compresibilidad del lodo. El esquema indica el tipo de falla posible dentro de cada régimen de esfuerzo. La estabilidad del pozo se consigue cuando la ESD y la EDC se mantienen dentro de la ventana segura. Para las densidades de lodo inferiores, menores que la ESD mínima, la formación puede ovalizarse en el pozo generando una falla por esfuerzo de corte. En cambio, para las densidades de lodo superiores, mayores a la ECD, podrían alcanzar el esfuerzo mínimo horizontal, generando daño por tracción en la formación.

Si la densidad de lodo esta por debajo de la presión de poro o por encima de la presión de fractura, el pozo puede colapsarse o la formación puede fracturarse respectivamente, los cuales constituyen condiciones severas de perdida de control de pozo.

Cuando se incrementa la densidad del lodo se observa una disminución del esfuerzo tangencial y un incremento del esfuerzo radial. En el caso que se incremente excesivamente la densidad del lodo, ocurre que la diferencia entre los esfuerzo tangencial y radial sea mayor que la original. Asi, el esfuerzo tangencial cambia de sentido y una vez superado el valor de la resistencia a la tensión de la roca, comienzan a generarse fracturas en la formación que a la larga crea la condición de inestabilidad del hoyo.

Las fallas por tensión que ocurren en la pared del hoyo son clasificadas en términos de los esfuerzos principales definidos dentro de un sistema de coordenadas cilíndricas:

Por el contrario, una disminución del peso del lodo conduce a una disminución del esfuerzo radial, a su vez, un aumento del esfuerzo tangencial. De igual forma, una disminución excesiva del peso del lodo puede originar esfuerzos compresivos tan altos que pueden inducir fallas por corte en las paredes del hoyo.

Las fallas de corte que ocurren en la pared del hoyo, producto de una concentración de esfuerzos inducidos debido a la anisotropía en el plano perpendicular del hoyo, son clasificadas en cuatro modos en términos de los esfuerzos principales definidos dentro de un sistema de coordenadas cilíndricas:

Los breakouts son ovalizaciones causadas por fallas de corte y ocurren cuando la presión de lodo no es lo suficientemente alta. Mientras que los tipos helicoidal y elongado son ovalizaciones causadas por fallas de corte, debido a una presión de lodo excesivamente alta.

Densidad Equivalente: La densidad efectiva ejercida por un fluido en circulación contra la formación que tiene en cuenta la caída de presión en el espacio anular arriba del punto en consideración. La ECD se calcula como: d + P/0,052*D, donde d es el peso del lodo (ppg), P es la caída de presión en el espacio anular entre la profundidad D y la superficie (psi) y D es la profundidad vertical verdadera (pies). La ECD es un parámetro importante para evitar golpes de presión y pérdidas, en particular en pozos que tienen una ventana estrecha entre el gradiente de fractura y el gradiente de presión de poro.

Selección de Tuberías de Revestimiento

En la construcción y durante la vida útil de un pozo petrolero, las tuberías de revestimiento son preponderantes para lograr el objetivo del pozo.

Es de suma importancia la selección apropiada de las profundidades de asentamiento de las tuberías de revestimiento, ya que muchos pozos presentan fallas de tipo económico e ingenieriles; ya sea porque el programa de revestimiento especifica profundidades muy someras o muy profundas.

De igual manera la determinación de las profundidades de asentamiento esta en función de las condiciones geológicas a perforar. El criterio de selección de la profundidad de asentamiento varia de acuerdo a la función especifica de cada sarta de tubería de revestimiento.

Funciones de las TR-Reforzar el agujero-Aislar formaciones inestables-Prevenir la contaminación de yacimientos de agua fresca

-Proveer un sistema de control de presión-Confinar y contener fluidos y sólidos de perforación o terminación-Actuar como conducto para operaciones asociadas-Sostener el cabezal del pzo y revestimientos subsiguientes-Sostener las BOP’s y árbol de válvulas

Tipos de Revestimiento

Revestimiento conductor: Soporta y aísla formaciones no consolidadas, arenas de agua fresca y/o cualquier zona de gas superficial. Puede estar hincado o cementado hasta superficie.

Revestimiento de superficie: Soporta el primer conjunto de preventoras, Permite la perforación más profunda, Soporte estructural para el cabezal del pozo y revestimientos subsecuentes.Aísla formaciones problemáticas .Se cementa hasta la superficie o hasta el interior del revestimiento conductor

Revestimiento intermedio: Se instala cuando para aislar posibles zonas de influjo o perdida de circulación.La altura de cemento se diseña para aislar la zona problemática mas somera.

Revestimiento de producción: Contiene la tubería de producción .Puede o no estar expuesto a fluidos del yacimiento.Aísla las zonas productoras y permite el control del yacimiento, Actúa como conducto seguro de transmisión de hidrocarburos a la superficie, Previene influjos de fluidos no deseados

Diseño de Tuberías de Revestimiento

Los datos necesarios para el diseño de tuberías son:

-Trayectoria de pozo-Geopresiones-Programa de lodos-Geometría-Especificaciones de tuberías-Inventario de tuberías

Factores de Diseño:

-Efecto de choque-Cambio de presión interna-Cambios en la presión externa-Efectos Térmicos

Presión al Colapso: Es la presión aplastante que la tubería debe resistir. La presión ejercida por la columna de fluido de perforación en el espacio anular, creado por la tubería y el hoyo, y la presión de las formaciones perforadas, tienen que ser contrapesadas por la columna del fluido que está dentro de la tubería y por la resistencia de los tubos mismos al aplastamiento.Debido a que la presión hidrostática de una columna de lodo aumenta con la profundidad, la presión de colapso sobre el revestidor es máxima en el fondo y nula en la superficie.