ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL · 2019-04-08 · tener la aplicación del sistema RSS en la perforación de la sección de 16”, se propone el diseño de un pozo tipo “TPT-Modelo

ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL

FACULTAD DE INGENIERÍA EN GEOLOGÍA Y PETRÓLEOS

ESTUDIO COMPARADO DEL DESEMPEÑO DEL SISTEMA DIRECCIONAL DE ROTACIÓN CONTINUA (RSS) VS MOTOR DE

FONDO, EN EL CAMPO TIPUTINI PARA LAS SECCIONES DE 16” Y 12 ¼”.

TRABAJO DE TITULACIÓN PREVIO A LA OBTENCIÓN DE TÍTULO DE INGENIERA EN PETRÓLEOS

TATIANA ESTEPHANIA MEDIAVILLA QUINTUÑA [email protected]

DIRECTOR: ING. MARCO VINICIO LOAIZA CÓRDOVA, M.Sc. [email protected]

CO-DIRECTOR: ING. RAÚL ARMANDO VALENCIA TAPIA, M.Sc. [email protected]

Quito, septiembre 2018.

mailto:[email protected]

DECLARACIÓN

Yo, Tatiana Estephania Mediavilla Quintuña, declaro bajo juramento que el trabajo aquí descrito es de mi autoría; que no ha sido previamente presentada para ningún grado o calificación profesional; y, que he consultado las referencias bibliográficas que se incluyen en este documento

A través de la presente declaración cedo mis derechos de propiedad intelectual correspondientes a este trabajo, a la Escuela Politécnica Nacional, según lo establecido por la Ley de Propiedad Intelectual, por su Reglamento y por la normatividad institucional vigente.

TATIANA ESTEPHANIA MEDIAVILLA QUINTUÑA

CERTIFICACIÓN

Certifico que el presente trabajo fue desarrollado por Tatiana Estephania Mediavilla Quintuña, bajo mi supervisión.

ING. MARCO VINICIO LOAIZA CÓRDOVA, M.Sc.

DIRECTOR DEL TRABAJO

ING. RAÚL ARMANDO VALENCIA TAPIA, M.Sc.

CO-DIRECTOR DEL TRABAJO

AGRADECIMIENTO

A mis amigos,

Mi gratitud eterna, por nunca abandonarme y estar conmigo en este largo y duro camino; seguramente sin ustedes me habría rendido hace ya tiempo, gracias infinitas Sylvia y Mishell.

A mis profesores,

A los tutores que dirigieron el presente trabajo, por su tiempo que es el recurso más valioso que pudieron brindarme; por su paciencia y guía. Al ingeniero Marco Loaiza, por brindarme todo el apoyo y recursos para el desarrollo de mi trabajo, basado en el orden y la excelencia.

A los ingenieros José Luis Sánchez y Juan Carlos Villalva, por su valioso tiempo, enseñanzas y consejos; para el desarrollo de esta investigación.

Al ingeniero Francisco Carvajal, por su paciencia, amistad y tiempo; por ser la persona que me ayudó hasta el final con sus consejos y confianza.

A mis profesores de carrera que con sus consejos y enseñanzas me condujeron hasta el final de esta meta.

A mis compañeros,

A todos aquellos que me brindaron su ayuda, su tiempo y amistad. A mis compañeros de trabajo, que me apoyaron en todas mis necesidades y dudas, aconsejándome y sustentando mis conocimientos; además de permitirme compartir su espacio y amistad, a los ingenieros: Alex Fabara, Germán Cárdenas, Paúl Calderón, Blass Molina, Byron Cadena, Yachsson Tello.

A Petroamazonas EP, Schlumberger, Halliburton y CCDC, por brindarme las oportunidades de mi vida y abrirme las puertas para realizar mí trabajo de titulación.

A todos, ¡Gracias Totales!

DEDICATORIA

Lo dedico todo a mi madre, que me entregó su vida; yo le entrego mis logros junto con mi corazón. Por ser la persona más importante de mi vida y ayudarme incondicionalmente, espero nunca fallarle.

A mi papá, por su esfuerzo y paciencia durante toda su vida.

A mis hermanos y sobrinos, por estar cada día de mi vida apoyándome y aconsejándome; por ser los mejores amigos que cualquiera desearía. A mi hermano Pablo por estar conmigo en los mejores y peores momentos, a Caro y Franklin por ser como mis padres desde mi infancia y cuidarme.

A mi pequeño Alexander, por alumbrar mis días más difíciles con su sonrisa; por llenarme el corazón de fe y fuerzas para seguir adelante y no rendirme.

A mi sobrina Sofy, por alegrar mi vida.

A Francisco, por convertirse en ese amigo incondicional, por darme su tiempo… ¡Por todo!

Estephy

VI

CONTENIDO

DECLARACIÓN ....................................................................................................................................... II

CERTIFICACIÓN .................................................................................................................................... III

AGRADECIMIENTO ............................................................................................................................... IV

DEDICATORIA......................................................................................................................................... V

ÍNDICE DE TABLAS ............................................................................................................................. VIII

ÍNDICE DE FIGURAS ..................................................................................................................... IX

RESUMEN ................................................................................................................................................ X

ABSTRACT ............................................................................................................................................ XII

CAPÍTULO 1 ............................................................................................................................................ 1

INTRODUCCIÓN..................................................................................................................................... 1

1.1. PREGUNTA DE INVESTIGACIÓN ................................................................................... 2

1.2. OBJETIVO GENERAL ........................................................................................................ 3

1.3. OBJETIVOS ESPECÍFICOS ............................................................................................... 3

CAPÍTULO 2 ............................................................................................................................................ 4

REFERENCIAL TEÓRICO ..................................................................................................................... 4

2.1. CAMPO TIPUTINI................................................................................................................ 4

2.1.1. UBICACIÓN GEOGRÁFICA ....................................................................................... 4

2.1.2. GEOLOGÍA DEL CAMPO TIPUTINI ........................................................................ 5

2.1.3. DESCRIPCIÓN ESTRATIGRÁFICA DEL CAMPO TIPUTINI ............................. 6

2.2. PERFORACIÓN DIRECCIONAL ...................................................................................... 7

2.2.1. Perfiles Direccionales ................................................................................................. 8

2.2.2. HERRAMIENTAS DIRECCIONALES: ....................................................................11

2.2.3. TIPOS DE BHA: ...........................................................................................................11

CAPÍTULO 3 .......................................................................................................................................... 13

ESTUDIO DE LAS TECNOLOGÍAS DE PERFORACIÓN DIRECCIONAL. ........................................ 13

3.3. MOTORES DE FONDO: .................................................................................................... 13

3.3.1. MOTORES TIPO TURBINA ......................................................................................13

3.3.2. MOTORES DE FONDO DE DESPLAZAMENTO POSITIVO: .............................14

3.4. SISTEMA DE ROTACIÓN CONTINUA .......................................................................... 22

3.4.1. PRINCIPIO DE FUNCIONAMIENTO: .....................................................................23

3.4.2. MECANISMOS DE PERFORACIÓN: ......................................................................23

3.4.3. TIPOS DE RSS USADOS EN LOS POZOS TIPUTINI: ..........................................25

3.4.4. DIÁMETROS DE TRABAJO DEL POWER DRIVE X6: .......................................25

3.5. DESCRIPCIÓN DE POZOS Y SECCIONES, PERFORADOS CON CADA

HERRAMIENTA. ............................................................................................................................ 27

3.5.1. HERRAMIENTAS UTILIZADAS ..............................................................................27

3.5.2. TIEMPO DE PERFORACIÓN, INCLINACIÓN Y AZIMUTH. ............................27

3.5.3. BHA UTILIZADOS EN PERFORACIÓN DE POZOS DEL CAMPO TIPUTINI-

AÑO 2016 .......................................................................................................................................27

CAPÍTULO 4 .......................................................................................................................................... 30

ASPECTOS METODOLÓGICOS .......................................................................................................... 30

4.1. ANÁLISIS Y RESULTADOS DE PERFORACIÓN EN EL CAMPO TIPUTINI CON

MOTOR DE FONDO Y SISTEMA RSS (POWER DRIVE). ...................................................... 30

4.1.1. PERFORACIÓN CON MOTOR DE FONDO: .........................................................30

4.1.2. PERFORACIÓN CON SISTEMA RSS: .....................................................................31

4.2. RIESGOS Y PROBLEMAS OPERACIONALES MANEJADOS POR SECCIÓN: .... 31

4.3. PROPUESTA DE ESQUEMA MECÁNICO CON SISTEMA RSS Y MOTOR DE

FONDO, COMPARACIÓN DE RESULTADOS TEÓRICOS CON REALES. ........................ 35

4.3.1. CARACTERÍSTICAS GENERALES: .......................................................................35

CAPÍTULO 5 .......................................................................................................................................... 52

RESULTADOS ....................................................................................................................................... 52

5.1. RESULTADOS OBTENIDOS CON CADA HERRAMIENTA ...................................... 52

5.1.1. RESULTADOS, VENTAJAS Y DESVENTAJAS DE PERFORACIÓN CON

MOTOR DE FONDO: ..................................................................................................................52

5.1.2. RESULTADOS Y VENTAJAS DE PERFORACIÓN CON SISTEMA RSS: ........54

5.2. RESULTADO COMPARATIVO DE ROP DE POZOS TIPUTINI POR SECCIÓN .. 56

5.2.1. ROP PARA POZOS PERFORADOS .............................................................................56

5.2.2. ROP PARA POZO TPT-MODELO1 ..........................................................................59

5.3. RESULTADO RPM, TIEMPO Y PROFUNDIDAD (INTERVALO) DE

PERFORACIÓN DE LOS POZOS TPT. ...................................................................................... 60

5.3.2. RESULTADO RPM DE PERFORACIÓN DE LOS POZOS TPT, POR SECCIÓN.

61

5.4. VELOCIDAD DE RIH-POOH (CORRIDA DE TUBERÍA, SACADA DE TUBERÍA),

PARA TUBERÍA DE PERFORACIÓN (DP) (POOH) Y CASING (RIH). ............................... 63

5.4.2. POOH PROMEDIO PARA TUBERÍA DE PERFORACIÓN (DP) POR SECCIÓN:

63

5.4.3. RIH PROMEDIO PARA TUBERÍA DE REVESTIMIENTO (CSG) POR

SECCIÓN .......................................................................................................................................65

5.5. RESULTADOS DE TORQUE Y ARRASTRE OBTENIDOS AL ANALIZAR LA

PERFORACIÓN DEL POZO TPT-MODELO 1 CON LAS HERRAMIENTAS ..................... 67

CAPÍTULO 6 .......................................................................................................................................... 70

DISCUSIÓN ............................................................................................................................................ 70

CAPÍTULO 7 .......................................................................................................................................... 74

CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ........................................................................................ 74

7.1. CONCLUSIONES:............................................................................................................... 74

7.2. RECOMENDACIONES: ..................................................................................................... 77

REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS: .................................................................................................... 78

GLOSARIO ............................................................................................................................................ 80

ÍNDICE DE TABLAS

TABLA 2.1 LITOLOGÍA CAMPO TIPUTINI ....................................................................................... 6

TABLA 2.2 PERFILES DIRECCIONALES ...................................................................................... 10

TABLA 3.1 DIÁMETROS POWER DRIVE X6 ................................................................................ 25

TABLA 3.2 BHA UTILIZADOS EN BLOQUE 43 ............................................................................. 27

TABLA 4.1 RIESGOS Y PROBLEMAS OPERACIONALES. ....................................................... 33

TABLA 4.2 TOPES FORMACIONALES PROPUESTOS POZO “TPT- MODELO 1” ............... 36

TABLA 4.3 BHA CON MOTOR DE FONDO- SECCIÓN 16” ........................................................ 38

TABLA 4.4 BHA CON MOTOR DE FONDO- SECCIÓN 12¼” .................................................... 38

TABLA 4.5 BHA CON SISTEMA RSS- SECCIÓN 16” .................................................................. 39

TABLA 4.6 BHA CON SISTEMA RSS- SECCIÓN 12 1/4” ........................................................... 39

TABLA 4.7 PARÁMETROS MANEJADOS CON MOTOR DE FONDO ..................................... 41

TABLA 4.8 RESUMEN DE DLS PARA POZO TPT- MODELO1 ................................................. 43

TABLA 4.9 PARÁMETROS MANEJADOS CON SISTEMA RSS ................................................ 44

TABLA 4.10 DLS PARA SISTEMA RSS ......................................................................................... 46

TABLA 4.11 TIEMPO POR SECCIÓN POZO TPT-MODELO1 ................................................... 49

TABLA 4.12 PROFUNDIDADES Y ESTADOS MECÁNICOS- POZOS TIPUTINI ................... 49

TABLA 4.13 TIEMPOS DE PERFORACIÓN- POZOS TIPUTINI ................................................ 50

TABLA 4.14 ANÁLISIS DE COSTOS- SERVICIO DIRECCIONAL ............................................. 50

Tabla 4.15 Costo total- Tarifas diarias ............................................................................................. 51

TABLA 5.1 VALORES PROMEDIO DE ROP- POZOS TIPUTINI ............................................... 58

TABLA 5.2 TORQUE DESDE SUPERFICIE MOTOR- 16” .......................................................... 67

TABLA 5.3 TORQUE DESDE SUPERFICIE MOTOR- 12 ¼” ...................................................... 68

TABLA 5.4 TORQUE DESDE SUPERFICIE RSS- 16” ................................................................. 68

TABLA 5.5 TORQUE DESDE SUPERFICIE RSS- 12 1/4” .......................................................... 69

ÍNDICE DE FIGURAS

Figura 2.1 Ubicación Campo ITT ........................................................................................................ 4

Figura 2.2 Campo Tiputini, Sección sísmica ..................................................................................... 5

Figura 2.3 Columna estratigráfica campos Tiputini .......................................................................... 7

Figura 2.4 Pozo direccional ................................................................................................................. 8

Figura 3.1 Motor tipo turbina .............................................................................................................. 14

Figura 3.2 Mecanismos de perforación con motor PDM ............................................................... 16

Figura 3.3 Motor PDM ........................................................................................................................ 18

Figura 3.4 Teoría de los tres puntos de apoyo ............................................................................... 20

Figura 3.5 BHA con motor de fondo del pozo TPTC-012, Sección 8,375”................................. 21

Figura 3.6 Modo “Point the Bit” ......................................................................................................... 24

Figura 3.7 Modo “Push the Bit” ......................................................................................................... 24

Figura 3.8 Power Drive X6 ................................................................................................................. 26

Figura 3.9 Diferentes BHA usados en el campo Tiputini .............................................................. 29

Figura 4.1 Escalas de riesgo ............................................................................................................. 32

Figura 4.2 Topes planeados en esquema TVD vs V. Section, Pozo TPT-MODELO1 ............. 37

Figura 4.3 Curva Profundidad- Tiempo pozo TPT-MODELO 1 con motor de fondo ................ 47

Figura 4.4 Curva Profundidad- Tiempo pozo TPT-MODELO 1 con RSS................................... 48

Figura 5.1 ROP sección 16”............................................................................................................... 56

Figura 5.2 ROP Sección 12 ¼” ......................................................................................................... 57

Figura 5.3 ROP TPT-Modelo1 (Motor de Fondo) ........................................................................... 59

Figura 5.4: ROP TPT-Modelo1 (RSS) .............................................................................................. 60

Figura 5.5 RPM Sección 16” Pozos TPT ......................................................................................... 61

Figura 5.6 Resumen Tiempo-Intervalo de perforación Sección 16” Pozos TPT ....................... 61

Figura 5.7 RPM Sección 12 ¼” Pozos TPT ................................................................................... 62

Figura 5.8 Resumen Tiempo-Intervalo de perforación Sección 12 1/4” Pozos TPT ................ 62

Figura 5.9 POOH Promedio Sección 12 1/4” Pozos TPT- Estado Mecánico 1 ......................... 63

Figura 5.10 POOH Promedio Sección 12 1/4” Pozos TPT- Estado Mecánico 2 ....................... 64

Figura 5.11 POOH Promedio Sección 12 1/4” Pozos TPT- Estado Mecánico 3 ....................... 64

Figura 5.12 RIH Promedio para Casing Sección 12 1/4” Pozos TPT- Estado Mecánico 1 ..... 65



RESUMEN

Las operaciones de desarrollo y extracción de pozos petroleros deben innovarse con

el paso del tiempo, en busca de una producción más rápida, por lo que se plantea

perforar y completar los pozos en tiempos menores. Estas necesidades precisan la

aplicación de nueva tecnología para optimizar procesos, garantizando la reducción de

riesgos y problemas operacionales.

El uso del sistema RSS generó alta expectativa en la optimización de los resultados al

reemplazar a los sistemas convencionales en el campo de estudio; no obstante existe

incertidumbre con respecto a su eficiencia en varios aspectos asociados.

Por tanto surge la necesidad de analizar técnica y económicamente, la aplicación de

ambas herramientas y sus resultados, mediante el estudio de parámetros como ROP,

RPM, Galonaje, etc; ventajas y desventajas de cada mecanismo.

El presente análisis comparativo, presenta una prospección de los pozos perforados

durante el año 2016 del campo citado; clasificándolos acorde a herramientas y

esquema mecánico, comparándolos de forma cualitativa y cuantitativa. Además al no

tener la aplicación del sistema RSS en la perforación de la sección de 16”, se propone

el diseño de un pozo tipo “TPT-Modelo 1”, para el cual se diseñaron dos curvas de

tiempo para cada herramienta, se calcularon las profundidades y se simularon los

parámetros.

Finalmente se plantea el análisis comparativo de costos, independientemente para

sistema direccional, y por último los costos de las tarifas diarias; teniendo un total

promediado para cada caso, determinando la factibilidad de la perforación con cada

herramienta, y el porcentaje de ahorro.

Palabras Clave: Sistema de Rotación Continua RSS (Rotary Steerable System),

Motor de Fondo, Parámetros operacionales, Optimización de Perforación, Riesgos y

problemas asociados, Factibilidad e innovación de tecnologías.

ABSTRACT

The technical procedures to develop and extract oil wells must enhance with time looking for a

faster production; reasons why are proposed the drilling and completion of wells in less time.

Also these requirements demand the application of new technology to make processes more

efficient, assuring the reduction of risks and operational issues.

The application of RSS system entailed good perspectives about the optimization of the

operations, related with the replacement of the conventional systems in the field. Nevertheless,

there is some uncertainty about its efficiency in many associated elements.

Therefore, it comes up the necessity to carry out a technical and financial investigation for the

concerning tools and its results, through the study of drilling parameters like ROP, RPM, flow,

advantages and disadvantages of each device.

The proposed comparative investigation presents a prospection of drilled Wells along the 2016,

in the analyzed field. The Wells were classified according to the tools and mechanical diagram,

using a quantitative and qualitative analysis.

The real cases don’t present the application of RSS in the 16” section, and for this reason it is

propound a well design named “TPT-Modelo 1”; which shows two time diagrams for each tool,

and also the depths and some parameters that were simulated in a drilling software.

Finally, a comparative cost analysis is presented, initially for directional service only; and then

a generalized cost of the daily services. As result we can get a real approximation, and it

determined the feasibility of application of each method and the financial saving.

Keywords: Rotary Steerable System (RSS), Positive Displacement Motor (PDM), Operational

Parameters, Drilling Optimization, Risks and associated problems, feasibility and innovation of

technology.

CAPÍTULO 1

INTRODUCCIÓN

La perforación es un factor determinante durante el proceso de extracción de

hidrocarburos, debido a que se crea la comunicación entre la superficie y el yacimiento

a través de las diferentes herramientas empleadas.

La aplicación de la perforación direccional se ha extendido por su amplio alcance y

ventajas, para lo cual es preciso usar tecnología que permita optimizar el rendimiento

de la perforación lo que incluye incremento de ROP, manejo de sólidos y limpieza, y la

disminución de posibles tiempos no productivos; tomando en cuenta la mitigación de

los problemas operacionales a los que se debe afrontar y los riesgos durante las

operaciones.

En las operaciones de perforación direccional se ha implementado el Sistema de

Rotación Continua como una innovación al uso del Motor de Fondo; con el fin de

aumentar la eficiencia de un proyecto de perforación. Sin embargo, al analizar la

información referente a planeación y diseño de los pozos con ambos sistemas, surge

la necesidad de comparar su eficiencia y rendimiento, determinando las

potencialidades y vulnerabilidades de cada uno, en especial a lo que el factor costo-

beneficio se refiere.

En esta investigación el análisis se realizó en los pozos perforados en el 2016 en el

campo Tiputini, desarrollado por Petroamazonas EP. El campo Tiputini está ubicado

en la provincia de Orellana y junto con los campos Ishpingo y Tambococha, y en

conjunto forman el bloque 43 (ITT). El bloque 43 cuenta con una reserva de 1670

millones de barriles de petróleo, que representan el 42% de las reservas de crudo del

país. (Petroamazonas, 2016).

El campo ITT fue descubierto en el año 1948, en el cual la empresa Shell perforó el

primer pozo “Tiputini-1”, mientras que en la década de 1992 se perforaron tres pozos

exploratorios en Tiputini, Ishpingo y Tambococha, respectivamente. El proceso de

perforación de estos pozos y los perforados en el año 2001 (Ishpingo 3 y 4)

posibilitaron el descubrimiento y cálculo de las reservas. (Petroamazonas 2016).

La perforación y explotación del campo Tiputini inició el 28 de marzo del 2016, en la

plataforma “C” con un pozo exploratorio, y siendo la primera en entrar en producción

en el bloque ITT. (Petroamazonas, 2016).

Durante el año 2016 se perforaron 24 pozos, entre verticales y direccionales

principalmente. La información de las operaciones de perforación de dichos pozos

servirá para realizar un análisis y una comparación técnica-económica de los dos

sistemas más importantes en perforación direccional (Motor de Fondo y Sistema de

Rotación Continua), para estudiar su desempeño en la perforación de los pozos, y si

su aplicabilidad ha sido factible en el campo de estudio.

De esta manera el estudio contribuiría en el manejo de programas y diseños de

perforación que permitan tener en cuenta las ventajas, desventajas y potencialidades

de cada sistema para cada pozo a perforar, a través de un análisis concluyente que

determine la aplicabilidad y conveniencia de la perforación con cada sistema.

1.1. PREGUNTA DE INVESTIGACIÓN

¿Ha sido factible y rentable la aplicación del Sistema de Rotación Continua (RSS), en

comparación al Motor de fondo en el Campo de estudio; teniendo en cuenta aspectos

y parámetros técnicos (parámetros de perforación, riesgos, etc.) y de costos?

1.2. OBJETIVO GENERAL

Realizar un análisis comparado de la aplicación, costos, prestaciones y tiempos de

perforación direccional entre los Sistemas de Motor de fondo y Direccional de Rotación

(RSS), en el desarrollo de los pozos del campo Tiputini, para la optimización de las

operaciones.

1.3. OBJETIVOS ESPECÍFICOS

Analizar las diferentes características y propiedades de la perforación con Motor

de fondo y Sistema de Rotación Continua.

Comparar ventajas y desventajas del uso de cada herramienta en los pozos

perforados.

Establecer la eficiencia de ambos sistemas en la reducción de pega de tubería

(mecánica y diferencial), limpieza de hoyo y diferentes problemas operativos.

Analizar los ROP alcanzados durante la perforación, viajes de calibración,

corridas de revestimiento y otros aspectos que se vieran directa o

indirectamente relacionados con el uso de las dos tecnologías.

Determinar la factibilidad de aplicación de cada herramienta en las secciones

de construcción de los pozos.

Realizar un estudio comparado técnico y de costos, de los dos métodos

aplicados.

CAPÍTULO 2

REFERENCIAL TEÓRICO

2.1. CAMPO TIPUTINI

2.1.1. UBICACIÓN GEOGRÁFICA

El campo Tiputini pertenece al bloque 43, al que también pertenecen los campos

Ishpingo y Tambococha; y se halla ubicado en la provincia de Orellana, al este de la

Amazonía ecuatoriana, y cuenta con un total de 189.890 has de superficie.

(Petroamazonas, 2016).

Se halla limitado al Sur por el área intangible del Parque Yasuní, al Noreste por la

reserva Nacional Cuyabeno, al Oeste con el bloque 31, como se observa en la figura

2.1. (Petroamazonas, 2016).

Figura 2.1 Ubicación Campo ITT

Elaborado por: Petroamazonas

2.1.2. GEOLOGÍA DEL CAMPO TIPUTINI

Como todos los campos de la Amazonía Ecuatoriana, Tiputini es parte de la Cuenca

Oriente y se ubica en el centro de la misma, razón por la cual su estratigrafía presenta

características muy particulares como es la reducción considerable en el espesor de

las formaciones cretácicas y terciarias (Hollín, Napo y Basal Tena). Además

desaparecen las calizas A, B y C. (Departamento de Perforación Petroamazonas EP,

2016).

El principal reservorio desarrollado en la zona es “M1” que se constituye de lutita e

intercalaciones de caliza en la parte inferior; además se tienen depósitos menores en

“U”, “Basal Tena”, “T”, “M2” y los márgenes de Hollín. (Rivadeneira, 2001). Sin

embargo al desarrollar los pozos Tiputini en la plataforma C, se evidenció la ausencia

de la formación productora Basal Tena, así como Hollín.

Figura 2.2 Campo Tiputini, Sección sísmica

Elaborado por: Rivadeneria, et al.

2.1.3. DESCRIPCIÓN ESTRATIGRÁFICA DEL CAMPO TIPUTINI

TABLA 2.1 LITOLOGÍA CAMPO TIPUTINI

FORMACIÓN LITOLOGÍA

Indiferenciado (Chambira,

Curaray, Arajuno y Chalcana).

Intercalaciones de arenisca, arcillolita y conglomerados. En la

parte intermedia limolita y carbón.

Orteguaza

Lutita: gris verdosa, no calcárea, laminar y pirita.

Limolita: gris clara, blocosa e irregular, no calcárea.

Carbón: negro, café oscuro, suave y leñoso.

Arenisca: Hialina, gris verdosa, gris, grano medio, cuarzosa, sin

porosidad visible, sin hidrocarburos.

Tiyuyacu

Arcillolita: café rojiza, gris clara, no calcárea.

Limolita: Gris clara, blanca, terrosa, no calcárea.

Arenisca: Blanca, hialina, translúcida, cuarzosa. Sin presencia

de cemento, porosidad y sin hidrocarburo.

Tena

Constituida por arenisca, limolita y arenisca.

Arenisca: Hialina, blanca, grano medio a fino, cuarzosa,

presencia de cemento calcáreo. Porosidad pobre visible. No hay

presencia de hidrocarburos.

Limolita: gris clara, dura, laminar, ligeramente calcárea.

Napo

Arenisca “M1”:

Intervalo formado por arenisca con inserciones de lutita.

Base Arenisca “M1”.

Lutita: gris oscura, dura a suave, laminar, no calcárea.

Caliza “M2”:

Presenta intercalaciones de lutita y caliza.

Arenisca “M2”:

Intervalo conformado por arenisca e intercalaciones de lutita.

Base Arenisca “M2”.

Formada por arenisca e intercalaciones de lutita.

Arenisca “U”.

Intervalo formado por arenisca intercalada con lutita.

FUENTE: Petroamazonas

ELABORACIÓN: Estephania Mediavilla

Figura 2.3 Columna estratigráfica campos Tiputini

Fuente: Departamento de Geología Petroamazonas

2.2. PERFORACIÓN DIRECCIONAL

La Perforación direccional es una técnica que permite desviar la trayectoria de un pozo

de manera planeada e intencional, alejándola de su trayectoria vertical; desde la

superficie hacia un objetivo fijo, siendo éste el yacimiento, y creando una comunicación

entre ambos. Para esto se tiene en cuenta las coordenadas superficiales y del objetivo

(Pemex, s.f).

La perforación direccional es aplicable cuando se tienen varios obstáculos o

impedimentos para colocar el taladro en superficie directamente sobre el objetivo para

realizar la perforación. Además se usa para evadir obstáculos naturales tales como

domos salinos, que impiden el paso directo de las herramientas de perforación. La

perforación direccional también es usada en la remediación de pozos con herramientas

atascadas y que no se puedan recuperar y seguir perforando, con el uso del

denominado “Side track”. También se habla de perforación direccional al crear pozos

de alivio. (Schlumberger, 2000)

Para obtener un pozo direccional es necesario realizar un plan de perforación previo,

en cuyo diseño se debe considerar una serie de parámetros, tales como coordenadas

de superficie y objetivo, profundidad, diseño de colisión y espaciamiento entre pozos,

ángulos, etc.

Figura 2.4 Pozo direccional

Fuente: Schlumberger Directional Drilling

2.2.1. Perfiles Direccionales

Durante el plan de perforación de un pozo direccional se debe diseñar la trayectoria

del mismo que va de la mano con los estudios geológicos, número de secciones y

diseño de los ensamblajes de fondo a usar en cada una.

La trayectoria del pozo estará en función de parámetros geológicos, profundidad

vertical, desplazamiento horizontal, espaciamiento entre pozos; y de igual manera la

inversión puesta para el proyecto de perforación.

El control de la desviación es el proceso de mantener el pozo dentro de límites

preestablecidos de ángulo, desplazamiento horizontal desde eje vertical (Bourgoyne

et al, 1991).

Entre los parámetros a considerar para determinar el tipo de trayectoria con el que se

va a trabajar se tiene:

Características del objetivo: Mediante identificación de las formaciones, así

como las propiedades geológicas y litológicas de la arena de interés.

Profundidad vertical (TVD): Determinación de la profundidad de la arena

productora.

Ubicación superficial de los equipos de perforación.

Desplazamiento horizontal.

Profundidad del KOP: Determinación del inicio de la desviación del pozo, de

acuerdo a las formaciones a perforar.

Velocidad de construcción: Determinar la trayectoria con la velocidad de trabajo

más factible para construir el pozo.

Formaciones: Establecer las características de la columna estratigráfica a

perforar y la dureza de las diferentes formaciones, lo cual influirá de manera

importante en el diseño de la trayectoria.

Existen varias clasificaciones para los pozos direccionales, tanto por su función o

limitaciones geológicas, entre otras. Sin embargo los perfiles que generalmente se

conocen son:

TIPO VERTICAL.

TIPO “J”.

TIPO “J” MODIFICADO (SLANT).

TIPO “S”.

POZOS HORIZONTALES.

TABLA 2.2 PERFILES DIRECCIONALES

PERFIL DIRECCIONAL CARACTERÍSTICAS

VERTICAL Tienen una desviación de 0 a 80°.

TIPO “J” Se construye un KOP a cierta profundidad

donde empieza la desviación, hasta cierto

punto establecido para llegar al objetivo,

manteniendo la sección tangencial.

TIPO SLANT Tiene la misma configuración que el Tipo “J”,

con la diferencia que al final de la sección se

tiene un ligero drop.

TIPO S Mantiene la sección tangencial hasta cierta

profundidad, en la cual se tumba el ángulo

hasta tener de nuevo una sección vertical. Se

aplica para objetivos con gran profundidad, y

un desplazamiento vertical bajo.

HORIZONTALES El ángulo de inclinación puede llegar a 90°

con respecto a la horizontal. Este tipo de

perforación es factible para:

Aumentar la recuperación de

hidrocarburos e incrementar la

producción.

Evitar problemas de conificación.

Reducir número de pozos.



2.2.2. HERRAMIENTAS DIRECCIONALES:

Las herramientas direccionales más representativas en la actualidad son Motores de

Fondo y Sistemas de Rotación Continua.

MOTOR DE FONDO: Es una herramienta que genera rotación a la broca sin rotar el

resto de la sarta de perforación. Dicha rotación se produce mediante la circulación del

fluido de perforación en el interior del motor de fondo. Se tienen los siguientes tipos de

motor:

TURBINA: Presenta diferentes etapas. Empleados en formaciones duras y de

alto arrastre, permitiendo incrementar el ROP.

MOTOR DE DESPLAZAMIENTO POSITIVO (MDP): Funciona puramente en

base a la circulación del fluido de perforación por el interior del motor. El rotor

con sus lóbulos rotará al ser ubicado de manera excéntrica en el interior de un

estator.

SISTEMA DE ROTACIÓN CONTINUA: Es un sistema de última tecnología, en el cual

se rota toda la sarta de perforación para la construcción del ángulo; sin necesidad de

deslizar. Se clasifica en:

Empuje de la broca (Push the bit)

Direccionamiento de la broca (Point the bit) (Salazar, 2011).

Ambas herramientas (Motor de Fondo y Sistema de Rotación continua), se describirán

en el siguiente capítulo.

2.2.3. TIPOS DE BHA:

De manera generalizada se tienen tres configuraciones de BHA que varían de acuerdo

a las necesidades del pozo, sea para mantener, construir o tumbar ángulo. De esta

manera se tienen:

2.2.3.1. BHA TIPO FULCRUM: Tipo de BHA usado para empezar la construcción del

ángulo (KOP). Junto con ciertas herramientas como estabilizadores o collares de

perforación se obtiene el denominado efecto fulcro, para lograr la curvatura esperada;

la cantidad y clase de estabilizadores depende del diseño y programa de perforación.

La distancia entre el estabilizador y la broca, y la flexibilidad de la tubería sobre dicho

estabilizador determinará la tasa de construcción. (Salazar, 2011).

2.2.3.2. BHA TIPO PENDULAR: Su principio se basa en la gravedad. A través de la

supresión del estabilizador cercano a la broca, y su ubicación sobre los collares,

genera un apoyo del BHA creando una caída angular. (Salazar, 2011).

El efecto gravitacional se produce sobre los collares de perforación, forzando a la broca

hacia la parte inferior de las paredes del hoyo por el peso del estabilizador, tumbado

el ángulo a lo largo de la perforación. (Coloma, 2008).

2.2.3.3 BHA EMPACADO: Mantiene la sección tangente, conservando el ángulo de

inclinación. Requiere un cierto número de estabilizadores para brindar rigidez al BHA

y mantener su trayectoria. Al tener tres puntos de apoyo (estabilizadores) se tiene una

mejor eficacia en el efecto del BHA empacado, y mejorando su acción al reducir la

distancia entre ellos. (Coloma, 2008).

En el anexo 2.1 se puede observar cada tipo de BHA.

CAPÍTULO 3

ESTUDIO DE LAS TECNOLOGÍAS DE PERFORACIÓN

DIRECCIONAL.

3.3. MOTORES DE FONDO:

Son herramientas que tienen la capacidad de dirigir la broca hacia una dirección

determinada, con el fin de crear un ángulo. Existen dos tipos de motor de fondo: Los

motores de desplazamiento positivo, y las turbinas.

3.3.1. MOTORES TIPO TURBINA

Transforma la energía hidráulica en mecánica para la rotación de la broca, y son

capaces de generar potencias altas, por lo que son muy eficientes en formaciones

duras, sin embargo su aplicación es limitada para brocas tricónicas (fundamentalmente

por el caudal, velocidades altas y cargas axiales), además de tener un costo elevado.

También se debe ubicar una malla en la parte superior, para evitar el ingreso de

material en la turbina, y al momento del control de pérdida de fluido de perforación

causaría un taponamiento en la malla de la turbina.

Se debe monitorear estrictamente el torque y velocidad para optimizar la potencia y

garantizar una buena perforación. (Bourgoyne et al, 1991).

3.3.1.1. PRINCIPIO DE FUNCIONAMIENTO:

El fluido de perforación entra al top sub y pasa por los estatores y rotores (un rotor y

un estator forman una etapa). La parte inferior de la turbina es la parte del cojinete de

empuje (Bourgoyne et al, 1991).

Figura 3.1 Motor tipo turbina

Fuente: Applied Drilling

3.3.2. MOTORES DE FONDO DE DESPLAZAMENTO POSITIVO:

Los motores de desplazamiento positivo, han sido usados preferentemente frente a

otros sistemas, debido a su gran variedad de beneficios.

Los motores de desplazamiento positivo, a través del flujo de lodo de perforación,

convierten la energía hidráulica (presión hidráulica del fluido de perforación) en energía

mecánica rotativa (torque) que acciona un eje que hace girar la broca, sin necesidad

de rotación desde la superficie. (Cougar Drilling Solutions, 2012).

3.3.2.1. PRINCIPIO DE FUNCIONAMIENTO DE MOTOR DE DESPLAZAMIENTO

POSITIVO:

Básicamente el motor de fondo trabaja con el principio llamado “ángulo de inclinación”,

en el cual el desplazamiento de la broca se produce por el codo desviador, bent sub o

bent housing permitiendo iniciar y conservar la dirección o cambios de dirección que

se produzca. La acción del codo determina la tasa de construcción y su severidad.

Al producirse el flujo, después de la liberación del fluido por la válvula de descarga, el

pistón baja por la presión diferencial, cerrando los puertos y dirigiendo el fluido a lo

largo del estator. Debido a la excentricidad del rotor con relación al estator el fluido, se

entrega un torque al rotor, haciéndolo girar y permitiendo el paso del fluido de etapa a

etapa.

La rotación del estator se transmite a la broca mediante una junta universal, hacia un

sub rotatorio al cual la broca está conectada. Los soportes de empuje y radial son

usados para resistir cargas axiales y normales en la broca y los subs rotatorios

(Bourgoyne et al, 1991).

3.3.2.2. MECANISMOS DE PERFORACIÓN:

Deslizando: Perforación con la rotación únicamente del motor, sin necesidad de

rotación adicional en superficie. Con este mecanismo se inicia la construcción

de la parte inclinada del pozo. Se realiza después de rotar la tubería,

controlando el ángulo y determinando la orientación. La construcción de ángulo

depende de la ubicación de los estabilizadores y los codos en la sarta,

produciendo una carga lateral en la broca permitiendo el direccionamiento de la

sarta.

No obstante al deslizar se presentan ciertos riesgos, causados por la falta

de rotación del BHA, por lo que se trata de disminuir los procesos de slide.

Varios riesgos son: limpieza inadecuada del hoyo al perder capacidad de

transporte de los cortes generados hacia la superficie, aumento de la

probabilidad pega de tubería (stuck pipe), aumento de la tortuosidad,

generando restricciones.

Rotando: Perforación con rotación del motor, complementada con rotación de

superficie. Se aplica en la parte tangencial para mantener el ángulo de

inclinación. La energía de superficie junto con la del motor incrementan el ROP

y reducir el riesgo de pega o atascamiento de tubería. (Facultad de Ingeniería-

UBA, s.f).

En el anexo 3.1 y en la figura 3.2 se puede observar ambos mecanismos de

perforación.

Figura 3.2 Mecanismos de perforación con motor PDM

Fuente: Schlumberger

3.3.2.3.PARTES DEL MOTOR DE DESPLAZAMIENTO POSITIVO:

Crossover Sub: Dispositivo roscado para acoplar el motor con la tubería.

Sección de poder o potencia: Sección conformada por el rotor y el estator En esta

sección la energía hidráulica (presión del lodo) se transforma en energía mecánica

(torque y rotación), generando rotación del rotor y la broca.

Estator: Conformado por un tubo de acero y el elastómero, tiene forma de élice.

El estator es una parte vulnerable, debido a la constante exposición a fricción y

deformación producida por el giro del rotor. También se hallan expuestos a los

diversos químicos presentes en el fluido de perforación, por lo que pueden sufrir

daños.

Para evitar los daños en el estator, es necesario tomar en consideración el

llamado “punto de anilina”, que es la temperatura a la cual los hidrocarburos

aromáticos, parte del fluido de perforación (fundamentalmente fluidos base

aceite, aquellos con presencia de hidrocarburos aromáticos) y la anilina

(C6H5NH2) del elastómero reaccionan formando una sola fase; deteriorando

sus propiedades mecánicas y expandiéndolo, causando una variación en el

ajuste estator/rotor.

.

Rotor: Vástago en forma de élice.

Ambos, rotor y estator tienen forma de élice, que forman los llamados lóbulos, pero el

rotor tiene un lóbulo menos que el estator, formando el llamado “lóbulo medio”,

formando cavidades por donde pasa el fluido, a medida que el rotor gira. De modo que

se puede relacionar la configuración de los lóbulos del rotor/estator del motor de la

siguiente manera:

𝑛𝑒𝑠𝑡 = 𝑛𝑟 + 1 (3.1)

Donde:

𝑛𝑒𝑠𝑡: 𝑛ú𝑚𝑒𝑟𝑜 𝑑𝑒 𝑙ó𝑏𝑢𝑙𝑜𝑠 𝑑𝑒𝑙 𝑒𝑠𝑡𝑎𝑡𝑜𝑟

𝑛𝑟: 𝑛ú𝑚𝑒𝑟𝑜 𝑑𝑒 𝑙ó𝑏𝑢𝑙𝑜𝑠 𝑑𝑒𝑙 𝑟𝑜𝑡𝑜𝑟

Al tener mayor número de lóbulos se va a tener mayor torque. Y las relaciones de

lóbulos rotor/ estator más usadas son: 3:4, 4:5 y 7:8, y se las aplica de acuerdo al

diseño del motor y a la sección a perforar, considerando el tipo de formación y sus

características.

Sección de transmisión: Se ubica en la parte interna del Bent housing, por debajo de

la sección de poder. Su función principal es transmitir la energía generada por la

sección de poder hacia el eje conductor, ensamblaje de rodamientos y a la broca.

Elimina la vibración producida por el movimiento excéntrico del rotor. Cuenta con un

eje conductor de la rotación, convirtiendo el movimiento excéntrico en movimiento

concéntrico.

Además permite tener mayor eficiencia del sello rotor/estator y minimiza su desgaste.

Sección de rodamientos: Transmite el esfuerzo de perforación, velocidad rotacional

y torque, generado por la sección de poder desde la sección de transmisión hacia la

broca. Es decir que esta sección soporta el peso durante la perforación.

La sección de rodamientos posee bolas (cojinetes lubricados por lodo) que giran en

una pista que generalmente es de carburo de tungsteno.

La sección de rodamientos se halla compuesta por: cojinetes de empuje (soportan el

peso), cojinetes radiales (absorben cargas laterales), eje conductor (transmite carga

axial y torsional a la broca). (Salazar, 2011).

Figura 3.3 Motor PDM


3.3.2.4.PERFORACIÓN CON MOTOR DE FONDO

3.3.2.4.1. PERFORACIÓN DIRECCIONAL CONVENCIONAL:

Se aplica solamente el mecanismo de deslizamiento, con el uso del Bent sub o Bent

housing sobre el motor para la desviación del pozo. Se usa para la construcción de

KOP, Sidetracks y correcciones de trayectoria.

3.3.2.4.2. PERFORACIÓN DIRECCIONAL CON MOTOR DE FONDO:

Es la aplicación de ambos mecanismos de perforación con un motor de fondo, es decir

se desliza y rota de acuerdo a las necesidades.

Al realizar ambas operaciones puede utilizarse el mismo BHA con el mismo motor para

las secciones tangencial y horizontal, sin necesidad de sacar el BHA a superficie para

modificarlo o ajustarlo. (Salazar, 2011).

En el BHA se tiene una serie de estabilizadores (de acuerdo al diseño) para aumentar

o mantener el ángulo. Las características físicas de los estabilizadores, como son la

forma en espiral o cuchilla ayudan a la definición del hoyo perforado y según la teoría

de los tres puntos de contacto se tienen:

Broca

Un estabilizador cercano a la broca en el motor (Camisa estabilizada del motor).

Un estabilizador cercano a la broca sobre el motor.

Figura 3.4 Teoría de los tres puntos de apoyo


Teniendo:

𝑅𝑎𝑑𝑖𝑜 (𝑅) =𝐿1+𝐿2

2 𝑆𝑖𝑛 (𝜕) (3.2)

𝐵𝑢𝑖𝑙𝑑 − 𝑢𝑝 𝑅𝑎𝑡𝑒 (𝐵𝑈𝑅) =2𝜕

𝐿1+𝐿2 (3.3)

Donde:

𝜕: Ángulo de deflexión del motor (seteado) [°]

L2: Distancia desde la broca a la camisa estabilizada del motor [ft]

L1: Distancia desde la camisa estabilizadora del motor al segundo estabilizador en el BHA [ft]

BUR: Capacidad de generación de curva [°/100ft]

De esta manera para construcción de ángulo la distancia entre estabilizadores será

mayor, dando mayor flexibilidad al BHA para dar dirección a la broca. Y al tener

estabilizadores menos distanciados se logra conservar el ángulo. (Schlumberger,

2016).

Figura 3.5 BHA con motor de fondo del pozo TPTC-012, Sección 8,375”

Fuente: Petroamazonas EP

El BHA de la figura 3.5, fue utilizado en la sección de 8 ½” para obtener mediciones de

azimuth e inclinaciones durante de la perforación hasta el objetivo, además de la

obtención de registros de Gamma Ray y resistividad. (Petroamazonas, 2016)

Dicho BHA consta de un motor de fondo y un solo estabilizador sobre él, además del

uso de la perforación rotando, lo cual permitió conservar el ángulo hasta llegar al

objetivo.

3.3.2.5.DENOMINACIÓN DEL MOTOR DE FONDO

MOTOR DE FONDO A962M5640XP:

A: designación previa a D&M (Drilling and Measurements), denominada

“Anadrill”.

962: Diámetro del cuerpo del motor, en este caso 9 5/8” o 9.625”.

M: “Mud Lubricated”, es decir el Motor se halla lubricada por lodo de perforación

en la sección de rodamientos.

5-6: Determinan el número de lóbulos del rotor y estator, respectivamente, se

pueden hallar combinaciones 2-3, 4-5,5-6, 7-8; refiriéndose a la velocidad con

la que el rotor gira dentro del estator.

40: Número de vueltas completas que da cada lóbulo a lo largo de la extensión

del rotor, en este caso cada uno de los 5 lóbulos del rotor gira 4 vueltas

completas de extremo a extremo del rotor.

XP: “Extra Power”, denominación que muestra una alta eficiencia.

De este modo los Motores usados fueron:

- Para la sección de 16”, el A962 (5:6), como características tiene un galonaje de 600-

1200 gpm, Velocidad de rotación de 600-1500 gpm.

Para la sección de 12 ¼”, A825 (7:8) con 300-900 gpm y 45-145 RPM.


3.4. SISTEMA DE ROTACIÓN CONTINUA

Son sistemas de perforación que tienen la capacidad de perforar direccionalmente con

toda la sarta de perforación rotando, eliminando la perforación por deslizamiento. Este

sistema de perforación fue creado para obtener un control direccional más eficiente,

mejorar la limpieza, aumentar la rata de penetración (ROP), y reducir el riesgo de

atascamiento y pega de tubería.

La perforación con el sistema de rotación continua reduce la tortuosidad y

espiralamiento, obteniendo pozos más limpios, más largos, más rápidos, y con menos

problemas.

Además puede trabajar combinado con el motor de fondo para obtener más potencia

y RPM, optimizando la perforación considerablemente, reduciendo vibración del

equipo de survey, mayor velocidad para el sistema LWD. (Polanco et al, 2016).

3.4.1. PRINCIPIO DE FUNCIONAMIENTO:

Los sistemas de rotación continua (RSS), constan de una parte mecánica y una

electrónica.

Dentro de la perforación en el país se trabaja con esta tecnología en dos empresas de

servicios, las cuales nombran a sus equipos de la siguiente manera.

Schlumberger: Power Drive (Push the Bit).

Halliburton: Geo Pilot (Point the Bit).

En el Campo Tiputini se trabajó con la tecnología “Power Drive” (Push the Bit).

(Salazar, 2011).

3.4.2. MECANISMOS DE PERFORACIÓN:

3.4.2.1.SISTEMA “POINT THE BIT”

Se aplica una fuerza para modificar la dirección de la trayectoria, a través de un eje. El

eje desplaza la alineación del eje de la herramienta y el pozo, generando una

desviación.

Elementalmente se cambia la orientación de la herramienta, y este cambio de

trayectoria se produce por un codo que se halla dentro del collar, y gracias al control

de un servomotor y su giro opuesto al movimiento de la sarta, el ángulo de orientación

de la herramienta se mantiene geoestacionario, mientras el collar gira. (Polanco et al,

2016).

La sección de direccionamiento consta de un motor que dirige la broca en su punto de

pivote, hacia la trayectoria deseada

3.4.2.2.SISTEMA “PUSH THE BIT”

Genera un empuje contra las paredes del pozo a través de tres cojinetes o pads que

se accionan por el lodo, estos pads generan una fuerza lateral contra la formación.

Cada pad aplica estas fuerzas laterales contra la parte inferior del pozo para aumentar

el ángulo, y para disminuir el ángulo las almohadillas generan la fuerza creando un

empuje en la parte alta.

Figura 3.6 Modo “Point the Bit”

Fuente: Revista de Investifación “Nupeter”

Figura 3.7 Modo “Push the Bit”

Fuente: Revista de Investigación “Nupeter”

3.4.2.2.1. PARTES DEL SISTEMA DE ROTACIÓN CONTINUA (PUSH THE

BIT):

Parte mecánica: Consta de tres elementos llamados pads, los cuales se hallan

distribuidos de manera radial a 120 grados el uno del otro, dichos elementos

tienen la capacidad de abrirse mediante un mecanismo de pistón, activado por

el fluido de perforación, con una fuerza de aproximadamente 10000-20000 N,

para golpear lateralmente la pared de la formación en una dirección constante

definida por el usuario, consiguiendo de esta manera por acción- reacción un

desvío en la trayectoria direccional en el sentido contrario de la apertura de los

pads. (Schlumberger, 2016).

Parte electrónica: Se encarga de que los pads se abran uno a la vez en el mismo

punto lateral, contrario a la dirección de desvío de la trayectoria del pozo;

independientemente del número de revoluciones transmitidas por la rotación del

Top Drive en superficie.

3.4.3. TIPOS DE RSS USADOS EN LOS POZOS TIPUTINI:

Power Drive X6: Para direccionamiento de pozos, aplicado en la sección de 12

¼”. (PD 900 X6) Permite registrar datos de inclinación y azimuth en tiempo real,

y de igual manera en la sección de 16” se aplica el PD 1100 X6.


3.4.4. DIÁMETROS DE TRABAJO DEL POWER DRIVE X6:

TABLA 3.1 DIÁMETROS POWER DRIVE X6

SISTEMA DIÁMETRO

HERRAMIENTA

DIÁMETRO POZO

PD 1100 11 ¾” 17 ½”

PD 900 9 ½” 12 ¼”

PD 675 6 ¾” 8 ½”

PD 475 4 ¾” 5 7/8”

FUENTE: Schlumberger


Figura 3.8 Power Drive X6


De este grupo de Power Drive los más utilizados son el PD 900 y el PD 1100, que

presentan las siguientes características:

PD 900:

Trabaja con tamaño de hoyo de 15 ½”- 28”.

Lodos base agua y base aceite.

Tiene una tasa máxima de construcción de 3°/100’.

Galonaje de 300-2000 gpm, configuraciones de baja, media y alta.

Presión máxima: 20000 psi.

Máxima RPM: 220 en hoyos de 15 ½” a 18 ½”, y 125 RPM en hoyos de 20-28”.

PD 1100:

Tamaño de hoyo de 12-14 ¾”.

Lodos base agua y base aceite.

Tasa máxima de construcción de 5°/100’.

Galonaje de 300-2000 gpm, con configuraciones de flujo de baja, media y alta.

Presión máxima: 20000 psi.

Máxima RPM: 220. (Petroamazonas, 2016).

3.5. DESCRIPCIÓN DE POZOS Y SECCIONES, PERFORADOS CON

CADA HERRAMIENTA.

3.5.1. HERRAMIENTAS UTILIZADAS

En el anexo 3.2, se detallan las herramientas utilizadas en cada pozo perforado, por

sección; teniendo para la sección de 16” BHA convencionales, con motor de fondo y

con Power Drive, cuyas características se detallan en los siguientes capítulos.

3.5.2. TIEMPO DE PERFORACIÓN, INCLINACIÓN Y AZIMUTH.

En el anexo 3.3, se puede encontrar la caracterización, en cuanto a la máxima

inclinación obtenida por cada pozo, así como el tiempo de perforación y el Azimuth,

que son la base para el presente trabajo.

3.5.3. BHA UTILIZADOS EN PERFORACIÓN DE POZOS DEL CAMPO TIPUTINI-

AÑO 2016

Durante la perforación en las plataformas A y C del campo Tiputini, se tiene un total de

24 pozos perforados, de los cuales tres son de tipo vertical, y 21 direccionales. De los

21 pozos direccionales, en uno (Pozo TPTC-011) se realizó un Side track.

A lo largo del desarrollo de dichos pozos se usaron varios diseños de sarta, de las

cuales se tienen cuatro tipos más representativos:

TABLA 3.2 BHA UTILIZADOS EN BLOQUE 43

TIPO DE BHA SECCIÓN 16” TIPO DE BHA SECCIÓN 12 ¼”

MOTOR A962M5640XP 15 ¾” OD MOTOR A962M7848 12” OD

PENDULAR MOTOR A962M5640 12” OD

MOTOR A9625640XP 15 ¾” OD MOTOR A962M5640 XP 12” OD

BIT SUB PD 900 X6 12 ¼”



Cabe mencionar que también se trabajó con sartas combinadas en una sola sección,

llegando a usar hasta 3 BHA por sección, sea para obtener mejores resultados o para

combatir complicaciones durante la perforación, como se observa en la figura 3.9, de

esta manera se usa:

BHA CONVENCIONAL: También llamado estabilizado, específicamente del

cemento de la sección anterior y su respectiva limpieza. Fue usado en el pozo

TPTC-011 para la limpieza en el punto de Sidetrack.

En la sección de 16” se usa este tipo de BHA para perforación vertical.

BHA CON MOTOR DE FONDO: Los BHA con motor de fondo pueden ser

usados en todas las secciones, en el campo Tiputini se hicieron uso en la

perforación de las tres secciones en los primeros pozos, variando el diseño y

uso solamente para la sección de 16”, 12 ¼” y 8 ½”.

BHA CON POWER DRIVE: Herramienta usada en los BHA de 12 ¼” y en

ciertos casos en la sección de 16”. Para el manejo de Power Drive, se trabaja

con varios comandos, los cuales permiten aplicar los diferentes modos de

perforación, de acuerdo a las necesidades, de esta forma se tiene el modo

manual, magnético y gravimétrico; de acuerdo a la inclinación del pozo y manejo

del tool face.

Además se tienen los comandos “Absolute Command” y “Hold On”, que se usan

para el direccionamiento y mantenimiento de ángulo respectivamente.

SARTA PENDULAR: BHA usado en la sección de 16”, en el cual se hacen uso

de dos estabilizadores, de los cuales el superior tiene mayor diámetro que el

inferior. Usualmente para la sección de 16” se usan estabilizadores de 14 5/8”

y 15 ¾”, y se usan cuando la sección es vertical.

BHA LISO: BHA usado en la sección de 8 ½”, su característica principal es el

uso de un solo estabilizador ubicado cerca de la broca, por lo que toma el

nombre de “Near Bit”. El cual es usado en zonas de producción, con el objetivo

de tumbar ángulo o disminuir la construcción.

Figura 3.9 Diferentes BHA usados en el campo Tiputini

Fuente: Petroamazonas

CAPÍTULO 4

ASPECTOS METODOLÓGICOS

Para el análisis de la perforación con motor de fondo, se tiene un total de 15 pozos,

los cuales fueron perforados en ambas secciones de análisis (16” y 12 ¼”), o al menos

la sección de 12 ¼” con motor de fondo; debido a que la sección de 12 ¼” es en la que

se tiene una perforación más extendida, y en la cual se hallan las formaciones más

problemáticas.

Se analizan los pozos perforados, y adicionalmente se realiza el diseño de un pozo,

para el cual se analizan y calculan profundidades, BHA, parámetros, curva de tiempos

y costos; permitiendo realizar una comparación más efectiva.

4.1. ANÁLISIS Y RESULTADOS DE PERFORACIÓN EN EL CAMPO

TIPUTINI CON MOTOR DE FONDO Y SISTEMA RSS (POWER

DRIVE).

4.1.1. PERFORACIÓN CON MOTOR DE FONDO:

En la sección de 16” se perfora con un motor A 962M5640XP de diámetro externo de

15 ¾” con un estabilizador de 14 5/8” distanciado del motor por un float sub de 1.9

pies, formando un BHA tipo Fulcrum. Se atraviesan las formaciones de: Indiferenciado

o Chalcana (arcilla), y el tope de Orteguaza (Lutita), en donde se debe trabajar con

parámetros controlados. En la perforación con motor en ambas secciones se asienta

el casing de 13 3/8” en el tope de Tiyuyacu.

Varios pozos se perforaron con motor de fondo en la sección de 16”, teniendo como

objetivo mantener la verticalidad hasta aproximadamente 450’-1000’, en donde se

inicia la construcción de ángulo KOP orientando el motor con Gyro Toolface. Se perfora

rotando y deslizando.

También se perfora la zona tangencial, manteniendo el ángulo, combinando

rotación/deslizamiento, en las formaciones de la parte tangencial se tiende a perder

ángulo de inclinación, por lo que se realizan más slides de control, llegando hasta 30’

por parada.

4.1.2. PERFORACIÓN CON SISTEMA RSS:

La perforación con Sistema RSS, Power Drive de Schlumberger hace uso de las

herramientas PD 1100 X6 CA 15 7/8” OD para la sección de 16”, y de PD 900 X6 en

la sección de 12 ¼” en pozos direccionales y verticales, cambiando los comandos o

modos de perforación para mantener la verticalidad, construir o mantener ángulo.

En los primeros pozos donde se usa PD la sección de 12 ¼” se usa motor en la sección

de 16” en donde inicia el KOP a 400’-500’, en donde se perforan las formaciones de

Chalcana, Orteguaza y Tiyuyacu. A partir del pozo TPTA-021 se deja el diseño

mecánico que usa motor de fondo en la sección de 16” y 12 ¼” y se los reemplazó por

BHA convencional y PD respectivamente; obteniendo un KOP más profundo,

aproximadamente a 850-900’.

En estos pozos al iniciar la perforación, se tienen altos riesgos de colisión con otros

cellars vacíos o pozos añadido a la tendencia natural de ciertas formaciones a

incrementar o reducir el ángulo saliéndose del plan, siendo los retos más considerables

para la perforación, debido a que se requieren controles y correcciones óptimos de

trayectoria.

4.2. RIESGOS Y PROBLEMAS OPERACIONALES MANEJADOS POR

SECCIÓN:

El análisis de riesgos durante las operaciones de perforación de un pozo, es un factor

muy importante, ya que permite determinar el impacto que tendría la ocurrencia de

dichos eventos a lo largo de los trabajos. Durante el diseño y programa de perforación

de un pozo se realiza la evaluación de riesgos, mediante una matriz de riesgos, la cual

relaciona la probabilidad y severidad de cada evento.

Cabe definir los términos utilizados, de este modo se tiene:

Riesgo: probabilidad de ocurrencia de una amenaza o evento, se obtiene al

relacionar la probabilidad y severidad.

Probabilidad: Porcentaje de ocurrencia de un evento.

Severidad: Magnitud de daño que genera la ocurrencia del evento.

En la matriz de riesgos de perforación se obtienen y reconocen los problemas

puntuales operativos, tanto mecánicos (herramientas) y formacionales, después se

procede a priorizar los eventos más relevantes y significativos. Posteriormente se

evalúa la probabilidad de ocurrencia en un pozo diseñado, y se analiza la severidad

de ocurrencia considerando daños de equipos, tiempo y costos; finalmente se da

puntuación de severidad y probabilidad en rangos de 1-5; para finalmente relacionar

ambos valores en la matriz de riesgos, obteniendo un valor de riesgos cuyos valores

se indican a continuación, y se observa en la figura 4.1.

16 a 25: Intolerable, no se debe aplicar la operación sin revisión previa.

9 a 15: Indeseable, realizar todos los esfuerzos para reducir el riesgo.

5 a 8: Aceptable, proceder con cautela y mejora continua.

1 a 4: Seguro.

Figura 4.1 Escalas de riesgo


Obtenidos dichos valores de riesgo se detallan las medidas de contingencia y

soluciones para enfrentar los problemas, así como para tener un control de ocurrencia.

La Tabla 4.1 muestra los principales riesgos que se presentaron en los pozos del

campo Tiputini, y cuyo análisis se basó en la probabilidad y severidad de ocurrencia

del evento.

TABLA 4.1 RIESGOS Y PROBLEMAS OPERACIONALES.

SECCIÓN DE 16”

RIESGO

OPERACIONAL

ACCIÓN

TOMADA

RIESGO

MOTOR

RIESGO

RSS

Probabilidad-

Severidad

Motor

Probabilidad-

Severidad

RSS

Presencia de

arcilla

Embolamiento.

Píldoras

3

6

3 - 1

3 - 2

Pérdida de

circulación,

fracturas.

Píldoras.

3

9

3 - 1

3 - 3

Canalización

de fluido.

Píldoras y

bajo

galonaje.

3

6

3 - 1

3 - 2

Puntos

apretados

Pega

geométrica.

Píldoras

Rotación.

3

16

3 - 1

4 - 3

Formación de

camas de

recortes-

Empaquetami

ento.

Control

ROP,

óptimo HSI.

9

4

3 - 3

1 - 4

Colisión con

pozos o cellars

aledaños.

Corrección

y control de

trayectoria.

6

4

2 - 3

1 - 4

Incremento-

Pérdida de

inclinación por

interacciones

geológicas.

Corrección

dirección-

inclinación.

Estabilizar

6

6

3 - 2

3 - 2

TABLA 4.1 CONTINUACIÓN



SECCIÓN DE 12 ¼”

RIESGO

OPERACION

AL

ACCIÓN

TOMADA

RIESGO

MOTOR

RIESGO

RSS

Probabilidad-

Severidad

Motor

Probabilida

d- Severidad

RSS

Derrumbes

Empaquetami

ento.

Aumento

de la

densidad.

3

9

3 - 1

3 - 3

Vibración

torsional, S&S.

Control de

RPM.

2

9

2 - 1

3 - 3

Restricción Rotación,

bombeo de

píldoras.

6

12

3 - 2

4 - 3

Daños en

herramientas

direccionales.

Cambio de

BHA.

6

8

2 - 3

2 - 4

Atrapamiento-

pérdida de

herramientas

en fondo.

Pesca,

martilleo,

bombeo de

píldoras,

rotación.

2

10

2 - 1

2 - 5

Empaquetami

ento, pega

geométrica de

tubería.

Optimizació

n de

limpieza,

rotación,

control

ROP.

9

8

3 - 3

2 - 4

Trabajo con

alto ángulo-

Diámetro del

hoyo.

Considerac

ión de

parámetros

4

9

2 - 2

3 - 3

La tabla 4.1 muestra de manera comparativa los valores de Probabilidad- Severidad para cada herramienta, y como resultado y con sus respectivos colores (pertenecientes a la matriz de riesgos) se halla el riesgo obtenido para cada evento analizado.

De esta manera se observa que ciertos fenómenos como puntos apretados presentan un mayor riesgo en el caso del sistema RSS, debido a la configuración del hoyo y la corrida de tubería, teniendo un menor espaciamiento y generando problemas al momento de sacar tubería de perforación y Casing, teniendo un valor de riesgo de 9, que se muestra como indeseable de acuerdo a la matriz de riesgo.

En tanto a la formación de camas de recortes y empaquetamiento el riesgo aumenta para el caso del motor, debido al deslizamiento donde al no haber rotación continua, se tiene problemas de limpieza, teniendo un valor de 9.

En tanto a problemas de vibración, el riesgo aumenta con el sistema RSS, al ser una característica propia de los sistemas de rotación continua, y se tiene un valor de 9.

En cuanto a daño o atrapamiento de herramientas direccionales en fondo, el riesgo aumenta en el caso del Sistema RSS, debido a que la severidad de su pérdida es mayor, en comparación con Motores, a causa de su costo y funcionamiento.

4.3. PROPUESTA DE ESQUEMA MECÁNICO CON SISTEMA RSS Y

MOTOR DE FONDO, COMPARACIÓN DE RESULTADOS

TEÓRICOS CON REALES.

4.3.1. CARACTERÍSTICAS GENERALES:

El pozo planteado TPT-MODELO1 es un pozo Direccional tipo “J modificado”, de

acuerdo al diseño manejado a lo largo del proyecto ITT, para proyectar la perforación

con las herramientas de estudio, analizando la conveniencia de aplicación de dichos

equipos considerando tiempos, costos, parámetros y riesgos.

Se diseñó un escenario de perforación basado en los esquemas planteados para los

pozos TPT, de acuerdo a topes, profundidades y BHA, para posteriormente presentar

los resultados de la perforación de un mismo pozo con dos diferentes herramientas.

Cada caso cuenta con la planeación del tiempo, que se puede observar más adelante

en las respectivas curvas de tiempo (Figuras 4.3 y 4.4), teniendo para el caso del motor

de fondo 12.1 días, y para sistema RSS 10.7 días. Como objetivo principal como para

todos los pozos del campo es la arenisca Napo M-1, y objetivo secundario la arena M-

2.

El diseño de tubería de revestimiento incluye un Casing conductor piloteado de 20” a

105 ft, un Casing superficial de 13 3/8” a 3000 ft, Casing intermedio de 9 5/8” a 6105

ft, y un Liner de producción de 7” a 6789.49 ft, como se observa en el anexo 4.

4.3.1.1. PROFUNDIDADES Y TOPES:

TABLA 4.2 TOPES FORMACIONALES PROPUESTOS POZO “TPT- MODELO 1”

ELABORACIÓN: Schlumberger

En las tablas 4.3, 4.4, 4.5 y 4.6 se puede observar los BHA que se usarían en la

perforación del pozo TPT-Modelo1, siendo el primer caso en secciones de 16” y 12 ¼”

con motor de fondo; y para el segundo caso de igual modo las secciones de 16” y 12

¼” con sistema RSS (Power Drive).

Además en la figura 4.2, se muestra el perfil del pozo TPT-Modelo 1 simulado en el

Programa “Drilling Office”, en el cual se muestran las profundidades de las

formaciones a atravesar, y los puntos de asentamiento de casing; así como la

inclinación y azimut.

CommentsMD

(ft)

Incl

(°)

Azim Grid

(°)

TVD

(ft)

TVDSS

(ft)

VSEC

(ft)

Tie-In 0,00 0,00 0,00 0,00 -630,00 0,00

20" Conductor 105,00 0,00 90,00 105,00 -525,00 0,00

KOP 800,00 0,00 90,00 800,00 170,00 0,00

TOPE ORTEGUAZA 2955,54 51,55 90,00 2676,23 2046,23 906,08

Survey Station 2966,66 51,82 90,00 2683,12 2053,12 914,80

EOC #1 (3D-S) 2979,73 52,08 90,00 2691,18 2061,18 925,10

13 3/8" Casing 3000,00 52,08 90,00 2703,64 2073,64 941,08

TOPE TIYUYACU 4499,92 52,08 90,00 3625,40 2995,40 2124,35

TOPE TENA 5349,45 52,08 90,00 4147,47 3517,47 2794,53

KOP #2 5995,71 52,08 90,00 4544,62 3914,62 3304,35

EOC #2 6042,61 51,80 90,00 4573,54 3943,54 3341,28

Design point 6052,61 51,80 90,00 4579,72 3949,72 3349,14

9 5/8" Casing 6105,00 51,17 90,00 4612,34 3982,34 3390,13

TOPE NAPO M1 6281,34 49,06 90,00 4725,42 4095,42 3525,44

BASE NAPO M1 6657,84 44,54 90,00 4983,10 4353,10 3799,80

7" Liner

EOC6789,49 42,96 90,00 5078,20 4448,20 3890,83

PLAN DIRECCIONAL POZO TPT- MODELO 1

37

4.3.1.2. ESQUEMA TVD (PROFUNDIDAD VERTICAL VERDADERA) VS SECCIÓN

VERTICAL DEL POZO TPT-MODELO 1.

Figura 4.2 Topes planeados en esquema TVD vs V. Section, Pozo TPT-MODELO1

Elaborado por: Estephania Mediavilla

38

4.3.1.3. DISEÑO DE BHA CON MOTOR DE FONDO PARA SECCIÓN DE 16” Y 12 ¼”

SECCIÓN DE 16”

TABLA 4.3 BHA CON MOTOR DE FONDO- SECCIÓN 16”


SECCIÓN 12 ¼”

TABLA 4.4 BHA CON MOTOR DE FONDO- SECCIÓN 12¼”

Length

Cum

Length ID OD Max OD

Lin

Weight

ft ft in in in lbm/ft

PDC Bit 16" SDi519MHPX IADC S123G-105 1,10 1,10 3,75 8,75 16,00 357,14

A9625640MXP 15 3/4" Stab, BH: 1.5 deg, 0.11rpg C/ Float ValveG-105 26,08 27,18 7,88 9,63 15,75 201,12

Float Sub G-105 3,00 30,18 2,81 8,25 8,25 160,00

14 5/8" Stabilizer G-105 6,32 36,50 2,81 8,38 14,63 164,40

Pony Monel G-105 9,60 46,10 2,84 8,34 8,50 163,68

TeleScope 825_with APWD and Gamma RayP550 24,69 70,79 5,90 8,25 8,25 124,95

UBHO G-105 3,31 74,10 2,53 8,19 8,19 161,39

MONEL G-105 30,00 104,10 2,84 8,34 8,50 163,68

2 x 8" Drill Collar G-105 58,71 162,81 2,81 8,00 8,00 149,76

Crossover G-105 1,48 164,29 2,13 7,00 7,00 118,32

27 x 5" HWDP D-55 849,07 1013,36 3,00 4,80 6,50 50,38

Hydraulic Jar G-105 31,77 1045,13 2,75 6,50 6,50 69,40

9 x 5" HWDP S-135 267,23 1312,36 3,00 4,80 6,50 50,38

5" 19.50 DPS, 10% Wear S-135 31,00 1343,36 4,28 4,93 6,00 21,40

BHA DESCRIPTION

Component Name Steel Grade

Component Name Steel Grade Length

Cum

Length ID OD Max OD

Lin

Weight


12 1/4 " Broca PDC G-105 1,39 1,39 3,25 8,00 12,25 259,49

A962M5640XP 12" Stab, BH: 1.5 deg, 0.11rpg W/Float valve G-105 32,02 33,41 7,85 9,63 12,00 198,31

Float Sub G-105 3,00 36,41 2,81 8,25 8,25 160,00

11 3/4" Stabilizer G-105 5,03 41,44 2,88 8,00 11,75 188,00

Pony Monel G-105 7,00 48,44 2,84 8,34 8,50 163,68


Monel G-105 30,00 103,13 2,84 8,34 8,50 163,68

8.25" Downhole Filter Sub G-105 7,00 110,13 2,81 8,25 8,25 160,00

2 x 8" Collar G-105 61,78 171,91 2,81 8,00 8,00 149,76

Crossover G-105 2,27 174,18 2,44 7,63 7,63 138,85

30 x 5" HWDP G-105 917,65 1091,83 3,00 5,00 6,50 50,38

Hydraulic Jar G-105 32,46 1124,29 2,75 6,38 6,38 59,37

9 x 5" HWDP G-105 275,40 1399,69 3,00 5,00 6,50 50,38

5" 19.50 DPS, 10% Wear S-135 31,00 1430,69 4,28 4,93 6,00 21,40

BHA DESCRIPTION

39


4.3.1.4. DISEÑO DE BHA CON SISTEMA RSS PARA SECCIÓN DE 16” Y 12 ¼”

TABLA 4.5 BHA CON SISTEMA RSS- SECCIÓN 16”


TABLA 4.6 BHA CON SISTEMA RSS- SECCIÓN 12 1/4”



Cum

Length ID OD Max OD

Lin

Weight


BDT PDC Bit_SDi519MHPX G-105 1,10 1,10 3,75 8,75 16,00 421,55

PD 1100 X6 CA 16" Stabilized CCP550 14,03 15,13 5,13 9,00 9,00 191,36

PD1100 Receiver G-105 8,00 23,13 3,25 8,13 9,00 147,50


Monel G-105 28,27 76,09 2,84 7,94 7,94 146,07

Down Hole Filter Sub G-105 7,84 83,93 3,47 7,84 7,84 131,65

2 x 8 1/4" Drill Collar G-105 59,84 143,77 3,00 8,25 8,25 157,10

Crossover G-105 3,00 146,77 2,50 8,00 8,00 153,61

35 x 5" HWDP G-105 1065,45 1212,22 3,00 5,00 6,50 50,38

BDT HydraJar G-105 32,10 1244,32 3,13 6,50 6,50 59,37

10 x 5" HWDP G-105 304,49 1548,81 3,00 5,00 6,50 50,38

5" 19.50 DPS, 10% Wear S-135 31,00 1579,81 4,28 4,93 6,00 21,40

BHA DESCRIPTION


Cum

Length ID OD Max OD

Lin

Weight


12 1/4 " Broca PDC, MDi519LHPXG-105 1,39 1,39 3,25 8,00 12,25 259,49

PD 900 X6 12 1/4" Slick CC G-105 13,80 15,19 5,13 9,00 9,00 180,97

PD900 - Reciver 11 3/4" G-105 6,10 21,29 3,47 8,31 11,75 166,30


Monel G-105 30,00 75,98 2,84 8,34 8,50 163,68

8.25" Downhole Filter Sub G-105 7,00 82,98 2,81 8,25 8,25 160,00

1 x 8" Collar G-105 30,89 113,87 2,81 8,00 8,00 149,76

Crossover G-105 2,27 116,14 2,44 7,63 7,63 138,85

35 x 5" HWDP G-105 1070,59 1186,73 3,00 5,00 6,50 50,38

Hydraulic Jar G-105 32,46 1219,19 2,75 6,38 6,38 59,37

107 x 5" HWDP G-105 306,00 1525,19 3,00 5,00 6,50 50,38

5" 19.50 DPS, 10% Wear S-135 31,00 1556,19 4,28 4,93 6,00 21,40

BHA DESCRIPTION

40

4.3.1.5. PROGRAMA DE FLUIDOS DE PERFORACIÓN:

4.3.1.5.1. OBJETIVOS DEL FLUIDO DURANTE LA PERFORACIÓN POZO TPT

MODELO-1:

Perforar sección de 16” hasta 3000’, punto de asentamiento de casing,

manteniendo parámetros controlados para evitar pérdidas de circulación.

Atravesar formaciones de Orteguaza, Tiyuyacu y Tena en sección de 12 ¼”

hasta 6105, punto de casing 9 5/8”, cuidando la limpieza al trabajar con una alta

inclinación y ROP.

4.3.1.5.2. CARACTERÍSTICAS DE LOS FLUIDOS DE PERFORACIÓN:

Las características generales del fluido de perforación se describen en el anexo 4.2.

Fluido Nativo (Sección 16”):

Se usa fluido disperso para atravesar las arcillas jóvenes, altamente reactivas y

dispersables de Chalcana y también intervalos de areniscas, iniciando la perforación

de Orteguaza. (Petroamazonas, 2016). Al inicio de la perforación en Orteguaza se

alcanza una densidad de 9.9 lb/gal, valor que incrementa hasta 10.1 en el punto de

asentamiento del revestidor.

Galonaje crítico: 1000 gpm, tomar en cuenta la presencia de gumbo, optimizar la

limpieza.

Fluido Ultradrill (Sección 12 ¼”):

Se atraviesan las formaciones de Orteguaza, Tiyuyacu y Tena.

Se inicia perforando con una densidad de 10.2 lb/gal, la misma que se incrementa

hasta 10.5 lb/gal en el punto de asentamiento del revestidor.

Fluido Flo-Pront (Sección 8 ½”):

Se atraviesan pricipalmente la arenisca M-a, Napo y tumba la inclinación hasta el final

de la sección. Este fluido debe asegurar la limpieza y estabilidad del agujero perforado,

así como asegurar una buena corrida del Liner.

41

4.3.1.6. PARÁMETROS A MANEJAR CON CADA HERRAMIENTA

4.3.1.6.1. PARÁMETROS MANEJADOS EN PERFORACIÓN CON MOTOR DE

FONDO DEL POZO TPT-MODELO1:

TABLA 4.7 PARÁMETROS MANEJADOS CON MOTOR DE FONDO

SECCIÓN ROP

PROM

ROP

NETA

RPM

ROTA

RIA

RPM

MOTOR

RPM

TOTAL

WOB PSI GPM HORAS

NETAS

16” 77.79 110,56 40-50 110-126 150-177 4-35

2950

-

3400

1000

-

1150

27

12 ¼”

68.7

194.06

40-50 115

155-165

15-

30

3350 1050 16



ROP:

El análisis de ROP por formación se halla detallado en el anexo 4.3.

En la tabla 4.7 se muestra la rata de penetración promedia por sección, teniendo para

la sección de 16” 77.79 ft/h (promedio), se planea perforar 2895’ de los cuales se rota

y desliza de la siguiente manera:

Rotando: 2085’ perforados en 15 horas, con un ROP neto de 139 [ft/h] y un

porcentaje neto de la sección de 72%.

Deslizando: 810’ perforados en 12 horas, resultando un ROP neto de 67,5 ft/h,

obteniendo un porcentaje de la sección del 28%.

ROP Instantáneo: Se trabaja de acuerdo a manejo de sólidos y limpieza, en

casos que no se requiera mayor control se manejan valores máximos de hasta

550 ft/h; mientras que en casos severos se manejan valores máximos de 120-

350 ft/h.

42

Para la sección de 12 ¼” se tiene un ROP promedio de 68.7 ft/h, y se resume de la

siguiente manera:

Perfora manteniendo tangente hasta 6090’ MD, rotando mantiene inclinación y desliza

para controlar tendencia a crecer inclinación y dirección a la izquierda. ROP

instantánea de 150/220, con 1050 gpm.

Rotando: 2794.5’ en 12 horas, ROP de 2325.88, representando el 9% de la

sección.

Deslizando: 310.5’ en 4 horas, ROP de 77.62, representando el 10% de la

sección.

En esta sección el deslizamiento es menor, ya que se tiene la sección tangencial. Se

controla no alcanzar ROP muy elevadas, para evitar empaquetamiento.

RPM:

En ambas secciones, 16” y 12 ¼”, se trabaja con un RPM dada por la Rotaria de 40-

50.

En la sección de 16” se tiene un RPM de trabajo de motor de 110-126 RPM, sumando

un total de 150-176 RPM.

En la sección de 12 ¼” se manejan valores muy similares que en la sección de 16”,

como se observa en la tabla 4.7.

GALONAJE GPM:

En la sección de 16” se trabaja con caudal moderado, y se lo incrementa

progresivamente con la regla de 100 ft/ 100 gpm, es decir que de acuerdo se va

perforando 100’ se van aumentando paulatinamente 100 gpm. Con el fin de mejorar el

ROP y mantener constante el diferencial de presión

Existe el riesgo de pérdidas de circulación superficiales, motivo por el cual se manejan

galonajes bajos, alcanzando gradualmente los 900 gpm a 700’ aproximadamente, en

el cual se incrementa de 800-1000 gpm.

43

Se termina con 900-1100 gpm en la vertical. Se trabaja con caudales bajos los

primeros 200’, es decir en las zonas arenosas y para manejar el problema de gumbo.

Para la sección de 12 ¼” previo a entrar en Orteguaza se reduce el galonaje a 880

gpm aproximadamente, y se vuelve a incrementar previo al ingreso en Tiyuyacu, hasta

1000 gpm.

HSI

En la sección de 16” se atraviesa las formaciones de Chalcana y Orteguaza (Primeros

50 pies aproximadamente) se trabaja con valores altos de HSI para incrementar el

lavado uniforme de las paredes del pozo durante la perforación de la sección.

En la sección de 12 ¼” se atraviesa las formaciones de Orteguaza, Tiyuyacu (arcillas),

Tena, por lo que se maneja un HSI óptimo superior a 2.5, con un alto caudal, con las

mayor cantidad de RPM posible, que en conjunto con el bombeo de píldoras minimizan

la formación de camas de recortes.

DLS- INCLINACIÓN:

TABLA 4.8 RESUMEN DE DLS PARA POZO TPT- MODELO1

Desde [ft] Hasta [ft] DLS

0.00 400.00 0°/100’

400.00 800.00 0°/100’

800.00 2966.66 2°/100’ Construye

2966,66 6105 2.4°/100’ Tangente

6105 6142 0.55°/100’ Construye

6142 6771,06 0.6°/100’ Tumba



TORQUE:

Dentro de la primera parte de la sección de 16”, en la cual se trata de mantener la

vertical y en la cual se trabajan con parámetros controlados, se maneja un torque muy

bajo, de aproximadamente 2-5 Klbs-ft. En los pozos con mayor ángulo, como es el

44

caso del pozo TPT-Modelo 1 el torque aumenta, y al comparar el torque aplicado en

rotación y deslizamiento, se planifica manejar valores de 12-15 klbs-ft y 8-15 Klbs-ft,

respectivamente.

En la sección de 12 ¼” aumenta un poco el valor de torque, llegando hasta 20 Klbs-ft.

WOB:

Un alto WOB se usa generalmente en la construcción de ángulo. Sin embargo el WOB

es una de las limitaciones operacionales del Motor, debido a que al tener una carga

excesiva sobre la broca puede detener la rotación, al limitar el torque.

En la sección de 16”, en la parte vertical se manejan bajos valores de WOB (5-15 Klbs)

trabajando con valores máximos de este rango (15 Klbs) deslizando, y al iniciar la

construcción del KOP se eleva de 15-35 Klbs.

En 12 ¼” se maneja el menor WOB posible, para controlar ROP, evitando

embolamiento de la broca y no sobrecargar el anular de cortes.

Para esta sección, en el pozo de mayor inclinación se trabaja con 15-35 Klbs, debido

a los requerimientos formacionales.

4.3.1.6.2. PARÁMETROS MANEJADOS EN POZOS PERFORADOS CON RSS:

TABLA 4.9 PARÁMETROS MANEJADOS CON SISTEMA RSS

SECCIÓ

N

ROP

PROM

ROP

NETA

RPM

ROTARIA

RPM

MOTOR

RPM

TOTAL

WOB PSI GPM HORAS

NETAS

16 140 224,37

5

140 -

140

5-18 970-

2450

100-

1200

24

12 ¼

136.36 307.43 70-140 -

70-140 15-

40

2300

4100

1000-

1200

10.1



45

ROP:

En el anexo 4.4 se puede ver el ROP planeado por formación.

En la sección de 16” con Power Drive se tiene una ROP promedio de 140 ft/h, siendo

mayor de manera considerable al caso anterior. Con el fin de erosionar las zonas o

secciones y garantizar la limpieza del agujero se mantiene un caudal entre 500/600

gpm.

Al perforar con Power Drive se maneja un ROP controlado de máximo 120 ft/h, con el

fin de corregir azimuth e inclinación del intervalo anterior por aspectos de colisión.

En la sección de 12 ¼”: se manejan dos modos para construir ángulo y mantener

tangente de la siguiente manera:

Absolute command: 31.05 ft en 0.62 horas, ROP de 50.08 [ft/h], con 1% total

del intervalo.

Inclination Hold: 3073,95 ft en 9.48 horas, 324.26, con un 99% de la sección.

RPM:

Con Power Drive se maneja un RPM de 140 desde 1080’ hasta 3000’. Se maneja un

RPM se debe manejar un RPM máximo de 120.

En la sección de 12 ¼”: se trabaja con 140 RPM con el manejo de Power Drive.

GPM:

Sección 16”: Maneja un galonaje de hasta 1200 gpm, que en comparación con otros

pozos con diferente diseño mecánico es considerablemente mayor.

En la sección de 12 ¼” se maneja un galonaje promedio de 700-1200 gpm. En el inicio

de Orteguaza no es necesario bajar el galonaje, trabajando con aproximadamente

1000 gpm, lo cual se mantiene hasta acabar la sección tangente, empezar a tumbar el

ángulo y llegar a punto de casing con 1000 gpm.

HSI:

46

En la sección de 12 ¼” se maneja un HSI de 3-4, junto al manejo de Power Drive

esperando buenos resultados en cuanto a limpieza del hoyo, adicionado las prácticas

de perforación recomendadas (ROP controlada, bombeo de píldoras,

acondicionamiento de fluido), se reduce el riesgo de empaquetamiento, restricciones

y riesgos de pega de tubería

DLS-INCLINACIÓN:

TABLA 4.10 DLS PARA SISTEMA RSS

Desde [ft] Hasta [ft] DLS

0.00 800.00 0°/100’

800.00 1000 1.5°/100’ Build

1000 2972.85 2.5°/100’ Curve

2972.85 5979.64 0°/100’ Drop

5979.64 6066.51 0.6°/100’ Curva

6066.51 6076.51 0°/100’ Tangente

6076.51 6710.00 1.2°/100’



TORQUE:

Sección 16”: Maneja torque de 10-18 Klbs-ft de torque, valores ligeramente mayores

a los manejados en la perforación con Motor.

Sección 12 ¼”: Se trabaja con un torque de 11-21 Klbs-ft.

4.3.1.7. ANÁLISIS DE COSTOS

4.3.1.7.1. ANÁLISIS DE COSTOS PARA EL POZO TPT- MODELO 1 CON CADA

HERRAMIENTA

Como primera consideración para el análisis de los costos del pozo TPT-MODELO 1

se diseñó la curva de Profundidad Vs Tiempo, en el cual se puede analizar el tiempo

total que se demorará en la perforación de cada sección de dicho pozo, de acuerdo al

uso de cada herramienta

47

Figura 4.3 Curva Profundidad- Tiempo pozo TPT-MODELO 1 con motor de fondo


Op

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48

Figura 4.4 Curva Profundidad- Tiempo pozo TPT-MODELO 1 con RSS


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'

49

De este modo se tienen los siguientes tiempos para cada una de las secciones:

TABLA 4.11 TIEMPO POR SECCIÓN POZO TPT-MODELO1

Herramienta Tiempo Sección 16” Tiempo Sección 12

¼”

[h] [d] [h] [d]

Motor 95.8 3.99 107.1 4.46

RSS 76.3 3.18 93.4 3.4

Total 168.3 7.01 200.5 7.86



Para la sección de 8 ½” se tiene un total de 87.8 horas [3.66 días], y se considera el

mismo para ambos casos al no haber analizado la perforación de dicha sección.

A la par para el análisis de costos de los pozos perforados y sus parámetros, se debe

clasificar los pozos de acuerdo a su estado mecánico, teniendo:

TABLA 4.12 PROFUNDIDADES Y ESTADOS MECÁNICOS- POZOS TIPUTINI

ESTADO

MECÁNICO

CSG 13 3/8” CSG 9 5/8” CSG 7”

1 3000’ 5500’ 6000’

2 4900’ 6700’ 7200’

3 820’ 4900’ 5500’



Y para el análisis de tiempos para cada grupo y herramienta utilizada, se tiene:

50

TABLA 4.13 TIEMPOS DE PERFORACIÓN- POZOS TIPUTINI

ESTADO MECÁNICO HERRAMIENTA TIEMPO PLANEADO

(PROMEDIO)

TIEMPO REAL

(PROMEDIO)

1 Motor de Fondo 12,75 10,7

Power Drive (RSS) 11,73 10,11





PROPUESTO Motor de Fondo 12.1 -

Power Drive (RSS) 10.7 -



De esta manera se calculó el costo para el servicio direccional, puramente con la

información de costos de la empresa encargada de dar el servicio, obteniendo los

siguientes resultados, tanto para el pozo diseñado como para los pozos perforados

con su respectivo estado mecánico:

TABLA 4.14 ANÁLISIS DE COSTOS- SERVICIO DIRECCIONAL

SERVICIO DIRECCIONAL

ESTADO MECÁNICO 1 ESTADO

MECÁNICO 2 POZO

PLANEADO

% DIFERENCIA ENTRE

HERRAMIENTAS 21.15% 5.16% 39.23%

TARIFAS DIARIAS TOTAL

ESTADO MECÁNICO 1 ESTADO

MECÁNICO 2 POZO

PLANEDO

% DIFERENCIA ENTRE

HERRAMIENTAS 0.96% 5.58% 21.94%



51

La tabla 4.14 muestra los costos promedios para cada estado mecánico, para cada

herramienta, así como la diferencia y el porcentaje de gasto comparando las

herramientas.

Como se puede observar el Servicio Direccional tiene una tarifa diaria, y al analizar

ambos casos se tiene una diferencia de casi $75.000,00 de gasto extra con el sistema

RSS en el caso del Estado Mecánico 1, siendo un 21.15% de gasto adicional. Mientras

que para el Estado Mecánico 2 se tiene una diferencia de $17.977,93 adicionales para

el Sistema RSS, correspondiente al 5,16%

Se muestran los resultados del costo propuesto para el esquema diseñado, el cual se

comparó con el resultado del Estado Mecánico 1, obteniendo un ahorro de 19,85% del

costo real para el caso de Motor de Fondo, debido a la optimización de tiempos. Y en

el caso del Sistema RSS se tiene un gasto adicional de 4%, debido a su aplicación en

la sección de 16”.

A continuación la tabla 4.15 se muestra el análisis de costos para los servicios diarios,

para ambos herramientas, analizados de igual manera tanto para pozos perforados

como para el diseño propuesto.

Tabla 4.15 Costo total- Tarifas diarias

TARIFAS DIARIAS TOTAL

%AHORRO PLAN- REAL

MOTOR 15.04%

RSS 7.07%



Al analizar la suma total de los servicios (incluido el servicio direccional) que se hallan

cotizados con Tarifa Diaria, se tiene un ahorro en cuanto a montos totales para el caso

del Sistema RSS en comparación al Motor de Fondo, a causa de la optimización de

tiempo. De igual manera se observa para el caso del Pozo propuesto, teniendo un

ahorro del 15,04% para el caso del Motor de Fondo y 7,07% para el Sistema RSS.

52

CAPÍTULO 5

RESULTADOS

5.1. RESULTADOS OBTENIDOS CON CADA HERRAMIENTA

5.1.1. RESULTADOS, VENTAJAS Y DESVENTAJAS DE PERFORACIÓN CON

MOTOR DE FONDO:

5.1.1.1 RESULTADOS:

Se observa un avance muy bueno, manteniendo valores de presión diferencial óptima

(Sin pérdida de energía significativa en tubería).

Uno de los desafíos que enfrenta la herramienta en la sección de 16”, es la de tener

un comportamiento variable con respecto al diseño de perforación:

1. Dar verticalidad con un mínimo de desviación durante los primeros 400-500’

de perforación, hasta que empiece a construir KOP.

2. Desde el inicio de KOP, la respuesta debe ser óptima para incrementar el

ángulo de acuerdo al plan.

3. Y al final de la sección brindar una sección tangencial óptima que es

alrededor de 800’, manteniendo el ángulo constante y el pozo lo más

homogéneo posible.

Además de presentarse un riesgo considerable de Colisión entre pozos, por lo que fue

necesario corregir la inclinación y tomar Gyros de manera muy cautelosa, y el Motor

de Fondo da una respuesta efectiva para el distanciamiento entre pozos.

53

5.1.1.2. VENTAJAS:

Al tener el motor de fondo una mayor severidad DLS permite corregir el riesgo

de colisión de manera más rápida.

La rotación individual del motor de fondo permite realizar rotaciones más

eficientes con un mínimo desgaste.

Reduce el desgaste, fatiga y vibración de la tubería de perforación.

Versatilidad en la construcción de curvas de radio medio y largo.

El diámetro final del pozo es ligeramente mayor al de la broca, brindando

espaciamiento extra que facilita sacada y corrida de tubería, evitando pega.

La configuración rotor- estator y número de lóbulos brinda variaciones en torque

y RPM, que pueden aplicarse de acuerdo a las necesidades y características

del pozo.

5.1.1.3. DESVENTAJAS:

Debido al principio de funcionamiento los motores de fondo generan una

caída de presión interna entre 800 y 1000 psi, la cual adicionada a la caída

de presión de los demás componentes del BHA exigen una reducción en el

galonaje (para balancear la caída de presión). Como consecuencia se

opera con una potencia hidráulica restringida, disminuyendo la ROP. Este

aspecto lo hace vulnerable, en especial en las zonas de Tiyuyacu y Tena,

en donde se requiere el trabajo con el máximo diferencial posible.

Espiralamiento, debido a que el codo del conjunto de perforación hace que

la barrena gire de manera excéntrica con respecto al eje del BHA

(Schlumberger, 2016). Aumentando el torque y arrastre, produciendo

dificultades al bajar el revestidor.

El deslizamiento incrementa el riesgo de empaquetamiento y atrapamiento

de tubería, debido a que el BHA (excepto el motor y broca) se halla estático,

comprometiendo la limpieza y generando acumulación de sólidos en el

anular. Además se incrementa el tiempo de operación.

54

5.1.2. RESULTADOS Y VENTAJAS DE PERFORACIÓN CON SISTEMA RSS:

5.1.2.1. RESULTADOS

El RSS en TIPUTINI se usó para obtener menos tiempo de perforación, y ayudar a

obtener buenas correlaciones geológicas.

RSS cumple con varias funciones en una sola corrida:

Tolera altas revoluciones por minuto mientras mantiene buen control-

trayectoria.

Minimiza la tortuosidad.

Mantener el diseño hidráulico planteado.

Se tiene un pozo con gran exactitud, casi el mismo del diseño con respecto

a ángulo.

Versatilidad para manejar direccionalmente el plan, Las RPM ayudan a la

limpieza, información en tiempo real ya que las mediciones se las realiza

más cerca de la broca.

Como resultado final se enfatiza un excelente desempeño del PD900, los comandos

de la herramienta fueron recibidos y ejecutados sin problemas, cumpliendo además

satisfactoriamente con el plan direccional. Se recomienda el uso del PD para pozos

con inclinaciones mayores a 30°, ya que permite trabajar con altos gpm y altas RPM,

permitiendo tener una mejor limpieza del pozo aún con ROP elevadas.

5.1.2.2. VENTAJAS

Cuenta con el sensor Gamma Ray que ofrece las lecturas muy cerca de la broca,

permitiendo la correlación de topes formacionales en tiempo real, para lo cual se

debe tener en cuenta el ROP para tener una buena densidad de datos de las

medidas Gamma Ray.

55

Durante el desarrollo de un perfil direccional, el BHA se halla rotando todo el tiempo;

a diferencia del motor de fondo, en el cual el BHA deja de rotar para deslizar,

incrementando el riesgo de empaquetamiento.

Con el sistema RSS se pueden alcanzar altas revoluciones (120-150 rpm),

dependiendo esto de la capacidad del taladro de perforación en uso; en cambio el

motor de fondo el número de revoluciones para rotar el BHA depende del ángulo

con el que esté ensamblado el motor, que restringe la rotación proporcionada por

el top drive a bajas revoluciones (40-100 rpm) (Schlumberger, 2018).

Las propiedades del fluido de perforación, en conjunto con la velocidad de rotación

del BHA determinan la capacidad de transporte de recortes de perforación hacia la

superficie. Por lo cual al tener mayor RPM con el sistema RSS se optimiza la

limpieza del agujero.

Con los sistemas RSS se tiene 100% de control direccional, eliminando el

deslizamiento; y teniendo un mayor ROP.

En relación al motor de fondo, se reduce considerablemente los riesgos

empaquetamiento o pega de tubería.

En tanto a la caída de Presión, los sistemas RSS generan una caída de presión de

máximo 100 psi, lo que permite optimizar la hidráulica con relación del caudal,

aumentar la potencia hidráulica.

Durante la limpieza de zonas inestables o de arcillas reactivas, en donde se tiende

a incrementar o perder ángulo, según sea el caso; el sistema RSS tiene una mayor

ventaja frente al motor de fondo, ya que independientemente de los parámetros de

hidráulica y penetración, permite optimizar la limpieza ya que el sistema de rotación

continua evita que se acumulen los sólidos y se generen las denominadas camas

de sólidos. Mientras que el motor de fondo al deslizar, pierde eficiencia en la

limpieza y se tiende a acumular los sólidos, siendo más dificultoso el manejo de

ciertas arcillas o gumbos.

Resumiendo todo se tiene una disminución considerable en tiempos de ejecución.

56

5.1.2.3. DESVENTAJAS DEL SISTEMA RSS:

Se produce un fenómeno denominado Stick & Slip, que principalmente se producen

en los sistemas de rotación continua, cuando por efectos de fricción la broca deja

de rotar. Cuando la sarta sigue en movimiento, y al liberarse la broca tiende a

torcerse al rotar con mayor velocidad; y puede generarse una deformación de la

tubería o herramientas.

En varios pozos del campo analizado se evidenció problemas de sacada de BHA

a superficie, llegando a considerar el aumento de la densidad del fluido de

perforación hasta 10.7 ppg, al trabajar en la sección de 12 ¼”.

Se observó restricciones y aumento en el riesgo de pega geométrica, debido a la

configuración y diámetro resultante. Con el Power Drive el diámetro final del hoyo

es casi el mismo de la broca, es decir al sacar tubería o bajar Casing se tiene menos

espacio, generando restricciones.

Además se tiene cierta tortuosidad en el resultado final, debido al espiralamiento

producido por la rotación continua.

5.2. RESULTADO COMPARATIVO DE ROP DE POZOS TIPUTINI

POR SECCIÓN

5.2.1. ROP PARA POZOS PERFORADOS

Figura 5.1 ROP sección 16”


105,54148,43 144,66 152,6 152,5 154 150,3 182,2

142 180,3 169,8253,79

0

100

200

300

ROP SECCIÓN 16"

ROP PROMEDIO ROP NETO

57

El ROP para la sección de 16” tiene valores similares, debido a que en esta sección

se usa Motor de fondo, de manera mayoritaria; teniendo un aumento significativo en el

pozo TPTA-025, al tener la presencia de RSS en su perforación; como se aprecia en

la figura 5.2.

Figura 5.2 ROP Sección 12 ¼”


Teniendo en cuenta que la mayoría de los pozos analizados en la sección de 16” fueron

perforados con Motor de Fondo y considerando la profundidad, se tienen valores

similares, teniendo un incremento considerable de ROP promedio y neto en el pozo

TPTC-025.

Mientras que para la sección de 12 ¼” los pozos con Power Drive, que son los los

últimos perforados, TPTB-019 – TPTC-025 presentan un ROP (Promedio y Neto),

mucho mayor que los perforados con Motor de fondo, que son los que se hallan en la

parte media de la figura 5.2. Al considerar cada estado mecánico, se tienen intervalos

de perforación similares, por lo que los resultados de ROP son comparables. Para el

análisis respectivo se realiza la siguiente tabla resumen.

0

50

100

150

200

250

300

350

400

RO

P [

FT/H

)

POZOS

ROP SECCIÓN 12 1/4"ROP PROMEDIO ROP NETO

58

TABLA 5.1 VALORES PROMEDIO DE ROP- POZOS TIPUTINI

ESTADO

MECÁNICO

VALORES PROMEDIO COMENTARIOS

1

ROP

PROMEDIO

ROP

NETO

Ambos ROP para motor son menores a

los alcanzados con RSS, y en este grupo

se tienen dos pozos con el mismo

intervalo de perforación (2578’), con un

ROP de 146.77 [ft/h] para motor y 211.83

[ft/h] para RSS, variando el tiempo de

perforación, 17.6 [h] y 12.17 [h], para

cada herramienta respectivamente,

debido a que el tiempo de perforación

para motor aumente por el

deslizamiento, teniendo un total de 5.3

[h] deslizadas, siendo el 30% del tiempo

total. Mientras que en el sistema RSS se

cambiaron los comandos de mantener y

construir ángulo, con un 35% y 65%

respectivamente, pero manteniendo la

velocidad, sin tiempo adicional.

Motor

89.3 172.03

RSS

117.18

235.54

2

Motor

67.22

119.32

De igual manera, se tienen valores de

ROP menores para el caso de Motor. Y

de igual manera se tienen dos pozos

similares TPTC-016 (Motor y 1789’) y el

TPTB-019 (RSS y 1797’), teniendo un

ROP neto de 104 [ft/h] para el primer

caso, y 151[ft/h] para el segundo. En el

caso de perforación de RSS, a pesar de

tener varios conatos de pega,

especialmente en Tiyuyacu, el tiempo de

perforación y ROP superan al motor.

RSS

87.7

151

59

CONTINUACIÓN TABLA 5.1

3

Motor

95.69

170.47

En el grupo 3, los intervalos de

perforación no son exactamente iguales,

sin embargo son comparables, por lo

que se tomó los casos más

aproximados, teniendo los pozos TPTC-

007 (Motor y 4219’), y el pozo TPTA-024

(RSS y 4035’), en los cuales se tiene un

ROP neto de 200 [ft/h] y 330.74 [ft/h],

Con motor se tiene un 30% (6.3 [h]) de

tiempo deslizado, y ningún problema

adicional. En cuanto a los tiempos netos

de perforación se tiene 21.1 [h] y 12.2 [h]

para cada caso, respectivamente.

RSS

148.78

323.58



5.2.2. ROP PARA POZO TPT-MODELO1

Figura 5.3 ROP TPT-Modelo1 (Motor de Fondo)


107,22

375

0,00

100,00

200,00

300,00

400,00

ROP NETA

ROP MOTOR DE FONDO TPT-MODELO1

SECCIÓN 16" SECCIÓN 12 1/4"

60

Figura 5.4: ROP TPT-Modelo1 (RSS)


Con el análisis del pozo TPT-Modelo1, que fue simulado con ambas herramientas, y

al tener las mismas características de perforación (profundidad, topes, litología,

riesgos, etc.), se compara resultando en un ROP (Neto y Promedio),

considerablemente mayor para el caso del manejo del RSS, teniendo una optimización

en tiempo, teniendo en la sección de 16” un total de 27 horas para el caso del motor,

y de 24 para el sistema RSS (Tabla 4.8 y 4.9); y para la sección de 12 1/4”, se tienen

tiempos de 16 horas para motor y 10.1 para el sistema RSS (Tabla 4.8 y 4.9).

5.3. RESULTADO RPM, TIEMPO Y PROFUNDIDAD (INTERVALO)

DE PERFORACIÓN DE LOS POZOS TPT.

120,63

594,06

0,00

100,00

200,00

300,00

400,00

500,00

600,00

700,00

ROP NETA

ROP RSS TPT-MODELO 1SECCIÓN 16" SECCIÓN 12 1/4"

61

5.3.2. RESULTADO RPM DE PERFORACIÓN DE LOS POZOS TPT, POR

SECCIÓN.

Figura 5.5 RPM Sección 16” Pozos TPT


Para la sección de 16” no se puede realizar una comparación, debido a que se tiene

la mayoría de pozos perforados con motor de fondo. El pozo TPTA-025 al tener

presencia del sistema RSS dentro del diseño del BHA presenta valores dentro del

promedio, valores que se ajustan a los valores de trabajo de las herramientas.

Figura 5.6 Resumen Tiempo-Intervalo de perforación Sección 16” Pozos TPT


190160 171

115

171 169 177

127

177 176211 202

0

50

100

150

200

250

RP

M

POZOS

RPM SECCIÓN 16"RPM

0

2000

4000

6000

010203040

INTE

RV

ALO

[FT

]

TIEM

PO

[H

]

POZOS

TIEMPO-INTERVALO SECCIÓN 16"TIEMPO INTERVALO

62

Para la sección de 16” se nota una tendencia similar del tiempo considerando los

diferentes estados mecánicos, y al trabajar con motor de fondo los cambios no son

considerables para la comparación. Mientras que el único pozo en el cual se tiene un

pozo mucho menor de perforación, considerando el intervalo de perforación de pozos

similares con motor de fondo.

Figura 5.7 RPM Sección 12 ¼” Pozos TPT


Figura 5.8 Resumen Tiempo-Intervalo de perforación Sección 12 1/4” Pozos TPT


0

50

100

150

200

250

TPTC

-00

2

TPTC

-00

3

TPTC

-00

4

TPTC

-00

5

TPTC

-00

6

TPTC

-00

7

TPTC

-00

8

TPTC

-00

9

TPTC

-01

0

TPTC

-01

1

TPTC

-01

2

TPTC

-01

3

TPTC

-01

4

TPTC

-01

5

TPTC

-01

6

TPTC

-01

7

TPTC

-01

8

TPTB

-01

9

TPTB

-02

0

TPTA

-02

1

TPTA

-02

2

TPTA

-02

3

TPTA

-02

4

TPTA

-02

5

RP

M

POZO

RPM SECCIÓN 12 1/4" RPM

0

2000

4000

6000

0

10

20

30

TPTC

-…

TPTC

-…

TPTC

-…

TPTC

-…

TPTC

-…

TPTC

-…

TPTC

-…

TPTC

-…

TPTC

-…

TPTC

-…

TPTB

-…

TPTB

-…

TPTA

-…

TPTA

-…

TPTA

-…

TPTA

-…

TPTA

-…

INTE

RV

ALO

[FT

]

TIEM

PO

[H

]

POZO

TIEMPO-INTERVALO SECCIÓN 12 1/4"

TIEMPO INTERVALO

63

Al analizar la figura 5.8, para el estado mecánico 2 descrito en la tabla 4.12, se

comparan los pozos TPTC-016 (1789’) con motor, y el pozo TPTB-019 (1797’) con

RSS, la diferencia en el tiempo de perforación también es notable, teniendo para el

caso del motor un total de 17.2 horas, y para el RSS 11.9 horas de perforación, con

una diferencia de casi seis horas.

Finalmente, para el estado mecánico 3, tenemos a los pozos TPTC-007 (4219’) para

motor de fondo y el pozo TPTA-024 para RSS; teniendo para el primer caso un total

de 21.1 horas, y para el segundo pozo 11.9 horas.

5.4. VELOCIDAD DE RIH-POOH (CORRIDA DE TUBERÍA, SACADA

DE TUBERÍA), PARA TUBERÍA DE PERFORACIÓN (DP) (POOH)

Y CASING (RIH).

5.4.2. POOH PROMEDIO PARA TUBERÍA DE PERFORACIÓN (DP) POR

SECCIÓN:

Figura 5.9 POOH Promedio Sección 12 1/4” Pozos TPT- Estado Mecánico 1


741,32

493,018

0,00

500,00

1000,00

POOH PROMEDIO (DP) ESQUEMA MECÁNICO 1- SECCIÓN 12 1/4"

POOH MOTOR POOH RSS

64

El POOH como ya se mencionó, hace referencia a la velocidad de salida de tubería,

en este caso de tubería de perforación. Como resultado se observa en la figura 5.9 un

valor mucho mayor para el motor de fondo en este caso, es decir que fue más fácil

sacar la tubería de perforación y BHA hacia superficie, invirtiendo menor tiempo en los

pozos con motor de fondo, y teniendo más restricciones al momento de sacar la tubería

con el sistema RSS, debido a la configuración del hoyo.



Para el caso del Estado Mecánico 2 la diferencia es más marcada, teniendo una

velocidad de sacada de superficie mayor para el motor, lo que representa un manejo

óptimo dentro del hoyo y mayor facilidad al sacar la tubería, sin muchas restricciones.



556,86

300,05

0,00

500,00

1000,00


PROMEDIO POOH MOTOR PROMEDIO POOH RSS

327,30303,47

250,00

300,00

350,00


PROMEDIO POOH MOTOR PROMEDIO POOH

65

Finalmente, en el caso del Estado Mecánico 3, de igual manera se observa que la

velocidad de sacada de tubería es mayor que la del sistema RSS; de igual manera por

la configuración del hoyo.

5.4.3. RIH PROMEDIO PARA TUBERÍA DE REVESTIMIENTO (CSG) POR

SECCIÓN

Figura 5.12 RIH Promedio para Casing Sección 12 1/4” Pozos TPT- Estado Mecánico 1


De manera opuesta al caso de la tubería de revestimiento, se tiene un valor

considerablemente mayor para el caso del motor de fondo, que relacionándolo con los

resultados de POOH, y el análisis de reportes diarios se da una velocidad menor en el

caso del RSS debido a la configuración del hoyo, y los constantes riesgos de

empaquetamiento y pega durante la sacada de tubería; y la presencia constante de

puntos de apoyo y restricciones al momento de bajar la tubería de revestimiento.

939,30

568,30

0,00

500,00

1000,00

RIH PROMEDIO (CSG) ESQUEMA MECÁNICO 1- SECCIÓN 12 1/4"

RIH MOTOR RIH RSS

66



En el caso del Estado mecánico 2, los resultados arrojan valores similares en cuanto

a la comparación entre ambos sistemas, sin embargo la velocidad del RSS en RIH

para casing aumenta un poco, debido a las medidas de contingencia y parámetros de

optimización de perforación, como limpieza continua y repasos durante la perforación

del hoyo.



Y finalmente para el Estado Mecánico 3 se tiene un valor más balanceado para ambos

sistemas, sin embargo mayor para el motor de fondo.

984,11741,29

0,00

500,00

1000,00

1500,00


PROMEDIO RIH MOTOR PROMEDIO RIH RSS

741,23

621,63

500,00

600,00

700,00

800,00


PROMEDIO RIH MOTOR PROMEDIO RIH RSS

67

5.5. RESULTADOS DE TORQUE Y ARRASTRE OBTENIDOS AL

ANALIZAR LA PERFORACIÓN DEL POZO TPT-MODELO 1

CON LAS HERRAMIENTAS

De acuerdo a los resultados obtenidos en el programa “Drilling Office”, se puede tener:

TABLA 5.2 TORQUE DESDE SUPERFICIE MOTOR- 16”

Escenario Máximo torque en Superficie

[1000 /bf-ft]

Perforación rotando @ 3000’ 12.93

Deslizando -

Backreaming 13.68



En la tabla 5.2 se tienen los valores del torque necesario para rotar a 3000’ (punto de

Casing de 13 3/8”), y en los casos extremos cuando se necesite hacer back reaming.

Además se observan en el anexo 5.1 los respectivos torques para hoyo abierto y

entubado.

Además se observa el torque que se tendría al correr la tubería en hoyo abierto, y se

observa que al aumentar la profundidad, a su vez incrementa el torque, y que este se

halla muy por debajo del límite.

Además en los anexos 5.3 y 5.4, se puede observar las cargas sobre el gancho,

obteniéndose una curva con una concavidad particular para el caso de deslizamiento,

debido a que la tubería al construir tiende a apoyarse en las paredes del hoyo,

reduciendo las cargas en superficie.

68

TABLA 5.3 TORQUE DESDE SUPERFICIE MOTOR- 12 ¼”



Como se observa para la sección de 12 ¼” se necesita más torque para rotar la tubería,

así como el torque para Back reaming aumenta significativamente. Lo que de igual

manera se puede observar en el anexo 5.5.

De igual manera que en la sección de 16”, en el anexo 5.6, 5.7 y 5.8 se puede observar

las cargas, que varían en el deslizamiento por el fenómeno de apoyo, pero en este

caso la curva tiene un comportamiento variable en todo el intervalo.

TABLA 5.4 TORQUE DESDE SUPERFICIE RSS- 16”



De acuerdo a la tabla 5.4 y a los anexos 5.9 y 5.10 se observan los valores de torque

necesario para rotación en punto de casing, que varía ligeramente con respecto al

caso del motor, obteniendo curvas muy similares. En el anexo 5.11, se observa que se

tiene únicamente el resultado de cargas rotando, ya que no se desliza, obteniendo una

sola curva creciente de acuerdo a la profundidad.

Escenario Máximo torque en

Superficie [1000 /bf-ft]


Deslizando -

Backreaming 23.48

Escenario Máximo torque en

Superficie [1000 /bf-ft]

Perforación rotando @ 3000’ 13

Deslizando -

Backreaming 13.40

69

TABLA 5.5 TORQUE DESDE SUPERFICIE RSS- 12 1/4”

Escenario Máximo torque en Superficie

[1000 /bf-ft]


Deslizando -

Backreaming 22.80



De igual forma al analizar la tabla 5.5 y el anexo 5.12, 5.13 y 5.14 y junto con los

resultados de motor, se tienen valores bastante similares.

En el caso de las cargas se tiene de igual forma una sola curva continua al no tener

deslizamiento.

Concluyendo que el torque es muy similar para ambas herramientas, dependiendo

fundamentalmente de la formación y sus características.

70

CAPÍTULO 6

DISCUSIÓN

Como se puede observar en la primera parte de los resultados, de manera técnica y

de acuerdo a la perforación y limpieza del hoyo el sistema RSS sí ha tenido una

optimización con respecto a ROP [ft/h] y limpieza del agujero; todo esto resumido en

una reducción considerable de tiempo neto de perforación para cada intervalo.

En el caso del motor de fondo el tiempo aumenta debido al mecanismo de perforación

denominado “deslizamiento o slide”, en el cual la velocidad de perforación disminuye,

cumpliendo con el objetivo principal de construir ángulo. Y muy a pesar de su eficiencia

en construcción de ángulo; ya que cumple de manera satisfactoria con el plan

direccional; se aumenta el riesgo de pega de tubería, además de reducir la eficiencia

de perforación en cuanto a velocidad y limpieza del hoyo.

Y de igual manera, al momento de realizar las curvas de tiempos, que junto con el

análisis de la perforación de los pozos reales se logró ver la diferencia entre ambos

ROP, teniendo valores considerablemente favorables para el caso del RSS, ya que

para el caso del Motor se consideró los “slides”, correcciones de trayectoria y todas las

medidas de contingencia para los riesgos presentes en ambos casos, como son la

presencia de arcilla reactiva en ciertos tramos superficiales, y en el tope de Tiyuyacu,

lo que obliga a optimizar ciertos parámetros como el galonaje.

Sin embargo en esta optimización del sistema RSS se tiene una necesidad marcada

de incrementar los viajes de calibración, para la sección de 12 1/4” principalmente,

esto se analizó durante el diseño de la curva del tiempo, debido a que se tiene un límite

para el tiempo de perforación y rotación de tubería, siendo recomendado un tiempo de

hasta 20-30 horas continuas para lo cual se requiere un viaje de calibración.

Cabe mencionar el caso de sacada de tubería, que tuvo valores mucho más favorables

para el caso del motor de fondo, debido a la configuración del hoyo; en el caso del

71

RSS la configuración del hoyo tiende a tener alta tortuosidad y menor calibre debido a

la rotación continua, lo que incrementa la probabilidad de tener puntos de apoyo y

puntos apretados que dificulten la sacada de tubería, pudiendo llegar a atascamientos

o incluso empaquetamiento o pega geométrica, y para contrarrestar dichos fenómenos

se usa la circulación o Back Reaming. Y en este mismo aspecto la herramienta RSS

se vuelve más vulnerable de daños al momento de tener más contacto con las paredes

del hoyo al salir.

De igual manera la velocidad de corrida de Tubería de revestimiento fue un factor

favorable para el caso del Motor de Fondo, debido de igual manera a la configuración

del hoyo y tortuosidad. Dicha tortuosidad en el caso del sistema RSS se produce

debido a que los pads no siempre golpean en la dirección requerida, causando la

creación de cavernas o espirales, además que el agujero tiene casi el mismo diámetro

de la broca, lo que en principio parece beneficioso hasta que se tienen problemas en

sacada de tubería y corrida de casing.

Muy a pesar de los beneficios de la rotación en cuanto a limpieza de hoyo y reducción

de pega, en los casos reales estudiados, al trabajar con sistema RSS se observaron

casos marcados de riesgos recurrentes y conatos de pega, como es el caso del pozo

TPTC-005.

Otro aspecto de discusión, es el manejo del DLS para cumplir con el plan direccional,

como se dijo previamente, ambas herramientas cumplen con los requerimientos

direccionales de manera óptima, sin embargo se tiene un punto a favor del Motor de

fondo, debido a su versatilidad al momento de aumentar o disminuir ángulo de manera

drástica, ya sea para construcción, para corregir la trayectoria para evitar colisión, o

para contrarrestar la pérdida o incremento de ángulo natural de las formaciones, ya

que el Motor no tiene un mayor desgaste al cambiar dicha inclinación; mientras que el

RSS en situaciones severas requiere trabajar al máximo, llegando a forzar demasiado

a la herramienta. Esto se puede observar en los anexos 6.1, 6.2, 6.3 y 6.4, en los

cuales se compara el plan con los datos reales de perforación, teniendo curvas reales

muy similares, casi pegadas al plan.

72

En cuanto al galonaje y otros parámetros de perforación el beneficio es en el caso del

sistema RSS, debido a que tiene una gran versatilidad con el manejo de RSS en cuanto

a galonaje y RPM, ya que para el caso del caudal debido a la rotación continua y altos

RPM dados desde superficie no se requiere reducirlo, incluso en arenas no

consolidadas, optimizando la limpieza. Y en el caso de los RPM o velocidad de rotación

se trabaja en el caso del Motor de Fondo de acuerdo a las limitaciones de la

herramienta de mano con el galonaje; mientras que para el sistema RSS se lo maneja

de acuerdo a las limitaciones del taladro (específicamente del Top Drive), más no de

la herramienta.

Otro parámetro que cabe mencionar es el beneficio que brinda el sistema RSS con

respecto al hidráulica, debido a la interacción de las altas RPM con la formación, y

junto con la rotación continua, se crean un medio turbulento en torno al fluido

transportador de los cortes, evitando así que dichos sólidos queden adheridos,

formando camas de recortes aumentando el riesgo de empaquetamiento. Al manejar

altos galonajes se mejora el ROP en zona de arcilla y arenas no consolidadas, además

de mejorar mucho la limpieza en zonas de arcillas reactivas, reduciendo riesgos de

pega, es decir tiene un impacto positivo en el HSI. En lo que concierne a plan

direccional, ambas herramientas cumplen con los objetivos requeridos, como se puede

observar en el anexo.

En el caso de problemas mecánicos de las herramientas de los pozos analizados, se

tuvieron dos casos de consideración en los casos de perforación con Motor de Fondo,

teniendo un daño del motor de fondo, con restos del elastómero del estator en

superficie, lo cual obligó a la sacada del BHA para su cambio, lo que ocasionó Tiempo

no Productivo (NPT), con pérdidas de tiempo, y por ende económicas.

Adicionalmente para mencionar en los problemas técnicos de las herramientas, se

tiene pérdida de herramientas en fondo, debido a un mal manejo de parámetros

durante las operaciones; obligando a realizar un side track. Esto aparte de tiempo no

productivo, produjo pérdida de herramientas, fluido, servicios varios, etc.

73

Y finalmente, el parámetro que es el de mayor interés que es el costo. Se realizó un

análisis discriminado en torno al servicio direccional, arrojando valores

considerablemente altos para las herramientas relacionadas con el sistema RSS,

sobrepasando al costo del Motor de Fondo en casi el doble, debido a su complejo

sistema y tecnología. Por lo que los costos de Servicio direccional tienen una notable

diferencia.

Sin embargo, al hacer una estimación del presupuesto necesario para todos los

servicios diarios, de los cuales se tenía la información disponible, se tiene una ventaja

para el sistema RSS, debido igual a la reducción del tiempo de operación del mismo.

Es así que al haber analizado tanto técnicamente y a nivel de costos se concluye que

el Sistema RSS ha cumplido con las expectativas en tanto a eficiencia de perforación,

reducción de riesgos, tiempos, costos y problemas operacionales con respecto al

motor de fondo, a pesar de ciertas desventajas observadas y analizadas, que

seguramente con el perfeccionamiento de las operaciones se tendrá un avance mucho

mejor, con resultados excelentes para el desarrollo de pozos petroleros en el país.

74

CAPÍTULO 7

CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

7.1. CONCLUSIONES:

Para la perforación de un pozo se utilizan diferentes tipos de BHA, los cuales deben

ser diseñados para cumplir con diferentes funciones variables durante el proceso,

de acuerdo a los diseños mecánicos analizados se tiene: Para la sección de 16”,

mantener la verticalidad; iniciar la construcción del ángulo controlando que se

ajuste al plan, mientras se brinda un ROP óptimo y buena limpieza del hoyo. Para

la sección de 12 ¼” se sigue construyendo ángulo, y se llega a la tangente, para lo

cual la herramienta debe tener una buena respuesta direccional, continuando con

buen ROP y limpieza. Mientras se realiza esto, controlar a la vez los parámetros,

de acuerdo a la litología de cada formación.

Cada formación tiene diferentes características y respuestas para cada pozo, de

esta manera se observó la presencia de carbón, limolita, o arcilla reactiva como

ejemplo, que dificultan la perforación reduciendo o incrementando el ángulo de

inclinación; o a su vez comprometiendo la limpieza del hoyo, por lo que se debe

tener medidas de contingencia para solventar dichas situaciones.

En cuanto a la comparación de ambas herramientas, ambas tienen una serie de

ventajas y desventajas al momento de la perforación, sin embargo al analizar la

respuesta direccional las dos herramientas tienen una excelente respuesta y

resultado, al compararlo con el programa de perforación.

75

En ambos casos se tiene una serie de riesgos inherentes en la perforación, para lo

cual cada herramienta tiene diferentes respuestas, como es el caso del galonaje y

RPM, lo cual es de mayor beneficio en el caso del RSS, optimizando la perforación.

Se ha tenido una mejora significativa en el tema de tiempos y costos, que se ven

marcadas en el análisis de resultados, y los resultados han sobrepasado las

expectativas.

El diseño propuesto muestra el estudio en sí de la aplicación del sistema RSS de

ambas secciones, a pesar que en la perforación de pozos se tiene la aplicación de

BHA convencionales; mostrando optimización de tiempo y costos.

En el diseño de las curvas de tiempo se pudo analizar la diferencia en el manejo

de tiempo para cada sección, teniendo que aplicar medidas de contingencia para

los diferentes riesgos que se pudieran presentar. De esta manera para el Motor de

fondo se tienen menores ROP, mayores tiempos; para el sistema RSS se tiene la

necesidad de mayor número de viajes de calibración, mayor ROP, mayor galonaje,

principalmente.

La velocidad de rotación (RPM) se halla en función de las limitaciones o

funcionamiento de cada herramienta, estando para el motor en función del diseño

de dicha herramienta, y para RSS de acuerdo a la capacidad del taladro.

A pesar de los buenos resultados técnicos y económicos de los sistemas RSS, no

se deja de lado el uso de Motores de Fondo por su versatilidad y sus ventajas

direccionales, y en general operacionales, los cuales con buenas maniobras y

parámetros dan un resultado confiable y eficiente.

Los costos estimados del diseño no son tan exactos, debido a que se tuvo

información generalizada, sin tomar en cuenta las secciones y herramientas

aplicadas, sin embargo presentaron valores muy similares a los reales, permitiendo

76

un análisis óptimo, especialmente al considerar un BHA con RSS en la sección de

16”.

Ambos sistemas son confiables y recomendables en la aplicación de la perforación,

así como el manejo de riesgos e inconvenientes operacionales, estando de acuerdo

al criterio de los operadores encargados de los programas de perforación.

Sin embargo la aplicación del sistema RSS es recomendada para pozos de alta

inclinación, debido a los buenos resultados; además el uso de dicha herramienta

en todas las secciones optimizaría el tiempo y resultados de una manera

significativa.

El ROP mejoró en casi el 100% con el sistema RSS, resultando en una optimización

total de tiempo de perforación.

En ciertos parámetros como galonaje, RPM y ROP, el sistema RSS presentó un

resultado satisfactorio, ya que al realizar la caracterización de ambas herramientas

para igualar la capacidad del RSS, el motor debía funcionar a su más alta

capacidad de galonaje, para así aumentar RPM y limpieza.

La elección de cualquiera de las herramientas se relaciona fundamentalmente con

las necesidades en tanto a eficiencia, y control de trayectoria, así como el

presupuesto planeado.

Al tener una optimización de tiempos de perforación y por ende de terminación del

pozo, se tendrá una producción temprana, teniendo a su vez ganancias

adelantadas al plan; pudiendo recuperar y ganar las inversiones.

Durante el transcurso de la perforación, aumenta progresivamente el índice de

dificultad de la perforación (DDI), por lo cual es necesario tener en cuenta planes

de contingencia y diseños nuevos de BHA para contrarrestar dicho aspecto.

77

7.2. RECOMENDACIONES:

Realizar planes de contingencia frente a presencia de litología no planeada, ya que

puede poner en riesgo la trayectoria del pozo, alejándola del programa inicial.

El diseño de cada pozo es importante, considerando las características de cada

uno, teniendo las diferencias y requerimientos para cada caso.

Tener en cuenta las potencialidades de cada herramienta para el diseño, así como

los requerimientos y exigencias estatales, con el fin de obtener las ventajas y

resultados esperados.

No poner en riesgo las operaciones, las herramientas o al personal con el fin de

obtener un menor tiempo en la operación, la confiabilidad de los resultados y su

eficiencia, representa muchas veces mayor tiempo y costo.

Incluir un análisis de riesgos en el programa de perforación, determinando la

probabilidad y severidad de ocurrencia de ciertos eventos que pudieran ocurrir,

para tomar decisiones y acciones frente para solventarlos.

Analizar estudios de factibilidad para cada pozo, de acuerdo a sus características

propias; y tomar en consideración el ángulo de inclinación al que se desea llegar.

78

REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS:

Bourgoyne A., Millheim K., Chenevert M., Young F. (1991). Applied Drilling

Engineering. Texas, USA: SPE Book.

Coloma, M. (2008). Evaluación de ensamblajes de fondo (BHA) para optimizer el

tiempo de perforación en pozos direccionales en el campo Sacha. Escuela Superior

Politécnica del Litoral, Guayaquil, Ecuador.

Cougar Drilling Solutions. (2012). Motor operations HandBook. Edmont, AB- Canada.

Version 5.

Facultad de ingeniería-UBA. Motores de Perforación.

Pemex. Diseño de la Perforación de

pozos.http://oilproduction.net/files/Diseno%20de%20perforacion.pdf

Petroamazonas EP. (2014). Informe-PAM-2014.

Petroamazonas EP. (2016). Reportes finales de perforación – Pozos Tiputini (TPT).

Petroamazonas EP. (2016.) Programas de Perforación – Pozos Tiputini (TPT).

Polanco, J. y Ramírez, L. (2016). Diseño de un pozo geonavegado usando sistemas

rotativos direccionales híbridos. doi: 9-1.indb.

Rivadeneira, M. y Baby, P. (2001) La Cuenca Oriente: Geología y Petróleo. Quito,

Ecuador: Editores científicos.

Salazar, O. (2011). Perforación Direccional. Instituto Politécnico Nacional. México D.F.

Santos, O. (2015). Estudio de los problemas operacionales durante la perforación de

los pozos direccionales en la plataforma “Drago Norte 2”. Escuela Politécnica

Nacional, Quito, Ecuador.

http://oilproduction.net/files/Diseno%20de%20perforacion.pdf

79

Soque, L. (2012). Estudio de los problemas presentados durante la perforación de

pozos direccionales con alto ángulo de inclinación en un campo del Oriente

ecuatoriano. Escuela Politécnica Nacional, Quito, Ecuador.

Schlumberger. (2000). “Nuevos rumbos en la perforación rotativa direccional”. Oilfield

review.

Schlumberger. (2016). “Perforación en el modo deslizamiento con torsión” .Oilfield

review.

Yuquilema, J. (2010). Modelo Depositacional de la Arenisca T en la Cuenca Oriente.

Quito, Ecuador.

80

GLOSARIO

Arcillolita: Roca compacta, conformada por partículas de tamaño similar al de la arcilla.

Arenisca: Roca sedimentaria, conformada por granos de arena compactos, que

determinan su dureza.

Back Reaming: Proceso de bombeo y rotación del BHA, de manera simultánea a su

sacada a superficie.

BHA: “Bottom Hole Assembly”. Ensamblaje de fondo, conformado por tubería y

herramientas para las diferentes operaciones en los pozos.

BUR: “Build up Rate”, rata de construcción de ángulo.

Csg: “Casing”, Tubería de Revestimiento.

Dls: “Dog Leg Severity”, Tasa de severidad de cambio de ángulo.

DP: “Drill Pipe”, Tubería de perforación.

Galonaje: (Galones por Minuto, GPM), Cantidad de galones de fluido bombeados en

un minuto.

Gyro: Dispositivo para obtener datos de trayectoria de equipos de perforación.

HSI: Parámetro de hidráulica, que representa la potencia consumida por la broca.

Inc In/Inc Out: Inclinación de entrada/ Inclinación de salida.

KOP: “Kick off Point”, Punto de inicio de construcción de ángulo.

Lutita: Roca sedimentaria, conformada por partículas de tamaño similar al de la arcilla

y limo.

LWD: “Logging while drilling” Medición de propiedades de una formación, durante la

perforación.

Md: “Measured depth”, Profundidad total medida, en pies.

Mwd: “Measurements while drilling”, evaluación de propiedades físicas mientras se

perfora.

PD: Power Drive, herramienta de perforación.

PDM: “Positive Displacement Motor”, Motor de desplazamiento positive.

POOH: “Pull out of hole”, extracción de tubería del pozo.

Psi: “Pound square inch”. Medida de presión, Libra por pulgada cuadrada.

81

RIH: “Run in hole”, Corrida de tubería en el pozo.

ROP: “Rate of penetration”, Velocidad de penetración del hoyo.

RPM: Velocidad de rotación de la tubería (Revoluciones por minuto).

RSS: “Rotary Steerable System”, Sistema de Rotación Continua.

Side Track: Perforación secundaria de un pozo, desviándolo de su trayectoria original.

TPTC: Campo Tiputini- Plataforma “C”.

TVD: “True vertical Depth”, profundidad vertical verdadera.

WOB: Peso sobre la broca.

82

ANEXOS

83

CAPÍTULO 1

(SIN ANEXOS)

CAPÍTULO 2

ANEXO 2.1 TIPOS DE BHA

BHA TIPO FULCRUM

FUENTE: Weatherford

BHA EMPACADO

FUENTE: Weatherford

84

BHA PENDULAR

Fuente: Weatherford

85

CAPÍTULO 3

ANEXO 3.1 MECANISMOS DE PERFORACIÓN

FUENTE: Perfoblogger

86

ANEXO 3.2: SECCIONES Y HERRAMIENTAS USADAS PARA SU PERFORACIÓN

POZO SECCIÓN 16 SECCIÓN 12 ¼” SECCIÓN 8 ½”

TPTC-002 MOTOR

A9625640MXP 14

5/8” OD

MOTOR

A825M7840XP

11,750 OD

MOTOR

A67M7850XP 7,38

OD.

TPTC-003 MOTOR

A962M7848GT 15 ¾”

OD

MOTOR

A825M7840XP 12””

OD

MOTOR A675M 8

1/8” OD

TPTC-004 MOTOR

A962M5640XP 15 ¾”

OD

PD 900 X6 12 ¼” OD MOTOR

A675M7850XP, 8 ¼”

OD

TPTC-005 MOTOR

A962M5640XP 15 ¾”

OD

PD 900 X6 12 ¼” OD NEAR BIT

TPTC-006 MOTOR

A962M5640XP 15 ¾”

OD

MOTOR A962M7848

12” OD

MOTOR

A675M78XP

TPTC-007 PENDULAR MOTOR A962M5640

12” OD

MOTOR

A675M78XP


12” OD

NEAR BIT


12” OD

NEAR BIT

TPTC-010 PENDULAR MOTOR A

962M5640XP 12”

NEAR BIT

TPTC-011 CONVENCIONAL MOTOR A962M5640

12” OD.

CONVENCIONAL

MOTOR

A962M7848GT 12”

NEAR BIT

87

CONTINUACIÓN ANEXO 3.2

TPTC-012 PENDULAR CONVENCIONAL

MOTOR A962M5640

12” OD

NEAR BIT

TPTC-013 PENDULAR MOTOR

A962M7848GT 12”

OD

NEAR BIT

TPTC-014 MOTOR

A962M5640XP 15 ¾”

OD

MOTOR

A962M5640XP 12”

NEAR BIT

TPTC-015 MOTOR A

962M5640XP 15 ¾”

OD

MOTOR

A962M5640XP 12”

NEAR BIT

TPTC-016 MOTOR

A962M5640XP 15 ¾”

OD

MOTOR A

962M5640XP 12” OD

NEAR BIT

TPTC-017 MOTOR

A962M5640XP 15 ¾”

OD

MOTOR

A962M7848GT 12”

OD

NEAR BIT

TPTC-018 MOTOR

A9625640XP 15 ¾”

OD

MOTOR A962M5640

XP 12” OD

NEAR BIT

TPTB-019 MOTOR

A962M7848GT 15 ¾”

OD


A675M7850XP 8

3/8” OD

TPTB-020 CONVENCIONAL

MOTOR

A962M7848GT 10,5”

MD


A675M7850XP 8

3/8” OD

TPTA-021 CONVENCIONAL PD 900 X6 12 ¼”

PD 900 RECIVER 11

¾”

NEAR BIT

88

CONTINUACIÓN ANEXO 3.2


PD 900 RECIVER 11

¾”

BIT SUB

TPTA-023 CONVENCIONAL POWER V 12 ¼”

POWER V-

RECEIVER 11 3/4”

BIT SUB


RECEIVER 11 ¾”

NEAR BIT

TPTA-025 CONVENCIONAL

MOTOR A9625640

MXP 15 ¾” OD

PD 1100 X6 CA 15

7/8” OD

PD 900 X6 12 ¼” MOTOR 1

675M7850 XP 8 ¼”


89

ANEXO 3.3 CARACTERIZACIÓN DE POZOS PERFORADOS

POZO

TIEMPO DE PERFORACIÓN

[h] INCLINACIÓN MÁXIMA [°] AZIMUTH [°]

TPTC-002 13,25 0 0

TPTC-003 10,96 28,21 181,45

TPTC-004 10,5 49,24 14,61

TPTC-005 11,42 54,57 317,28

TPTC-006 10,42 46,73 205,15

TPTC-007 7,5 27,11 42,15

TPTC-008 6,21 24,73 316,76

TPTC-009 8,58 41,46 290

TPTC-010 7,75 30,97 246,58

TPTC-011 18,27 49,05 243,23

TPTC-012 9,04 34,08 97,23

TPTC-013 7,77 36,95 137,68

TPC-014 10,48 48,66 345,77

TPTC-015 12,21 59,96 221,08

TPTC-016 14,21 55,86 265,86

TPTC-017 12,31 53,34 294,11

TPTC-018 9,81 47,42 44,09

TPTB-019 14,02 48,16 153,17

TPTB-020 10,88 0 0

TPTA-021 6,67 31,25 28,27

TPTA-022 6,67 29,66 270

TPTA-023 8,35 0 0

TPTA-024 7,27 27,96 330,97

TPTA-025 8,42 52,32 90,24


90

CAPÍTULO 4

ANEXO 4.1 ESQUEMA MECÁNICO POZO TPT-MODELO 1


91

ANEXO 4.2 FLUIDOS POR SECCIÓN

SECCIÓN INTERVALO FORMACIÓN DENSIDAD TIPO FLUIDO

16” 2895’ ORTEGUAZA 8.4-10.1 DISPERSO/ULTRADRILL

12 ¼” 3210’ ORTEGUAZA,

TIYUYACU,TE

NA

10.2-10.8 ULTRADRILL

8 1/2” 3561,06 NAPO 9-9.2 FLO-PRONT


92

ANEXO 4.3 ROP PLANEADO POR FORMACIÓN- MOTOR DE FONDO

ROP PLANEADO- MOTOR DE FONDO

FORMACIÓN TOPE FT

PERFORADOS

TIEMPO [h] ROP [ft/h]

INDIFERENCIADO 298 2000 17 117,64

ORTEGUAZA(16) 2960 40 2 20

ORTEGUAZA(16”) 1500 7 214,3

TIYUYACU 12 ¼” 4500 840 5 168

TENA 5348 757 4 189,25


93

ANEXO 4.4 ROP PLANEADO POR FORMACIÓN- RSS

ROP PLANEADO- RSS

FORMACIÓN TOPE FT

PERFORADOS

TIEMPO [h] ROP [ft/h]

INDIFERENCIADO

(PD-16”)

298 2000 15 133.33

ORTEGUAZA (PD-

16”)

2960 40 1 40

ORTEGUAZA 12 ¼” 1500 4.2 357.14

TIYUYACU 4500 840 3,8 221.05

TENA 5348 757 2.1 360.48


94

CAPÍTULO 5

ANEXO 5.1 TORQUE POZO TPT-MODELO 1, MOTOR DE FONDO- SECCIÓN 16”


0

500

1.000

1.500

2.000

2.500

3.000

3.500

0 10 20 30 40 50 60

Me

as

ure

d D

ep

th

Torque

Torque LoadCSG0.2OPH0.2

CSG0.3OPH0.3

95

ANEXO 5.2 CARGAS DURANTE EL DESLIZAMIENTO MOTOR- SECCIÓN 16”

POZO TPT- MODELO 1



0

500

1000

1500

2000

2500

3000

Bit D

epth

(ft

)

30 40 50 60 70 80 90

Slide Drilling HookLoad

Slide Dril l ing HookLoad (1000 lbf)Multi Depth Analysis @ DWOB = 35 (1000 lbf)

Well: TPTA-025 Borehole: TPTA-025 WBG: WBG_TPT_MODELO 1Trajectory: TPT- MODELO 1 BHA: BHA#2_16in_A962XP+MWD_MODELO 1

Mud wt: 10.1(lbm/gal) DWOB: 35 (1000 lbf) DTOR: 8 (1000 ft.lbf)Overpull: 30 (1000 lbf) Block wt: 50(1000 lbf)

FF: Slide CH/OH = 0.3/0.3, Rotational CH/OH = 0.3/0.3Scenario: 16D SlideDrill_MultiDepth 19-Jun-2018 16:46:41

96

ANEXO 5.3 CARGAS DURANTE LA ROTACIÓN MOTOR- SECCIÓN 16” POZO

TPT- MODELO 1



0

500

1000

1500

2000

2500

3000

Bit D

epth

(ft

)

30 40 50 60 70 80 90 100 110

Rotary Drilling HookLoad

Rotary Dril l ing HookLoad (1000 lbf)Multi Depth Analysis @ DWOB = 35 (1000 lbf)



FF: Slide CH/OH = 0.3/0.3, Rotational CH/OH = 0.3/0.3Scenario: 16D RotateDrill_MultiDepth 19-Jun-2018 16:46:41

97

ANEXO 5.4 TORQUE DESDE SUPERFICIE DURANTE LA PERFORACIÓN

ROTANDO MOTOR- SECCIÓN 16” POZO TPT- MODELO 1



0

500

1000

1500

2000

2500

3000

Bit D

epth

(ft

)

0 1 2 3 4 5 6 7 8

CH/OH = 0.2/0.2

CH/OH = 0.3/0.3

CH/OH = 0.4/0.4 CH/OH = 0.5/0.5

Rotating Off Bottom Surface Torque (1000 ft.lbf)



Scenario: 16D RotateOffBottom_MultiDepth 19-Jun-2018 16:46:41

98

ANEXO 5.5 TORQUE POZO TPT-MODELO 1, MOTOR- SECCIÓN 12 1/4”


0

500

1.000

1.500

2.000

2.500

3.000

3.500

0 10 20 30 40 50 60

Me

as

ure

d D

ep

th

Torque

Torque LoadCSG0.2OPH0.2

CSG0.3OPH0.3

99

ANEXO 5.6 CARGAS DURANTE EL DESLIZAMIENTO MOTOR- SECCIÓN 12 1/4”

POZO TPT- MODELO 1



2500

3000

3500

4000

4500

5000

5500

6000

6500

Bit D

epth

(ft

)

86 88 90 92 94 96 98 100

Slide Drilling HookLoad

Slide Dril l ing HookLoad (1000 lbf)Multi Depth Analysis @ DWOB = 30 (1000 lbf)

Well: TPTA-025 Borehole: TPTA-025 WBG: WBG_TPT_MODELO 1Trajectory: TPT- MODELO 1 BHA: BHA#4_12.25in_A962XP+MWD_MODELO 1


FF: Slide CH/OH = 0.3/0.35, Rotational CH/OH = 0.3/0.35Scenario: 12.25D SlideDrill_MultiDepth 19-Jun-2018 17:13:17

100

ANEXO 5.7 CARGAS DURANTE LA ROTACIÓN MOTOR- SECCIÓN 12 1/4”

POZO TPT- MODELO 1



2500

3000

3500

4000

4500

5000

5500

6000

6500

Bit D

epth

(ft

)

105 110 115 120 125 130 135





FF: Slide CH/OH = 0.3/0.35, Rotational CH/OH = 0.3/0.35Scenario: 12.25D RotateDrill_MultiDepth 19-Jun-2018 17:13:17

101


ROTANDO MOTOR- SECCIÓN 12 1/4” POZO TPT- MODELO 1



0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

Bit D

epth

(ft

)

0 2 4 6 8 10 12 14 16 18

CH/OH = 0.28/0.32

CH/OH = 0.32/0.38

CH/OH = 0.36/0.44

CH/OH = 0.4/0.5




Scenario: 12.25D RotateOffBottom_MultiDepth 19-Jun-2018 17:13:17

102

ANEXO 5.9 TORQUE POZO TPT-MODELO 1, RSS- SECCIÓN 16”


0

500

1.000

1.500

2.000

2.500

3.000

3.500

0 10 20 30 40 50 60

Me

as

ure

d D

ep

th

Torque

Torque Load

CSG 0.2 OPH0.2CSG 0.3 OPH0.3Off-btm Torque

CSG 0.4 OPH0.4CSG 0.5 OPH0.5Inclination

103

ANEXO 5.10 CARGAS DURANTE LA ROTACIÓN RSS- SECCIÓN 16” POZO TPT-

MODELO 1



0

500

1000

1500

2000

2500

3000

Bit D

epth

(ft

)

20 30 40 50 60 70 80 90 100 110



Well: TPTA-025 Borehole: TPTA-025 WBG: WBG_TPT_MODELO 1Trajectory: TPT- MODELO 1 BHA: BHA#3_16in_PD1100X6+MWD_MODELO 1


FF: Slide CH/OH = 0.3/0.3, Rotational CH/OH = 0.3/0.3Scenario: 16D1 RotateDrill_MultiDepth 19-Jun-2018 17:07:39

104


ROTANDO RSS- SECCIÓN 16” POZO TPT- MODELO 1



0

500

1000

1500

2000

2500

3000

Bit D

epth

(ft

)

0 1 2 3 4 5 6 7 8

CH/OH = 0.2/0.2

CH/OH = 0.3/0.3

CH/OH = 0.4/0.4 CH/OH = 0.5/0.5


Well: TPTA-025 Borehole: TPTA-025 WBG: WBG_TPT_MODELO 1Trajectory: TPT- MODELO 1 BHA: BHA#3_16in_PD1100X6+MWD_MODELO 1


Scenario: 16D1 RotateOffBottom_MultiDepth 19-Jun-2018 17:07:39

105

ANEXO 5.12 TORQUE POZO TPT-MODELO 1, RSS- SECCIÓN 12 1/4”



0

1.000

2.000

3.000

4.000

5.000

6.000

7.000

0 10 20 30 40 50 60

Me

as

ure

d D

ep

th

Torque

Torque Load

CSG0.28OPH0.32CSG0.32OPH0.38Off-btmTorque

106

ANEXO 5.13 CARGAS DURANTE LA ROTACIÓN RSS- SECCIÓN 12 1/4” POZO

TPT- MODELO 1

FUENTE:Schlumberger


2500

3000

3500

4000

4500

5000

5500

6000

6500

Bit

Dep

th (

ft)

100 105 110 115 120 125 130 135



Well: TPTA-025 Borehole: TPTA-025 WBG: WBG_TPT_MODELO 1Trajectory: TPT- MODELO 1 BHA: BHA#4_12.25in_PD900-MWD_MODELO 1


FF: Slide CH/OH = 0.3/0.35, Rotational CH/OH = 0.3/0.35Scenario: 12.25D1 RotateDrill_MultiDepth 19-Jun-2018 17:14:56

107


ROTANDO RSS- SECCIÓN 12 1/4” POZO TPT- MODELO 1



0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

Bit D

epth

(ft

)

0 2 4 6 8 10 12 14 16 18

CH/OH = 0.28/0.32

CH/OH = 0.32/0.38

CH/OH = 0.36/0.44

CH/OH = 0.4/0.5


Well: TPTA-025 Borehole: TPTA-025 WBG: WBG_TPT_MODELO 1Trajectory: TPT- MODELO 1 BHA: BHA#4_12.25in_PD900-MWD_MODELO 1


Scenario: 12.25D1 RotateOffBottom_MultiDepth 19-Jun-2018 17:14:55

108

CAPÍTULO 6

ANEXO 6.1 GRÁFICA PLAN VS REAL- MOTOR DE FONDO- POZO TPTC-015


0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

-1000 0 1000 2000 3000 4000 5000

TVD

[ft

]

V. Section[ft]

Plan- Real Pozo TPTC-015

REAL DISEÑO

109

ANEXO 6.2 GRÁFICA PLAN VS REAL- MOTOR- POZO TPTC-016


0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

-1000 0 1000 2000 3000 4000 5000

TVD

¨ft

*

V. Section [ft]


DISEÑO REAL

110

ANEXO 6.3 GRÁFICA PLAN VS REAL- RSS- POZO TPTC-005


0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

-500 0 500 1000 1500 2000 2500 3000 3500 4000

TVD

[ft

]

V. Section [ft]


REAL V SECT [ft] DISEÑO

111

ANEXO 6.4 GRÁFICA PLAN VS REAL- RSS- POZO TPTA-025


0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

-500 0 500 1000 1500 2000 2500 3000 3500 4000 4500

TVD

[ft

]

V. Section [ft]

Plan-Real TPTA-025

REAL DISEÑO

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ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL · 2019-04-08 · tener la aplicación del sistema RSS en la perforación de la sección de 16”, se propone el diseño de un pozo tipo “TPT-Modelo