Perforacion direccional 1_c_07

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Perforacion direccional 1_c_07

  1. 1. Facultad de Ingeniería - UBA Técnicas Energéticas - 67.56Perforación direccional
  2. 2. Introducción• Situaciones que requieren el uso de la perforación direccional: ∗ Complicaciones por la geología local. ∗ Incremento de la producción de un yacimiento desde un pozo en particular. ∗ Disminuir costos (ej: evitar instalaciones off-shore) ∗ Disminuir riesgos ambientales. ∗ Necesidad de mantener la verticalidad en pozos profundos. ∗ Pozos de alivio. ∗ Comercialización y distribución (construcción de oleoductos y gasoductos)
  3. 3. Introducción Al igual que en otras operaciones de perforación, enperforación direccional también existe la necesidad deobtener un rendimiento efectivo en costos. Según datos de importantes compañías, el costo deperforación representa aprox. el 40% de los costos dedescubrimiento y desarrollo. Reducción de un día deAreas marinas operación: ahorro de u$s 100000. Un día de adelanto genera una ganancia del mismo orden.
  4. 4. Evolución Tecnológica • Alrededor de 1850 → Orígenes perforación rotativa. • 1873 → Patentamiento del primer motor de fondo. • Década de 1920 → Perforación direccional controladaImpedir curvatura Desvío antede pozos verticales obstrucciones.
  5. 5. Evolución TecnológicaDesde entonces, los motores de desplazamiento positivo(PDM)1 que se colocan en los conjuntos de fondo (BHA) seutilizan para perforar todos los pozos direccionales.Principal problema → determinar la inclinación del pozo. Invención de dispositivos de medición precisos1Motores de Fondo → Motores hidráulicos accionadosmediante un tornillo energizado por la circulación del fluido deperforación.
  6. 6. Dispositivos y Técnicas de Relevamiento Los Relevamientos direccionales proporcionan al menos tres datos fundamentales: • Profundidad • Inclinación • AzimutTécnicas de Relevamiento → desde instrumentos magnéticos hasta sofisticados giroscopios.
  7. 7. • Relevamientos Magnéticos → inclinación y dirección del pozo en uno o varios puntos; utilizando un inclinómetro y una brújula, un cronómetro y una cámara. • Relevamientos Giroscópicos → mayor precisión. Utilizan una masa giratoria que apunta hacia una dirección conocida. El giroscopio mantiene su orientación para medir la inclinación y la dirección en estaciones específicas del relevamiento. Hoy se busca desarrollar métodos giroscópicos no invasivos.Métodos más modernos → medición durante la perforación (MWD)
  8. 8. MWD → Envían datos de relevamientos por telemetría depulsos del lodo: las mediciones son transmitidas comopulsos de presión en el fluido de perforación y decodificadasen las superficie mientras se avanza con la perforación.También transmite datos acerca de la orientación de laherramienta de perforación.Antes del desarrollo de los sistemas rotacionales, el correctoemplazamiento del portamechas y los estabilizadores en elBHA permitía controlar el incremento o reducción angular,daban un cierto control sobre la inclinación pero NO HABÍACONTROL SOBRE EL AZIMUT DE POZO.Década del 60 → motores direccionales que utilizan unaturbina de fondo (PDM) como fuente de potencia y un BHAcon una curvatura fija de aprox. 0.5º → control simultáneodel azimut y la inclinación
  9. 9. Perforación con motor direccionalSe logra de 2 modos:• Rotación → la totalidad de la sarta de perforación rota (igual que en la perforación convencional) y tiende a perforar hacia delante.• Desplazamiento → Para iniciar un cambio en la dirección del pozo, se detiene la columna de perforación en una posición tal que la sección curva del motor se encuentre ubicada en la dirección de la nueva trayectoria. Se refiere al hecho de que la porción de la sarta que no rota se desliza por detrás del conjunto direccional.
  10. 10. Hoy, un motor direccional típico constade:• Sección de potencia (PDM)• Sección curva (0 a 3º)• Eje propulsor• Mecha
  11. 11. Desventajas:• Se requiere una extrema precisión para orientar correctamentela sección curva debido a la elasticidad torsional de la columnade perforación.• Mayor problema → tendencia de la columna no rotativa a sufriraprisionamientos → la tubería principal se apoya sobre el ladoinferior del pozo @ produce velocidades desparejas alrededorde la tubería.• La falta de rotación de la tubería disminuye la capacidad deremover los recortes sobre el lado inferior del pozo, se puedeformar un “colchón” de recortes• Menor potencia disponible para mover la mecha. Esto, juntocon la fricción por el deslizamiento, reduce la tasa depenetración (ROP)
  12. 12. • Si se cambia del modo de deslizamiento al modo derotación con herramientas direccionales, se obtiene unatrayectoria más irregular.• Las numerosas ondulaciones aumentan la tortuosidad,esto aumenta la fricción durante la perforación.Durante la perforación se produce acumulación de gas enlos puntos altos y agua en los bajos
  13. 13. A pesar de todos estos problemas, la perforacióndireccional con motor direccional sigue siendo más efectivaen términos económicos y por el momento es el método deperforación más utilizado.
  14. 14. Sistema Rotativo Direccional (RSS: Rotatory Steerable Drilling System) La industria petrolera los clasifica en dosgrupos:• “Empuje de Mecha”→ + desarrollados (PowerDrive®)• “Direccionamiento de la mecha”→ - desarrollados
  15. 15. “Empuje de la mecha”Los conjuntos constituyen sistemas compactos y poco complicados.Solo agregan 3.8m a la longitud total del BHA.Comprende:• Unidad Sesgada: detrás de la mecha. Aplica una fuerza sobre lamecha en una dirección controlada mientras toda la columna gira.• Unidad de Control: detrás de la unidad sesgada. Contienedispositivos electrónicos, sensores y un mecanismo de control queproporcionan la magnitud y la dirección promedio de las cargas del ladode la mecha.
  16. 16. Unidad SesgadaPosee 3 patines externos articulados → activados por el flujo de lodocontrolado a través de una válvula que utiliza la diferencia de presión delodo existente entre el interior y el exterior.
  17. 17. La válvula de 3 vías de disco rotativo acciona los patines aldirigir el lodo en forma sucesiva a la cámara del pistón decada patín, a medida que rota para alinearse con el puntode empuje deseado en el pozo (opuesto a la trayectoriadeseada).Una vez que el patín pasa por el punto de empuje, la válvularotativa corta el suministro de lodo.Cada patín se extiende no más de 1 cm durante cadarevolución de la unidad sesgadaUn eje conecta la válvula rotativa con la unidad de controlpara regular la posición del punto de empuje. Si el ángulodel eje se encuentra geoestacionario con respecto a la roca,la mecha será empujada directamente en una dirección. Sino hay que modificar la dirección, el sistema opera en formaneutral.
  18. 18. Unidad de control• Mantiene la posición angular propia del eje de impulsorelativo a la formación.• Montada sobre cojinetes que le permiten rotar librementealrededor del eje de la sarta de perforación.• Posee su propio sistema de activación a través del cual sela puede dirigir para que mantenga un ángulo de girodeterminado o un ángulo de orientación de la herramientacon respecto a la roca.• Sensores del acelerómetro y magnetómetro proporcionaninformación relativa a la inclinación y el azimut de la mecha.Además, de la posición angular del eje de impulso.• En el interior → impulsores de turbina de rotaciónmontados en los extremos de la UC.
  19. 19. Estos impulsores desarrollan el torque necesario por medio deimanes permanentes de gran potencia cuya acción se suma ala de las bobinas de inducción ubicadas en la UC.La transmisión del torque desde los impulsores a la UC secontrola en forma eléctrica modificando la resistencia de lasbobinas de torsión.• Impulsor Superior o “torquer” → para aplicar torque a laplataforma, en la misma dirección de la rotación de la columnade perforación.• Impulsor Inferior → la hace girar en la dirección inversa.Otras bobinas generan energía para los dispositivoselectrónicos
  20. 20. El funcionamiento del sistema puede ser monitoreado pormedio de herramientas MWD y de los sensores en la UC.El nivel de referencia utilizado para establecer el ángulogeoestacionario del eje es proporcionado por unacelerómetro triaxial o por el magnetómetro montado en laUC.Sensores adicionales en la UC:• Velocidad instantánea de la columna de perforaciónrespecto a la roca.• Sensores térmicos y de vibración → registran datosadicionales sobre las condiciones de fondo.• Computadora instalada a bordo → muestrea y registra lascondiciones de perforación que se transmiten en formainmediata a la superficie por medio del sistema MWD o serecupera posteriormente.
  21. 21. Conceptos ImportantesLa capacidad para controlar la trayectoria del pozo no bastapara garantizar la construcción de un pozo exitoso, esnecesario realizar una cuidadosa planificación con equiposde geólogos, geofísicos e ingenieros trabajando enconjuntamente y no en forma secuencial.Una vez determinada la ubicación en la superficie y unobjetivo deseado en el subsuelo, se evalúan los costos,exactitud y factores técnicos para determinar el perfiladecuado: en S, horizontal, etc.Importante → seleccionar el RSS apropiado para el trabajo:• Situaciones proclives al aprisionamiento → herramienta• El RSS debe ser capaz de alcanzar el incremento angulardeseado.
  22. 22. La comunicación en tiempo real y la posibilidad de evaluar laformación resultan críticas para lograr resultados exitosos.•Sonda de comunicación de respuesta rápida → facilitar lacomunicación en tiempo real con el exterior.Conecta la interfaz del sistema telemétrico con el sistemaMWD por medio de pulsos magnéticos y confirma que lasinstrucciones han sido recibidas en la superficie
  23. 23. Principales Ventajas y beneficios:• Rotación continua de la sarta de perforación → mejora en gran medida la limpieza del pozo → minimiza el aprisionamiento de la columna → facilita el control dimensional• La potencia disponible en la mecha no disminuye por lanecesidad de realizar operaciones de perforación condeslizamiento.• El control direccional se puede mantener más allá del puntodonde el torque y el arrastre hacen que el deslizamiento conun motor resulte poco efectivo.
  24. 24. Algunos ejemplos...• Récord en longitud perforada con perforación direccional: Febrero de 1999 → Tierra del Fuego. Se perforo: Verticalmente → 1690 m Horizontalmente → 10585 m Longitud total perforada → 11184 mSe logró con un equipo para trabajos en tierra algo querequiere una instalación off-shore, reducción de costos deequipo, apoyo logístico, facilidades de producción,etc.
  25. 25. • Campo Njord (oeste de Noruega) → utilizó la tecnología RSS y sefinalizó 22 días antes de lo programado.• Campo Njord, pozo A-13-H → se planificó una trayectoria en W parapoder penetrar el yacimiento primario en diversos bloques de fallas.Se logró una reducción de costos de u$s 1.000.000 con respecto a unpozo perforado previamente en el mismo campo, ya que se redujo eltiempo de construcción a la mitad
  26. 26. • Campo Wytch Farm (UK) → récord de carrera perforadacon una sola mecha → 1287m en solo 84 hs, realizando ungiro de 110º con una gran inclinación.
  27. 27. Bibliografía•SCHLUMBERGER Ltd.: –http://www.oilfield.slb.com/media/resources/oilfieldreview/spanish00/sum 00/p20_31.pdf –http://www.oilfield.slb.com/media/resources/oilfieldreview/spanish03/sum 03/p24_39.pdf –http://www.oilfield.slb.com/content/resources/index.asp? –http://www.oilfield.slb.com/media/services/drilling/steerable/powerdrive_v ortex.pdf•El abece del petróleo y del gas.•Molina, Patricio; “Trabajo práctico para Técnicas Energéticas:Perforación Direccional”.

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