ANÁLISIS Y DISEÑO DE UN PLAN DE BROCAS ESTANDARIZADO ...

UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA EQUINOCCIAL

FACULTAD DE CIENCIAS DE LA INGENIERÍA

CARRERA DE INGENIERÍA DE PETRÓLEOS

ANÁLISIS Y DISEÑO DE UN PLAN DE BROCAS

ESTANDARIZADO MEDIANTE EL ESTUDIO LITOLÓGICO Y DE

PARÁMETROS OPERACIONALES PARA LA PERFORACIÓN DE

POZOS DIRECCIONALES EN EL CAMPO SACHA

TRABAJO PREVIO A LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO

DE INGENIERO DE PETRÓLEOS

JONATHAN DANIEL VELASCO CARRILLO

DIRECTOR: ING. RAÚL BALDEÓN LÓPEZ, M.Sc.

Quito, ENERO 2015

ii

© Universidad Tecnológica Equinoccial. 2015.

Reservados todos los derechos de reproducción

iii

DECLARACIÓN

Yo JONATHAN DANIEL VELASCO CARRILLO, declaro que el trabajo aquí

descrito es de mi autoría; que no ha sido previamente presentado para ningún

grado o calificación profesional; y, que he consultado las referencias bibliográficas

que se incluyen en este documento.

La Universidad Tecnológica Equinoccial puede hacer uso de los derechos

correspondientes a este trabajo, según lo establecido por la Ley de Propiedad

Intelectual, por su Reglamento y por la normativa institucional vigente.

Jonathan Daniel Velasco Carrillo

C.I. 1718842139

iv

CERTIFICACIÓN

Certifico que el presente trabajo que lleva por título " ANÁLISIS Y DISEÑO DE UN

PLAN DE BROCAS ESTANDARIZADO MEDIANTE EL ESTUDIO LITOLÓGICO

Y DE PARÁMETROS OPERACIONALES PARA LA PERFORACIÓN DE POZOS

DIRECCIONALES EN EL CAMPO SACHA", que, para aspirar al título de

Ingeniero de Petróleos fue desarrollado por Jonathan Daniel Velasco Carrillo,

bajo mi dirección y supervisión, en la Facultad de Ciencias de la Ingeniería; y

cumple con las condiciones requeridas por el reglamento de Trabajos de Titulación

artículos 18 y 25.

______________________________ Ing. Raúl Baldeón López M.Sc.

DIRECTOR DEL TRABAJO C.I. 1708042534

v

DEDICATORIA

Este trabajo y todo el esfuerzo que he realizado en mi vida se lo dedico a mi Padre

Dios, el flaco del cielo, a mi virgencita y a los angelitos que me han acompañado

incondicionalmente durante toda mi vida y me han iluminado en cada momento de

oscuridad.

A mis padres Jaime y Sonia que me han criado como hombre de bien, me han

apoyado en todas las decisiones de mi vida y se han sacrificado por mí y mis

hermanas. Se merecen todo lo mejor del mundo y luchare para poder devolverles

un poco de lo que ustedes han hecho por mí.

A mi Faby la compañera de mi vida, mi mejor amiga y mi amor, su apoyo, su

cariño su fortaleza y su sola presencia en mi vida me han hecho un mejor hombre

y muy feliz. “mi bendición”

A mis hermanas, mis tías, primas y primos que son mi sangre y que también me

han apoyado siempre en mi vida

Mis abuelitos que ya no los tengo en la tierra pero que son mis aliados en el cielo y

que me han inculcado el estudio y la superación, sobre todo a mi Lolita, “siempre

en mi corazón”.

POR Y PARA USTEDES TODO MI ESFUERZO.

vi

AGRADECIMIENTO

A quien más podría agradecer si no es a mi Dios, Padre bondadoso que me ama y

me escucha. En todo momento y a todas horas siento tu presencia y tu AMOR

INCONDICIONAL. Gracias a mi virgencita madre del cielo y a los angelitos nunca

me han abandonado.

Gracias a mis padres por darme la vida, el amor y la educación, gracias por

hacerme el hombre de bien que soy y por qué sé que aunque a veces yo pueda

fallar ustedes me seguirán amando siempre. Le pido a Dios que me alcance la

vida para pagarles viejos queridos un poco de todo su amor y sacrificio.

Gracias a mi Faby Fabiana por su amor tan grande que me da fuerzas para seguir

luchando, gracias por ser mi apoyo en todo momento incluso cuando no lo

merecía, gracias por ser mi bendición y mi compañera de vida juntos hasta la luna.

Gracias por que a su lado siento que la vida es maravillosa y lucharé por nosotros

siempre.

Gracias hermanas mías han sido parte fundamental de mi desarrollo y a mis tías

Betty, Noemí y Sandra y primos gracias su cariño y momentos que hemos pasado

juntos. Son mi sangre y siempre los amare.

A mi Director de Tesis el Ingeniero Raúl Baldeon que me ha guiado y orientado

para la culminación de este trabajo así como también me ha brindado consejos de

la carrera y de vida.

Todos ustedes me han impulsado hasta este punto de mi vida que solo es el

comienzo de una vida de responsabilidades y de grandes retos que seguramente

superare con éxito gracias a ustedes.

vii

ÍNDICE DE CONTENIDOS

DECLARACIÓN ...................................................................................................... iii

CERTIFICACIÓN .................................................................................................... iv

DEDICATORIA ........................................................................................................ v

AGRADECIMIENTO ................................................................................................ vi

ÍNDICE DE CONTENIDOS .................................................................................... vii

ÍNDICE DE FIGURAS ............................................................................................. xi

ÍNDICE DE TABLAS ............................................................................................. xiii

ÍNDICE DE ANEXOS ........................................................................................... xvii

RESUMEN .......................................................................................................... xviii

ABSTRACT ............................................................................................................ xx

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

1.1. JUSTIFICACIÓN ........................................................................................ 3

1.2. OBJETIVOS ............................................................................................... 4

1.1.1. OBJETIVO GENERAL ......................................................................... 4

1.1.2. OBJETIVOS ESPECÍFICOS ............................................................... 5

2. MARCO TEÓRICO .......................................................................................... 6

2.1 PRINCIPIOS DE LA PERFORACIÓN DE POZOS..................................... 6

2.1.1. EL CONTRATISTA DE PERFORACIÓN ............................................. 7

2.1.2. EL INICIO DE LA PERFORACIÓN ...................................................... 7

2.1.3. CONTINUACIÓN DE LA PERFORACIÓN .......................................... 9

2.1.4. VIAJES DE TUBERIA POR CAMBIO DE BROCA ............................ 10

2.1.5. PROFUNDIDAD DE ENTUBACIÓN .................................................. 11

2.2. PERFORACIÓN DIRECCIONAL ............................................................. 12

2.2.1. TIPOS DE POZOS DIRECCIONALES .............................................. 13

2.2.1.3. En Forma de “S .............................................................................. 15

2.3. BROCAS DE PERFORACIÓN ................................................................. 17

viii

2.3.1. PRINCIPIOS ...................................................................................... 17

2.3.2. TIPOS DE BROCAS .......................................................................... 19

2.3.3. CÓDIGO IADC Y NOMENCLATURA ................................................ 41

2.3.4. CALIFICACIÓN IADC DEL DESGASTE EN UNA BROCA ............... 47

2.4. PARAMETROS OPERACIONALES ......................................................... 55

2.4.1. CONDICIONES DE OPERACIÓN. .................................................... 56

2.4.1.3. Revoluciones por minuto (RPM) ..................................................... 63

2.5. FACTORES HIDRÁULICOS QUE INFLUYEN EN LA PERFORACIÓN DE

POZOS .............................................................................................................. 68

2.5.1. ANÁLISIS DE LA HIDRÁULICA EN UNA BROCA ............................ 68

3. METODOLOGÍA ............................................................................................ 79

3.1. CARACTERÍSTICAS GENERALES DEL CAMPO SACHA ..................... 79

3.1.1. HISTORIA. ......................................................................................... 79

3.1.2. UBICACIÓN. ...................................................................................... 80

3.1.3. ASPECTOS GEOLÓGICOS. ............................................................. 81

3.1.4. GEOLOGÍA REGIONAL. ................................................................... 83

3.1.5. ESTRATIGRAFÍA DE LAS FORMACIONES. .................................... 84

3.1.6. TIPO DE ESTRUCTURAS................................................................. 86

3.1.7. CARACTERÍSTICAS DEL YACIMIENTO. ......................................... 86

3.1.8. RESERVAS. ...................................................................................... 87

3.1.9. ESTADO DE LOS POZOS PERFORADOS ...................................... 93

3.2. INFORMACIÓN PREVIA PARA LA SELECCIÓN DE UNA BROCA

TRICÓNICA O DE CORTADORES FIJOS (PDC) PARA PERFORAR ............. 94

3.2.1. Criterios de Selección de Brocas ....................................................... 94

4. PROPUESTA DE UNA METODOLOGÍA PARA LA SELECCIÓN DE

BROCAS. ............................................................................................................ 116

4.1. ESTADO MECÁNICO DEL POZO A PERFORAR. ................................ 117

4.2. REGISTRO DE BROCAS DE POZOS PARA CORRELACIÓN. ............ 118

4.3. SELECCIÓN DE LAS CARACTERISTICAS DE LAS BROCAS. ........... 119

4.4. SELECCIÓN DEL TAMAÑO DE LAS ESTRUCTURAS DE CORTE

(BROCAS DE CORTADORES FIJOS). ........................................................... 122

ix

4.5. SELECCIÓN DEL NÚMERO DE CORTADORES (BROCAS DE

CORTADORES FIJOS). .................................................................................. 124

4.6. NÚMERO DE ALETAS (BROCAS DE CORTADORES FIJOS) ............. 124

4.7. DIRECCIONABILIDAD. .......................................................................... 126

4.8. ROP PROMEDIO DEL CAMPO. ............................................................ 127

4.9. ANÁLISIS DE LA INFORMACIÓN DE POZOS PERFORADOS

ANTERIORMENTE .......................................................................................... 129

4.9.1. UBICACION DE LOS POZOS DE ESTUDIO .................................. 129

4.9.2. ANALISIS DE PARÁMETROS DE PERFORACIÓN RECOLECTADOS

EN LOS POZOS DE ESTUDIO .................................................................... 132

4.9.3. FLUIDOS DE PERFORACIÓN ........................................................ 140

4.9.4. ASENTAMIENTO DE TUBERIA DE REVESTIMIENTO CASING ... 143

5. CONSIDERACIONES GENERALES DE DISEÑO ...................................... 161

5.1. ESQUEMA MECÁNICO PROPUESTO. ................................................. 161

5.2. PROPIEDADES DEL FLUIDO DE PERFORACIÓN POR SECCIONES

165

5.2.1. SECCIÓN DE 16” ............................................................................ 165

5.2.2. SECCIÓN DE 12 ¼” ........................................................................ 166

5.2.3. SECCIÓN DE 8 ½ “ ......................................................................... 168

5.3. PLAN DE BROCAS POR SECCIONES ................................................ 169

5.3.1. SECCIÓN DE 26” ............................................................................ 169

5.3.2. SECCIÓN DE 16” ............................................................................ 169

5.3.3. SECCIÓN DE 12 1/4” ...................................................................... 184

5.3.4. SECCIÓN DE 8 ½”. ......................................................................... 200

5.3.5. RESUMEN DEL PLAN DE BROCAS PROPUESTO PARA EL CAMPO

SACHA. ........................................................................................................ 206

5.3.6. Resumen de Parámetros operacionales para la corrida de Brocas

Propuesto para el Campo Sacha. ................................................................ 208

5.3.7. Resumen de Parámetros Hidráulicos para la corrida de Brocas

Propuesto para el Campo Sacha. ................................................................ 210

5.4. ANÁLISIS ECONÓMICO ........................................................................ 211

6. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ............................................... 222

6.1. CONCLUSIONES................................................................................... 222

x

6.2. RECOMENDACIONES .......................................................................... 226

NOMENCLATURA .............................................................................................. 230

BIBLIOGRAFÍA .................................................................................................. 232

ANEXOS ............................................................................................................. 234

xi

ÍNDICE DE FIGURAS Figura 1. Perfil telescópico de tuberías de revestimiento ..................................... 11

Figura 2. Aplicaciones de la Perforación Direccional ............................................ 13

Figura 3. Perfil de un pozo direccional Tipo J convencional ................................. 14

Figura 4. Perfil de un pozo direccional Tipo S convencional ................................ 15

Figura 5. Fallo de la roca por esfuerzos compresivos. ......................................... 18

Figura 6. Fallo de la roca por esfuerzos de corte ................................................. 18

Figura 7. Diagrama de flujo para la clasificación de brocas de cortadores fijos. .. 20

Figura 8. Componentes de la broca de cortadores fijos. ...................................... 21

Figura 9. Broca PDC de cuerpo de acero. ............................................................ 22

Figura 10. Broca PDC de cuerpo de carburo de tungsteno (Matriz). .................... 23

Figura 11. Características del tamaño del cortador. ............................................. 24

Figura 12. Tipos de Perfil de una broca de cortadores fijos ................................. 27

Figura 13. Perfil de una broca de cortadores fijos. ............................................... 27

Figura 14. Características del perfil de la broca. .................................................. 28

Figura 15. Comparación del comportamiento de una broca según su perfil. ........ 29

Figura 16. Tamaños de Calibres de las Brocas. ................................................... 30

Figura 17. Clasificación de brocas tricónicas........................................................ 31

Figura 18. Componentes de la broca tricónica ..................................................... 33

Figura 19. Filas en las brocas tricónicas. ............................................................. 34

Figura 20. Tipos de inserto de carburo de tungsteno. .......................................... 39

Figura 21. Grados de desgaste del cortador ........................................................ 48

Figura 22. Medida del desgaste de la estructura de corte. ................................... 52

Figura 23. Regla de los dos tercios para medir el calibre. .................................... 55

Figura 24. Comportamiento del costo en función a los pies perforados. .............. 57

Figura 25. Eficiencia en el transporte de recortes vs velocidad anular. ................ 60

Figura 26. Respuesta típica de la ROP al cambio de pero sobre la broca. .......... 62

Figura 27. Respuesta típica de la ROP al cambio de la velocidad de rotación..... 64

xii

Figura 28. Variación del Torque con respecto a la inclinación del pozo. .............. 66

Figura 29. Variación del arrastre de la tubería vs profundidad desarrollada. ....... 67

Figura 30. Capacidad de limpieza y rata de flujo en una manguera de jardín. ..... 69

Figura 31. Capacidad de limpieza vs. Rata de flujo. ............................................. 70

Figura 32. Caballaje hidráulico de la broca vs. Caudal (TFA). ............................. 72

Figura 33. Velocidad crítica y los regímenes de flujo. .......................................... 75

Figura 34. Producción Promedio Diaria del mes de Enero 2015 Campo Sacha. . 80

Figura 35. Mapa de Ubicación del Campo Sacha ................................................ 81

Figura 36. Columna Estratigráfica Cuenca Oriente .............................................. 83

Figura 37. Columna estratigráfica del campo Sacha. ........................................... 85

Figura 38. Registros de Neutrones y Density para formaciones a Perforar ........ 105

Figura 39. Ubicación de los pozos en el campo Sacha ...................................... 131

Figura 40. Curva Modelo del peso del lodo para pozos del campo Sacha ......... 141

Figura 41. Diagrama Mecánico Modelo de pozos en el campo Sacha ............... 145

Figura 42. Promedios de Rendimiento de la perforación de Pozos campo Sacha

por el tipo de pozo Direccional ............................................................................ 159

Figura 43. Promedios de Rendimiento de la perforación de Pozos campo Sacha

por el diámetro del hoyo ...................................................................................... 160

Figura 44. Esquema Mecánico propuesto para los pozos del Campo Sacha .... 164

Figura 45. Broca tricónica de 16 pulgadas dientes de acero y 4 boquillas ......... 171

Figura 46. Broca PDC de 16 pulgadas cuerpo de matriz ................................... 179

Figura 47. Broca PDC de 16 pulgadas 8 boquillas ............................................. 179

Figura 48. Broca PDC de 12 ¼ pulgadas 7 boquillas, doble hilera de dientes ... 187

Figura 49. Broca Tricónica de Insertos de Carburo de Tungsteno de 12 ¼

pulgadas 3 boquillas. ........................................................................................... 195

Figura 50. Broca PDC de 8 ½ pulgadas 8 boquillas, doble hilera de dientes ..... 202

Figura 51. Comparación de parámetros obtenidos ROP, CCP y Tiempo de Viaje

entre el Plan Propuesto de brocas por sección y el Promedio del Campo. ......... 217

Figura 52 Porcentaje de mejora en los parámetros ROP, CCP y Tiempo de Viaje

............................................................................................................................ 218

xiii

ÍNDICE DE TABLAS

Tabla N° 1 Tipos De Brocas Tricónicas De Dientes De Acero .............................. 37

Tabla N° 2 Tipos de brocas tricónicas con insertos .............................................. 40

Tabla N° 3 Código IADC en una broca PDC. ........................................................ 42

Tabla N° 4 Código IADC para la característica y el tipo de formación en la que se

usa una broca tricónica. ........................................................................................ 44

Tabla N° 5 Código IADC para indicar el diseño del rodamiento/calibre en una

broca tricónica. ...................................................................................................... 45

Tabla N° 6 Cuadro estándar de la IADC para calificar el desgaste de una broca

PDC. ...................................................................................................................... 47

Tabla N° 7 Características del desgaste de la IADC para calificar una broca PDC.

.............................................................................................................................. 49

Tabla N° 8 Razones de salida de la broca o una corrida se da por terminada. .... 51

Tabla N° 9 Cuadro estándar de la IADC para calificar el desgaste de una broca

tricónica. ................................................................................................................ 51

Tabla N° 10 Características del desgaste de la IADC para calificar una broca

tricónica. ................................................................................................................ 53

Tabla N° 11 Valores de TFA para tamaños comunes de boquilla......................... 78

Tabla N° 12 Descripción Litológica De Los Yacimientos Productivos En El Campo

Sacha. ................................................................................................................... 84

Tabla N° 13 Parámetros Petrofísicos De Los Yacimientos Productivos En El

Campo. .................................................................................................................. 86

Tabla N° 14 Volumen In Situ De Los Yacimientos Productivos Del Campo Sacha

.............................................................................................................................. 87

Tabla N° 15 Reservas Recuperadas De Los Yacimientos Productivos Del Campo

Sacha .................................................................................................................... 88

Tabla N° 16 Reservas Remanentes De Los Yacimientos Productivos Del Campo

Sacha .................................................................................................................... 89

Tabla N° 17 Estimación De Reservas Por Método Volumétrico............................ 90

Tabla N° 18 Características De Pozos Del Campo Sacha .................................... 93

xiv

Tabla N° 19 Características de diseño, construcción y funcionamiento de las

barrenas de dientes de acero .............................................................................. 108

Tabla N° 20 Características de diseño, y funcionamiento de las brocas tricónicas

de insertos de carburo de tungsteno. .................................................................. 109

Tabla N° 21 Guía de Selección de las brocas de Diamante ............................... 110

Tabla N° 22 Efecto De Las Principales Propiedades Del Lodo En La Hidráulica De

Brocas ................................................................................................................. 113

Tabla N° 23 Información del taladro de Perforación ........................................... 114

Tabla N° 24 Capacidad de las Bombas de lodo del Taladro. ............................. 114

Tabla N° 25 Propiedades físico-mecánicas de las rocas .................................... 121

Tabla N° 26 Referencia de dureza de las formaciones con respecto a la UCS .. 122

Tabla N° 27 Tabla de referencia de diámetro de cortadores con respecto al

esfuerzo no confinado. ........................................................................................ 123

Tabla N° 28 Tabla de referencia del número de aletas con respecto al esfuerzo no

confinado. ............................................................................................................ 126

Tabla N° 29 Pozos seleccionados y coordenadas UTM ..................................... 129

Tabla N° 30 Prognosis de Topes y Bases formacionales campo Sacha ............ 133

Tabla N° 31 Matriz De Brocas De Perforación Usadas En Los Pozos Base ...... 138

Tabla N° 32 Resumen de los Fluidos De Perforación Usados En Los Pozos Base

............................................................................................................................ 142

Tabla N° 33 Profundidades de asentamiento de las tuberías de revestimiento

Campo Sacha. ..................................................................................................... 144

Tabla N° 34 Matriz de Pozos perforados y rendimientos ROP campo Sacha .... 147

Tabla N° 35 Diseño tubería de revestimiento ..................................................... 162

Tabla N° 36 Objetivos de la tubería de revestimiento ......................................... 163

Tabla N° 37 Propiedades del lodo en la corrida de 16” con broca Tricónica ...... 165

Tabla N° 38 Propiedades del lodo en la corrida de 16” con broca PDC ............. 166

Tabla N° 39 Propiedades del lodo en la corrida de 12 1/4” con broca PDC para la

sección de Orteguaza, Tiyuyacu y conglomerado superior. ................................ 167

xv

Tabla N° 40 Propiedades del lodo en la corrida de 12 1/4” con broca tricónica de

Insertos de Carburo de Tungsteno para atravesar conglomerado inferior Tiyuyacu.

............................................................................................................................ 167

Tabla N° 41 Propiedades del lodo en la corrida de 8 ½” con broca PDC ........... 168

Tabla N° 42 Selección del IADC para la broca tricónica de 16” .......................... 170

Tabla N° 43 Parámetros de operación seleccionados de la broca tricónica de 16”

............................................................................................................................ 172

Tabla N° 44 Características seleccionadas de la broca PDC de 16” .................. 177

Tabla N° 45 Parámetros de operación seleccionados de la broca PDC de 16” .. 181

Tabla N° 46 Características seleccionadas de la broca PDC de 16” .................. 186

Tabla N° 47 Parámetros de operación seleccionados de la broca PDC de 12 1/4”

Sección de Arcillas .............................................................................................. 189

Tabla N° 48 Parámetros de operación seleccionados de la broca PDC de 12 1/4”

Sección de conglomerado Superior de Tiyuyacu. ............................................... 190

Tabla N° 49 Resumen de Cálculos de Hidráulica para la broca PDC 12 ¼” para

Orteguaza, Tiyuyacu y conglomerado Superior ................................................. 192

Tabla N° 50 Características seleccionadas de la broca de insertos de carburo de

12 ¼” para conglomerado inferior. ...................................................................... 194

Tabla N° 51 Parámetros de operación seleccionados de la broca Tricónica de

Insertos de 12 1/4” Conglomerado Inferior. ......................................................... 196


Insertos de 12 1/4” Formación Tena. .................................................................. 197

Tabla N° 53 Resumen de Cálculos de Hidráulica para la broca Tricónica de

Insertos de Carburo de Tungsteno 12 ¼” para conglomerado inferior y Tena. ... 199

Tabla N° 54 Características seleccionadas de la broca PDC de 8 ½” ........... 201

Tabla N° 55 Parámetros de operación seleccionados de la broca PDC de 8 ½”. 203

Tabla N° 56 Resumen de Cálculos de Hidráulica para la broca PDC 8 ½” para

Basal Tena, Napo y Hollín. .................................................................................. 205

Tabla N° 57 Resumen del plan de Brocas para el Campo Sacha....................... 206

Tabla N° 58 Resumen de los parámetros operativos a aplicar en la corrida de

brocas para el Campo Sacha .............................................................................. 208

xvi

Tabla N° 59 Resumen de los hidráulicos a aplicar en la corrida de brocas para el

Campo Sacha ...................................................................................................... 210

Tabla N° 60 Ahorro de tiempo por eliminación de sección de 26” ...................... 212

Tabla N° 61 Detalle de Costos ahorrados en la corrida de la broca de 26” por pozo

............................................................................................................................ 212

Tabla N° 62 Ahorro calculado de acuerdo al número de pozos proyectados en la

corrida de la broca de 26” ................................................................................... 213

Tabla N° 63 Resumen de cálculos de costo por pie para el Campo Sacha por

sección ................................................................................................................ 215

Tabla N° 64 Resumen de ROP, CCP, Tiempo de viaje del plan de Brocas ........ 219

Tabla N° 65 Porcentaje de mejora final ROP, CCP, Tiempo de viaje del plan de

Brocas ................................................................................................................. 219

Tabla N° 66 Ahorro calculado de acuerdo al porcentaje de disminución del CPP

campo Sacha ...................................................................................................... 220

Tabla N° 67 Ahorro calculado de acuerdo al número de pozos proyectados en el

campo Sacha con el valor del CPP y eliminación de sección de 26” .................. 220

xvii

ÍNDICE DE ANEXOS

Anexo # 1 Programa de Brocas pozo Sacha 241D ............................................ 234

Anexo # 2 Programa de Brocas pozo Sacha 422D ............................................ 235

Anexo # 3 Boquillas usadas las brocas del pozo Sacha 241D ........................... 236

Anexo # 4 Boquillas usadas las brocas del pozo Sacha 422D ........................... 236

Anexo # 5 Evaluación de la broca triconica de 26" Pozo 221D .......................... 237

Anexo # 6 Evaluación de la broca PDC de 16 pulgadas Pozo 241D .................. 238

Anexo # 7 Evaluación de Desgaste de la broca PDC de 12 ¼ pulgadas Pozo

241D .................................................................................................................... 239

Anexo # 8 Cortadores y Aletas de la broca PDC de 12 ¼ pulgadas después de

atravesar el conglomerado Superior de Tiyuyacu Pozo 241D............................. 240

Anexo # 9 Calificación de desgaste de la Broca Tricónica de Insertos para el

Conglomerado Inferior en el pozo Sacha 422D................................................... 241

Anexo # 10 Evaluación de Desgaste de la broca PDC de 8.5 pulgadas Pozo 241D

............................................................................................................................ 242

Anexo # 11 Masterlog de litología Conglomerado inferior pozo Sacha 282D ..... 243

Anexo # 12 Perfil Direccional del pozo Sacha 241D .......................................... 244

xviii

RESUMEN

La perforación de pozos productores de petróleo es una actividad sustancial y

fundamental en el aumento de producción de petróleo del país, puesto que con

cada pozo productor efectivamente perforado se incrementa el volumen de crudo

extraído del yacimiento y así también la cantidad de ingresos que percibe el país

por concepto de venta de petróleo.

El objetivo de la perforación es construir un pozo útil: un conducto desde el

yacimiento hasta la superficie, que permita su explotación racional en forma

segura y al menor costo posible.

Para obtener un resultado exitoso en la perforación y un pozo útil en cuanto a los

requerimientos de producción y de yacimientos (profundidad programada,

diámetro establecido, etcétera.), se requiriere de un programa detallado y

sistemático de perforación y un correcto diseño de programa de brocas en el cual

se deben tomar en cuenta parámetros operacionales como peso sobre la broca

WOB, torque, RPM, diseños hidráulicos y de manera muy particular la geología del

campo.

Capítulo 1; Aquí se determinan las bases generales de la investigación y se da

una breve introducción al tema, así como también se establecen los objetivos del

presente trabajo.

Capítulo 2; se definen los fundamentos teóricos de las brocas de perforación,

clasificación de brocas, conceptos y principios de funcionamiento, estructuras de

corte, elementos que conforman los diferentes tipos de brocas, definición de

parámetros hidráulicos que permitan conocer y descifrar cómo funcionan estas

herramientas de perforación y que papel cumplen en la operación al construir un

pozo y sus parámetros operacionales con las que operan como WOB, RPM,

Torque y GPM.

Capítulo 3; se adentra en la información sobre el campo Sacha, geología y

litologia, tipos de pozos perforados, información de reservas y se determina los

xix

lineamientos a ser tomados en cuenta dentro del diseño del plan de brocas.

Información preliminar para la selección de brocas, pozos perforados.

Capítulo 4; aquí se desarrolla una metodología a ser usada para la selección de

las brocas de perforación dentro del plan estandarizado para el campo Sacha,

también se realiza un análisis de la información histórica del campo en los

aspectos litológicos, uso de brocas y parámetros de perforación así como también

las evaluaciones de brocas usadas en el campo para lo cual se presentan

matrices para su mejor manejo. Otro aspecto importante es la síntesis de la ROP

promedio del campo y los costos por pie que se habían obtenido por cada sección

perforada en el campo Sacha.

Capítulo 5; Se realiza el diseño del plan de brocas estándar que será propuesto

para todo el campo Sacha de acuerdo a la revisión de información litológica, de

broca previamente usadas en los pozos perforados en todo el campo y

correlacionándolos entre sí, además aquí se desarrolla el cálculo de parámetros

hidráulicos tomando en cuenta propiedades del lodo de perforación y la

comparación de pozos previamente perforados para definir parámetros

operacionales que permitan el mejor desempeño para cada broca en cada

sección a perforar.

Así como también se proporcionara un cálculo de la disminución de costos por

efecto de la aplicación de este plan de brocas cuando un pozo vaya a ser

perforado.

Capítulo 6; Presenta las conclusiones y recomendaciones a las que se llegó al

finalizar este trabajo de investigación

xx

ABSTRACT

The drilling of productive oil wells is a fundamental and essential activity to raise

the oil production in the country. Because with every oil producing well drilled

effectively the oil volume extracted from the reservoir increases and also the

economic earnings of the country.

The objective of drilling operations is to build a useful well, a conduit from the

reservoir to the surface, allowing rational exploitation in safely way and at the

lowest possible cost.

To reach a successful result in drilling operations and get a useful well according to

production and reservoir requirements (programmed depth, diameter set so forth.);

a systematic and detailed drilling program is required, also it is needed a drill bit

program designed correctly in which they must take into account operational

parameters such as weight on bit WOB, torque, RPM, hydraulic designs and in

very particularly way the field geology and lithology.

Chapter 1: Here the general bases of the investigation are determined and gives a

brief introduction to the topic, as well as the objectives of this work are also

establish.

Chapter 2: here several principles are defined the theoretical foundations of drill

bits, drill bits classification, concepts and principles of operation, cutting structures,

elements that make up the different types of drills, definition of hydraulic

parameters that allows to determine and decipher how these drilling tools work and

what role do the operation to build a well and their operational parameters.

Chapter 3: It enters the information about the Sacha field geology and lithology ,

types of wells drilled , oil reserves information and guidelines to be taken into

account in the design of the drill plan are determined. Preliminary information also

for selection of drill bits, wells drilled history is presented.

xxi

Chapter 4: here a methodology to be used for the selection of drill bits within the

standardized field Sacha plan is developed , an analysis of the historical data of

the field in the lithological aspects , using drill bits and drilling parameters and also

bit wear evaluation also used in the field for which matrices are presented for better

handling . Another important aspect is the synthesis of the ROP field average and

cost per foot which had been obtained for each perforated section in the Sacha

field.

Chapter 5: in this chapter the standard bit drilling program is designed to be

proposed for all the Sacha field according to a review of lithological information,

drill bits previously used in wells drilled in the whole field and correlating each

other, in addition in this chapter the calculations of hydraulic parameters are

developed considering drilling mud properties and comparison of previously drilled

wells to define operating parameters for the best performance for each bit in each

section being drilled.

Also an estimate of the reduction in costs due to the implementation of this bit plan

is provided when a well is about to be drilled.

Chapter 6: This chapter contains the conclusions and recommendations arrived at

the end of this degree work.

INTRODUCCIÓN

1

1. INTRODUCCIÓN

El método rotatorio de perforación de un pozo implica necesariamente el empleo

de una broca, que es la herramienta clave para el ingeniero de perforación.

Desde hace tiempo, la selección de la broca se considera clave para el éxito de

las operaciones de perforación. La broca correcta desempeña un rol esencial en la

optimización de la velocidad de penetración (ROP), lo que ayuda a minimiza los

costos del equipo de perforación y acorta el tiempo existente entre la puesta en

marcha de un proyecto y la primera producción. En los programas de desarrollo de

campos petroleros, la predicción de la ROP es crítica para la asignación eficiente

de equipos de perforación, personal y material.

Los operadores están perforando pozos de alcance extendido cada vez más

complejos, en los que una broca que no se adecua correctamente a la formación,

los parámetros de perforación, el BHA, o las herramientas de fondo de pozo,

puede introducir aspectos dinámicos indeseados o generar fuerzas que

produzcan la desviación del pozo respecto de la trayectoria planificada.

Por el contrario, una broca diseñada y seleccionada correctamente genera un

pozo más calibrado y un trayecto menos tortuoso. Estas características del pozo

permiten a los ingenieros registrar el pozo con más facilidad y luego instalar las

tuberías de revestimiento, las herramientas y los instrumentos requeridos para la

terminación planeada.

Teniendo en cuenta que la tecnología en las operaciones de perforación de pozos

petroleros es cada día es más avanzada y que se ha vuelto crítico lograr una

operación más eficiente, es obligación estar al tanto de estos avances y adaptarlos

a cada campo petrolero para obtener un máximo rendimiento en menores tiempos

y con disminución de costos.

2

Es importante tener en cuenta que cada casa constructora tiene sus propias

especificaciones y codificación para cada broca, pero tienen un objetivo en común

desarrollar una tecnología que nos permita avanzar en la perforación al menor

costo posible y con las mejores condiciones de seguridad.

El diseño de perforación de un pozo es un proceso sistemático y ordenado. Este

proceso requiere que algunos aspectos se determinen antes que otros. Por

ejemplo la predicción de presión de fractura requiere que la presión de la

formación sea determinada previamente.

Una de las etapas de diseño del pozo que es fundamental e indispensable es el

diseño de programa de brocas también conocidas como brocas o mechas.

Al diseñar un programa de brocas es indispensable tener en cuenta todos los

aspectos involucrados en la operación, y no dejar al azar ningún aspecto con el fin

de lograr perforar un pozo llegando al target planteado en el menor tiempo posible,

con menores costos y con condiciones de seguridad óptimas.

Un factor importante es el diseño del BHA, que es usado para seguir la trayectoria

planeada del pozo. El diseño correcto y el uso adecuado de los parámetros de

perforación hacen posible controlar la inclinación de los pozos direccionales

durante la perforación. La broca en este aspecto juega un papel preponderante al

permitir estabilidad en el fondo del pozo y mantener la dirección de la sarta

durante la operación.

Uno de los aspectos indispensables de conocer al momento de diagramar,

analizar y seleccionar brocas de perforación es la geología del campo que se va a

perforar, es así que la estratigrafía de un campo es una información fundamental,

en tanto que se conozcan las predicciones de sus topes y bases, espesores,

litología, consolidación y presiones de formaciones. Si bien es cierto esta

información incluso varia de pozo a pozo en una misma locación de perforación se

puede realizar correlaciones y predicciones conocidas como prognosis litológica

que permite tener un conocimiento a priori de lo que se espera durante la

3

perforación y de esta manera realizar el mejor análisis de ingeniería para cálculo

de hidráulicas, selección de brocas y optimización de parámetros.

Este trabajo se enfoca en ese análisis detallado y profundo sobre las condiciones

del campo Sacha uno de los más antiguos y el más grande del Ecuador para

desarrollar y diseñar para este campo un programa de brocas de perforación

conjuntamente con las hidráulicas y parámetros operativos que permita realizar la

operación de perforación de manera óptima sin dejar nada al azar ni al empirismo

y permitiendo una optimización en tiempos y costos.

1.1. JUSTIFICACIÓN

El campo Sacha es uno de los más productivos y grandes del país, y ha venido

produciendo durante 42 años, a pesar de que es un campo maduro en el año 2013

la firma estadounidense Ryder Scott certificó un incremento de reservas de 243

millones de barriles de crudo en ese campo. Este hallazgo histórico se ancla en el

campo 60, descubierto en 1969 en Joya de los Sachas, al noreste de Orellana. A

estas reservas que pueden ser explotadas se las conoce como remanentes y se

sumarán a los 3 000 millones de barriles de crudo de este tipo del resto de

campos del país. Hasta el 2008, las reservas probadas originales alcanzaron los

1205 millones de barriles de crudo en las cuatro estructuras geológicas estudiadas

en el campo Sacha. En cambio, las reservas remanentes hasta ese mismo año se

ubicaron en 378 millones, pero fueron calculadas en apenas una parte del área

total de concesión de 350 km2.

Este descubrimiento hace aún más importante las tareas de perforación en este

campo, ya que permitirá al país incrementar su producción de crudo y sus

ingresos por este concepto.

4

En la actualidad la perforación de pozos tiene como objetivo realizarse en el

menor tiempo posible y de una manera efectiva. Uno de los pilares fundamentales

para alcanzar dicho objetivo es el servicio de brocas de perforación, la correcta

selección y las condiciones óptimas de operación de la broca son dos premisas

claves para tener una perforación de calidad, rápida y económicamente eficaz.

Durante la planeación de un pozo, el encargado del programa de brocas debe

tener claros los conceptos fundamentales de la perforación, examinar

adecuadamente las condiciones de la formación que se pretende perforar y contar

con un diseño adecuado en lo referente a la broca que se va a usar.

Por lo tanto una adecuada y profunda descripción y análisis de los parámetros que

influyen en la determinación y selección de la broca de perforación son necesarios

ya que esto nos permitirá conocer por ejemplo que broca es más idónea para cada

tipo de formación que se va a atravesar y el diseño adecuado de la hidráulica de

perforación para cada estrato; siempre tomando en cuenta que los equipos y

herramientas de perforación direccional forman parte importante para la

disminución de los tiempos y costos de perforación.

Es indispensable dar soluciones a los problemas que han presentado en la

selección de las brocas en la perforación para mejorar los parámetros

operacionales y que nos permita tener un desempeño óptimo de la herramienta,

durabilidad y estabilidad.

1.2. OBJETIVOS

1.1.1. OBJETIVO GENERAL

Diseñar un programa de brocas de perforación enfocado en el cálculo de

hidráulicas y la correcta selección de parámetros operacionales para optimizar los

tiempos y disminución de costos.

5

1.1.2. OBJETIVOS ESPECÍFICOS

Analizar las condiciones litológicas de las formaciones a atravesar

Seleccionar las brocas de perforación óptimas para cada tipo de

formación.

Calcular los parámetros hidráulicos y seleccionar los parámetros de

operación como peso sobre la broca (WOB), revoluciones por minuto

(RPM), y galonaje por minuto o caudal (GPM) adecuados para la

correcta operación de cada broca de perforación.

Determinar el beneficio económico que resultaría de la aplicación de

este plan de brocas.

MARCO TEÓRICO.

6

2. MARCO TEÓRICO

Para comprender lo referente al estudio y análisis de la teoría que fundamenta el

diseño y selección de un plan de brocas es necesario comprender los principios

básicos de perforación, y de los aspectos relacionados a la operación que

permiten tener un entendimiento claro y conciso de del desarrollo del plan de

brocas.

2.1 PRINCIPIOS DE LA PERFORACIÓN DE POZOS.

El ícono más reconocible de la industria del petróleo y el gas es una torre que

sobresale por su altura en la localización del pozo. El equipo de perforación

representa la culminación de un proceso de exploración intensivo; sólo puede

validarse un área prospectiva mediante la perforación de un pozo. Una vez que las

compañías petroleras adquieren los derechos de perforación en un área

prospectiva, sus geocientíficos transmiten las coordenadas de la zona productiva

potencial y los objetivos de la evaluación de formaciones a sus ingenieros de

perforación y éstos los traducen en objetivos de perforación.

El departamento de perforación planifica una trayectoria que maximice la

exposición del pozo a las zonas productivas y diseña los arreglos de fondo de

pozo (BHAs) para lograr ese recorrido. Los ingenieros preparan un plan detallado

para cada etapa del proceso de perforación. Esta prognosis de perforación

designa una localización en la superficie y la profundidad total (TD) del pozo, y

especifica el tamaño de la broca, las densidades anticipadas del lodo y los

programas de entubación necesarios para alcanzar la TD.

En lo que respecta a los pozos desviados o direccionales, la prognosis establece

la localización del fondo del pozo (BHL) y la profundidad de deflexión inicial y el

azimut para el punto de comienzo de la desviación (KOP). La prognosis sirve

7

además como base para presupuestar y obtener la autorización para las

erogaciones requeridas por la perforación (AFE).

2.1.1. EL CONTRATISTA DE PERFORACIÓN

Las compañías petroleras generalmente contratan a una compañía de perforación

para que perfore sus pozos. El contratista de perforación provee un equipo de

perforación y la cuadrilla de operarios. Estos servicios se contratan habitualmente

por una tarifa diaria que oscila entre miles y cientos de miles de dólares por día,

dependiendo del tipo de equipo de perforación utilizado.

En tierra firme, las tarifas diarias se determinan en general según la potencia

nominal del equipo de perforación, lo que además establece la profundidad hasta

la que puede perforar el equipo. La profundidad también se traduce en el tamaño

del equipo de perforación; los equipos más grandes transportan un malacate y la

torre con mayor capacidad de carga en el gancho para izar cientos de toneladas

de columna de perforación. Los equipos de perforación marinos, también valuados

por la potencia, se clasifican además sobre la base de la profundidad operacional

del lecho marino.

2.1.2. EL INICIO DE LA PERFORACIÓN

El contratista de perforación desplaza el equipo de perforación hasta la

localización y un agrimensor certifica su posición. A medida que la cuadrilla de

perforación monta el equipo, las distintas secciones de la tubería guía de gran

diámetro se sueldan entre sí y se hincan en el terreno; generalmente hasta

alcanzar un punto de rechazo, más allá del cual no pueden avanzar.

En el extremo superior de la tubería guía se fija un cabezal de pozo.

En el piso de perforación, la cuadrilla de perforación arma el BHA, que consta de

una broca de perforación, los portamechas (lastrabarrenas), los estabilizadores y,

8

en ciertos casos, un rectificador. Al BHA se le pueden incorporar sensores de

adquisición de registros durante la perforación (LWD), un motor de lodo y un

sistema para direccionar la broca a lo largo de la trayectoria especificada. El BHA

puede pasar de un tramo del pozo a otro para incrementar, mantener o reducir su

ángulo de inclinación.

Cada pieza del BHA está diseñada para desempeñar un rol específico. Los

portamechas que son secciones de tuberías pesadas y de paredes gruesas

proporcionan rigidez y peso para evitar la flexión de la columna de perforación.

Los estabilizadores incrementan la rigidez del BHA para prevenir las vibraciones y

mantener la trayectoria. En ciertas formaciones, se emplean rectificadores

especiales para mantener el pozo en calibre o ensancharlo más allá del diámetro

de la broca y para ayudar a reducir el torque y el arrastre. A su vez, el BHA se

conecta a los elementos tubulares de 9,5 m [31 pies] de la columna de perforación

pesada, que constituyen una transición entre los portamechas del BHA y la

columna de perforación estándar utilizada para armar la sarta de perforación que

acciona la broca.

El BHA se baja a través del piso de perforación y del cabezal del pozo y hacia el

interior de la tubería guía. Una vez que la broca se encuentra en el fondo, continua

perforando con la rotación y a medida que se avanza se van enroscando más

paradas de tubería (conjunto de tres tubos de aproximadamente 90 ft de longitud)

y se acopla a la unidad de mando rotativa del equipo de perforación que es el top

drive. La mesa rotativa hace girar la sarta, esta rota (girando hacia la derecha en

el sentido de las agujas del reloj) y comienza la perforación. El inicio de la

perforación se conoce en inglés como spudding in, y, al igual que la fecha de

nacimiento de una persona, se registra como la fecha de inicio de la perforación

del pozo.

9

2.1.3. CONTINUACIÓN DE LA PERFORACIÓN

A medida que la broca penetra más profundamente en el subsuelo, cada tramo

adicional de la columna de perforación se conecta al elemento tubular anterior, y la

sarta de perforación se vuelve cada vez más larga. Para enfriar y lubricar la broca

se bombea fluido de perforación, o lodo, en el fondo del pozo.

El lodo también transporta los recortes de roca generados por la broca. Los fluidos

de perforación habitualmente consisten en una fórmula especial de agua o una

fase continua no acuosa mezclada con barita en polvo y otros aditivos para

controlar la reología del lodo. (A veces, se emplea agua en las partes superiores

de un pozo; algunas presiones de formación son tan bajas que puede utilizarse

aire en vez de lodo.) Mediante bombas de alta presión, se extrae el lodo de los

tanques de superficie y se envía por el centro de la columna de perforación.

El lodo se descarga a través de las boquillas situadas en el frente de la broca. La

presión de la bomba impulsa el lodo hacia arriba, a lo largo del exterior de la

columna de perforación y luego éste llega a la superficie a través del espacio

anular existente entre la columna de perforación y la tubería de revestimiento, y

emerge a través de una línea de flujo instalada por encima del preventor de

reventones (BOP).

El lodo pasa por un cedazo (filtro) de mallas vibratorias situado en la zaranda

vibratoria; allí, los recortes de la formación son separados del lodo líquido, que cae

en los tanques de lodo a través de los cedazos antes de volver a circular en el

pozo.

El fluido de perforación es vital para mantener el control del pozo. El lodo se

bombea en el fondo para compensar los incrementos de la presión de fondo de

pozo, que de otro modo obligarían a los fluidos de formación a ingresar en el pozo,

lo cual produciría un peligroso golpe de presión o incluso un reventón. No

obstante, la presión ejercida por el lodo no debe ser tan alta como para fracturar la

10

roca propiamente dicha, lo que reduciría la presión del lodo en el pozo. La presión

ejercida por el lodo es principalmente una función de la densidad del lodo, que

generalmente se ajusta mediante el control de la cantidad de barita u otros

espesantes del sistema.

La presión en general se incrementa con la profundidad, de modo que la densidad

del lodo también debe incrementarse con la profundidad. El proceso de

perforación normalmente sigue adelante hasta que incrementos adicionales de la

densidad del lodo fracturarían la formación, punto en el cual se coloca la tubería

de revestimiento.

2.1.4. VIAJES DE TUBERIA POR CAMBIO DE BROCA

Las superficies de corte de la broca se desgastan gradualmente a medida que

trituran la roca, lo cual disminuye la velocidad de penetración (ROP). Tarde o

temprano, la broca gastada debe ser reemplazada por una nueva.

Esto exige que la cuadrilla de perforación extraiga la sarta de perforación, o que se

ejecute un viaje de salida del pozo.

Primero, el lodo se hace circular para llevar los recortes y el gas a la superficie;

proceso que se conoce como circulación de los recortes a la superficie. A

continuación, los peones de boca de pozo realizan las maniobras

correspondientes para empezar a desconectar las paradas de la sarta de

perforación. El perforador controla el malacate que hace subir los elevadores hacia

el interior de la torre.

La sarta de perforación se extrae del pozo, una parada por vez. En la mayoría de

los equipos de perforación, una parada consta de tres elementos tubulares de la

columna de perforación conectados entre sí. Algunos equipos de perforación sólo

pueden subir paradas de dos elementos tubulares; otros, suben paradas de cuatro

11

elementos tubulares; esto depende de la altura de la torre. Cada uno de las

paradas se desenrosca de la sarta de perforación y luego las paradas se disponen

verticalmente en filas, con la guía del enganchador.

La última parada lleva la broca a la superficie. La broca se desconecta del BHA y

se clasifica según el desgaste. Una broca nueva se conecta en la base del BHA y

el proceso se invierte. El proceso completo el viaje de salida y nueva entrada del

pozo se denomina viaje de ida y vuelta.

2.1.5. PROFUNDIDAD DE ENTUBACIÓN

Tarde o temprano, la mayoría de los pozos requieren una forma de prevenir el

colapso de la formación de manera que pueda continuar la perforación. El lodo de

perforación, bombeado por el pozo para ejercer presión hacia afuera contra la

pared del pozo, es efectivo sólo hasta un cierto punto. Luego, debe bajarse y

cementarse en su lugar la tubería de revestimiento de acero para estabilizar la

pared del pozo como se muestra en la Figura 1

Figura 1. Perfil telescópico de tuberías de revestimiento

Fuente (Schlumberger, 2004)

12

El perforador hace circular todos los recortes a la superficie y la columna de

perforación se extrae del pozo. La sección de agujero descubierto generalmente

se evalúa utilizando herramientas de adquisición de registros de pozos operadas

con cable. Una vez concluida la operación de adquisición de registros, una

cuadrilla de entubación baja la tubería de revestimiento hasta el fondo del pozo. La

tubería de revestimiento, cuyo diámetro es menor que la broca, es bajada en el

pozo en un proceso similar al de la ejecución de conexiones con la columna de

perforación.

Los centralizadores, instalados a intervalos regulares a lo largo del exterior de la

sarta de entubación, aseguran que exista la separación correcta entre la tubería

de revestimiento y la formación para permitir el pasaje del cemento durante las

operaciones subsiguientes. Se bombea una lechada de cemento a través del

centro de la sarta de entubación y del fondo, y de regreso por el espacio anular

existente entre la tubería de revestimiento y el pozo. Y mientras el cemento se

endurece se mantiene la presión sobre éste.

2.2. PERFORACIÓN DIRECCIONAL

La perforación direccional controlada es la técnica que permite la desviación

intencional de un pozo desde la dirección vertical, siguiendo un determinado

programa establecido en términos de la profundidad y ubicación relativa del

objetivo, espaciamiento entre pozos, facilidades de superficie, buzamiento y

espesor de la formación productora a interceptar. (HALLIBURTON, 2007)

Las operaciones de perforación direccional controlada también se efectúan para

franquear un obstáculo como puede ser alguna herramienta atascada en el pozo,

la realización de un desvío en el hoyo principal cuando las características del

objetivo no resultan de interés en la perforación de pozos de alivio para controlar

otro pozo. (SCHLUMBERGER, 2006)

13

Figura 2. Aplicaciones de la Perforación Direccional

Fuente: (SCHLUMBERGER, 2006)

2.2.1. TIPOS DE POZOS DIRECCIONALES

Los pozos direccionales pueden clasificarse de acuerdo a la forma que toma el

ángulo de inclinación en:

2.2.1.1. Tipo Tangencial

La desviación deseada es obtenida a una profundidad relativamente llana y esta

desviación se mantiene constante hasta el objetivo. Este tipo de pozo presenta

muchas ventajas tales como:

14

Configuración de la curva sencilla a lo largo de un rumbo fijo.

Ángulo de inclinación moderado.

Generalmente puntos de arranques someros.

Menor riesgo de pega.

2.2.1.2. En Forma de “J”:

Este tipo de pozos es muy parecido al tipo tangencial, pero el hoyo comienza a

desviarse más profundo y los ángulos de desviación son relativamente altos y se

tiene una sección de construcción de ángulo permanente hasta el punto final tal

como se observa en la figura 3.

Figura 3. Perfil de un pozo direccional Tipo J convencional

Fuente: (Osorio, 2002)

15

2.2.1.3. En Forma de “S”:

En este tipo de pozo la trayectoria está configurada por una zona de incremento

de ángulo, otra tangencial y una de disminución de ángulo como lo muestra la

figura 4. Estos tipos de pozos pueden ser de dos formas:

Tipo “S”: constituido por una sección de aumento de ángulo, una sección

tangencial y una sección de caída de ángulo que llega a cero grados (0º).

“S” Especial: constituido por una sección de aumento de ángulo, una

sección tangencial intermedia, una sección de caída de ángulo diferente a

cero grados (0º) y una sección de mantenimiento de ángulo al objetivo.

Figura 4. Perfil de un pozo direccional Tipo S convencional

Fuente: (Osorio, 2002)

16

2.2.1.4. Inclinados o de Alto Ángulo:

Son pozos iniciados desde superficie con un ángulo de desviación predeterminado

constante, para lo cual se utilizan taladros especiales inclinados. Los Taladros

Inclinados son equipos cuya cabria puede moverse de 90º de la horizontal hasta

un máximo de 45º.

2.2.1.5. Horizontales

Son pozos perforados horizontalmente o paralelos a los planos de estratificación

de un yacimiento con la finalidad de tener mayor área de producción. También se

denominan pozos horizontales aquellos con un ángulo de inclinación no menor de

86º respecto a la vertical. La longitud de la sección horizontal depende de la

extensión del yacimiento y del área a drenar en el mismo. Adicionalmente, se

requiere un ensamblaje especial de la sarta de perforación para poder obtener los

grados de inclinación máximo hasta el objetivo.

Según el radio de curvatura, existen cuatro tipos de pozos horizontales básicos,

cada uno de los cuales poseen una técnica que va en función directa con la tasa

de incremento de ángulo y del desplazamiento horizontal.

17

2.3. BROCAS DE PERFORACIÓN

Es la herramienta de corte localizada en el extremo inferior de la sarta de

perforación y se utiliza para triturar y/o cortar las formaciones del subsuelo durante

el proceso de perforación.

Cada broca tiene un diámetro específico que determina el diámetro del hoyo que

se intente hacer. Y como en las tareas de perforación se requieren brocas de

diferentes diámetros, hay un grupo de gran diámetro que va desde 610 hasta

1.080 mm y seis rangos intermedios. El peso de esta clase de brocas es de 1.080

a 1.575 kilogramos, lo cual da idea de la robustez de la pieza.

El otro grupo de brocas, de 36 rangos intermedios de diámetro, incluye las de 73

hasta 660 mm de diámetro, cuyos pesos acusan 1,8 a 552 kilogramos.

2.3.1. PRINCIPIOS

Para realizar la perforación, las brocas funcionan en base a dos principios

esenciales:

Fallar la roca venciéndola a través de esfuerzos de corte

Esfuerzos de compresión.

Por lo tanto las brocas de acuerdo con su mecanismo de ataque a la roca son

clasificadas fundamentalmente en dos tipos: de conos móviles y de cortadores

fijos. (PEMEX, 2009)

El mecanismo principal de ataque de las brocas de conos móviles, ya sea de

dientes maquinados o insertos, es de trituración por impacto. El principio de

18

ataque de la broca se realiza mediante la incrustación de sus dientes en la

formación y posteriormente en el corte de la roca al desplazarse dentro de ella.

Esto causa que la roca falle por compresión, como se ilustra en la Figura 5.

Figura 5. Fallo de la roca por esfuerzos compresivos.

Fuente: (PEMEX, 2009)

En cambio, las brocas de cortadores fijos tienen un mecanismo de ataque por

corte, raspado o cizallamiento de la roca. Esto causa que la roca falle por

esfuerzos de corte. La Figura 6 ilustra este mecanismo.

Figura 6. Fallo de la roca por esfuerzos de corte


19

2.3.2. TIPOS DE BROCAS

Aunque todas las brocas son capaces de perforar casi cualquier tipo de formación,

la velocidad de perforación y el desgaste que sufren será diferente dependiendo

del tipo de broca seleccionada. Dentro de cada tipo existen características

diferentes, por esto, es necesario tener una idea de cada una de ellas para poder

así hacer una selección adecuada.

Las brocas de perforación rotatoria como ya se mencionó, son usualmente

clasificadas de acuerdo a su diseño, como brocas de cortadores fijos (de arrastre)

y brocas de conos móviles (tricónicas). Todas las brocas de arrastre consisten de

aletas con cortadores fijas que son parte integral del cuerpo de la broca y rotan

como una sola unidad junto con la sarta de perforación. El uso de esta broca data

a la introducción del proceso de penetración por rotación en el siglo XIX.

Inventada por Howard Hughes en 1909 la cual consistía de dos conos enclavados

rotatorios. La broca de conos móviles, posee dos o más conos conteniendo los

elementos de corte, los cuales rotan en el eje del cono mientras la broca es rotada

al fondo del agujero. Debido a que en la actualidad las brocas de conos móviles

son generalmente de tres conos, en futuras menciones y posteriores capítulos

serán llamadas también como brocas tricónicas.

Finalmente tenemos las brocas especiales las cuales como su clasificación lo

indica se usan para operaciones muy específicas como son: las brocas para toma

de núcleos, las brocas direccionales, las brocas ampliadoras, las brocas para

cortar tuberías de revestimiento, etcétera.

2.3.2.1. Brocas De Cortadores Fijos

La broca de cortadores fijos tiene un diseño muy elemental, su ataque a la roca es

mediante cizallamiento con un continuo movimiento de raspado. A diferencia de

20

las tricónicas carecen de partes móviles (PEMEX, 2008). Existen dos sub-

clasificaciones para este tipo de brocas las cuales se indican en la Figura 7.

Figura 7. Diagrama de flujo para la clasificación de brocas de cortadores fijos.


2.3.2.1. Componentes

En las brocas de cortadores fijos como se muestran en la figura 8 presenta una

sección superior que incluye el cuello y el piñón de conexión.

La sección superior de la broca de cortadores fijos tiene una ranura para la

conexión, la cual no se requiere en la broca de conos móviles. También se

observa las ranuras de alivio, recesos de la cara y los colectores que son todos

ampliamente definidos como áreas huecas, están diseñados para ayudar al

recorte y al fluido a moverse libremente a través de la cara de la broca y el calibre

(“gauge”) y luego subir por el espacio anular.

Los conductos de fluido se diseñan para optimizar la hidráulica disponible, para la

mayor limpieza y enfriado de la broca.

21

La porción del calibre (“gauge”) de la broca está localizado inmediatamente

encima del perfil y es realmente una extensión del perfil de la broca. La forma

vertical y cilíndrica del calibre ofrece a la broca estabilización manteniendo el

diámetro.

Figura 8. Componentes de la broca de cortadores fijos.

Fuente: (Halliburton, 2012)

El hombro es el área del perfil de una broca PDC, que está entre la nariz y la

sección del calibre. En esta área puede haber una gran cantidad de desgaste

debido al hecho de que los elementos de corte en el hombro recorren una mayor

distancia circunferencial con cada revolución y con más alta velocidad en

comparación a los elementos de corte cerca del centro de la broca. En algunas

brocas se encuentra el taper, que es la porción del perfil de una broca que es

definida como una línea entre la nariz y el hombro en el perfil tipo línea-arco-línea.

Finalmente está la nariz y el cono, la primera es la porción de una broca o perfil

más cercana del fondo. La nariz unida a los conos y hombros, es generalmente

convexa.

22

Pueden definirse con pocas diferencias las partes para la broca de cuerpo de

acero y para la broca de cuerpo matriz como lo detallan las Figuras 9 y 10.

Figura 9. Broca PDC de cuerpo de acero.

(Halliburton, 2012)

23

Figura 10. Broca PDC de cuerpo de carburo de tungsteno (Matriz).


2.3.2.1.2. Cortadores

El término “cortador” describe el material de diamante fijado en la cara de la broca,

ya sea que el material de éste sea sintético o de diamante natural. La selección

del cortador está basada en los requisitos de la aplicación. Todos los cortadores

se llaman “fijos”, porque no hay un movimiento relativo entre los cortadores y el

cuerpo de la broca, como ocurre en las brocas de conos móviles. El tamaño de un

24

cortador influye en la agresividad y durabilidad de una broca. Por ejemplo, una

broca con cortadores de 13 mm va a ser menos agresiva que una broca con

cortadores de 19 mm de características similares, pero a su vez más durable.

Esto se puede entender haciendo una analogía con una pala que se incrusta en la

tierra, si esta tiene una mayor penetración va a remover más tierra pero va a tener

mayor resistencia al salir, siendo más posible que se quiebre.

Las características del tamaño del cortador influyen en 4 aspectos fundamentales

relacionados con el desempeño de una broca, estos son: la agresividad, la

respuesta direccional, la durabilidad y el volumen de diamante. La relación entre

estos 4 aspectos puede observarse en la Figura 11. (Halliburton, 2012)

Figura 11. Características del tamaño del cortador.


Podemos encontrar brocas de arrastre con tres tipos de cortadores:

25

a) Brocas con cortadores de diamante natural

Este tipo de cortadores como su nombre lo dice están hechos de diamante en su

forma natural, este es una forma cristalina y pura de carbón con una estructura

cúbica de cristal; el tamaño varía de acuerdo con el tipo de diseño de la propia

broca: entre más dura y abrasiva sea la formación, más pequeño será el diamante

que se debe usar. Los diamantes utilizados para este tipo de brocas son del tipo

redondo, pero con forma irregular.

El uso de estas brocas es limitado en la actualidad salvo en casos especiales para

perforar formaciones muy duras y cortar núcleos de formación con coronas de

diamante natural.

b) Brocas con cortadores de diamante térmicamente estable (TSP)

Este tipo de brocas usa como estructura de corte, diamante sintético en forma de

triángulos pequeños no redondos, como es el caso de las brocas de diamante

natural. La densidad, tamaño y tipos son características que determinan cada

fabricante.

Son usadas para perforación de rocas de extrema dureza. Su uso es más común

dentro de la perforación que las brocas de diamante natural.

c) Brocas con cortadores de compacto de diamante policristalino (PDC)

Este tipo de brocas al igual que las brocas TSP, utilizan diamante sintético. Su

diseño de cortadores está hecho con diamante sintético en forma de pastillas

(compacto de diamante), montadas en el cuerpo de los cortadores de la broca,

pero a diferencia de las brocas de diamante natural y las TSP, su diseño hidráulico

se realiza con sistemas de toberas para lodo, al igual que las brocas tricónicas.

26

Por su diseño y características, las brocas PDC cuentan con una gran gama de

tipos y fabricantes, especiales para cada tipo de formación: desde muy suaves

hasta muy duras y en diferentes diápies según el diseño de los pozos. Además,

estas brocas pueden ser rotadas a altas velocidades, utilizadas con turbinas o

motores de fondo, con diferentes pesos sobre broca y diferentes condiciones

hidráulicas.

2.3.2.2. Perfil De Una Broca PDC

El “perfil” se refiere a las distintas formas de cada aleta de la broca, vistas de lado.

También se refiere a qué tan altos o bajos están los cortadores de la nariz con

respecto al gauge. A diferencia de las brocas de conos, las cuales cuentan con

perfiles muy similares, las brocas de cortadores fijos cuentan con cuatro tipos

principales. (Figura 12). Cada uno de estos es utilizado para obtener un cierto

resultado durante la perforación y debe ser escogido con cuidado. (SMITH

INTERNATIONAL, 2005)

El perfil de una broca de cortadores fijos empieza en el calibre (“gauge”), incluye la

cara de la broca o “corona”, cortadores, cursos de fluido y las áreas de flujo.

Varias formas de perfiles y longitudes se utilizan para aumentar al máximo el

rendimiento de la broca. El perfil de una broca de cortadores fijos se ilustra en la

figura 13.

27

Figura 12. Tipos de Perfil de una broca de cortadores fijos

Fuente: (Burgoyne, 1991)

Figura 13. Perfil de una broca de cortadores fijos.


28

Las características del tamaño del perfil influyen en 3 aspectos fundamentales

relacionados con el desempeño de una broca, estos son: la agresividad, la

respuesta direccional, la durabilidad y la densidad de cortadores. La relación entre

estos 4 aspectos puede observarse en la Figura 14. (Halliburton, 2012)

Figura 14. Características del perfil de la broca.


El comportamiento de una broca según su perfil se muestra en la Figura 15.

29

Figura 15. Comparación del comportamiento de una broca según su perfil.


2.3.2.3. Calibre o Gauge.

En una broca, el calibre es referido a la parte más baja de la aleta y está

encargada de darle estabilidad a las aletas. Existen diferentes tamaños para el

calibre (Figura 16), esto depende de su uso (tipo de pozo a perforar) y tamaño de

la misma, ya que mientras mayor sea el diámetro de la broca mayor podrá ser la

longitud del gauge. (BAKER HUGHES, 2010)

En esta zona de la broca es posible la localización de cortadores de PDC y/o de

protección adicional formada por pastillas de PDC adheridas al costado del calibre.

Estas características dependen de la aplicación a la que será sometida.

Las brocas con calibres muy largos son utilizadas principalmente en pozos

verticales y las de calibres cortos en pozos direccionales, aunque esto no es una

30

regla, ya que se tiene que observar en conjunto con esta característica el perfil de

la broca.

Figura 16. Tamaños de Calibres de las Brocas.

Fuente: (BAKER HUGHES, 2010)

2.3.2.4. Brocas Tricónicas

Las brocas tricónicas cuentan con tres conos con cortadores que giran sobre su

propio eje. Se clasifican de acuerdo con su estructura de corte y en función de su

sistema de rodamiento. Existen dos sub-clasificaciones para este tipo de brocas

las cuales se indican en la Figura 17.

31

Figura 17. Clasificación de brocas tricónicas


Inicialmente, Las primeras brocas tricónicas desarrolladas fueron las de dientes de

acero. Los conos estaban forzados a rotar alrededor del centro de la broca,

resbalaban a medida que rotaban y producían el triturado y paleo, esta era una

nueva forma muy efectiva de perforar los terrenos blandos. Posteriormente se

encontró una acción más efectiva para incrementar la penetración en formaciones

blandas la cual se obtiene con la excentricidad de los ejes de los conos.

Los jets en las brocas de este tipo envían el fluido de perforación a alta velocidad

contra el fondo del pozo para remover y levantar las partículas a medida que la

broca afloja el terreno. Una importante modificación de las brocas fue el empleo de

insertos de carburo de tungsteno como elementos cortantes. Dichas brocas,

aparecidas en 1951, tenían insertos cilíndricos de carburo de tungsteno que

estaban redondeados en sus extremos, colocados a presión en agujeros patrones

hechos en los conos para formar la estructura cortadora. (PEMEX, 2009)

En ese entonces el primitivo extremo redondeado del inserto tenía la resistencia y

capacidad de trituración necesarias para perforar de tres a diez veces más que las

brocas con dientes de acero en la formación más dura. Aunque generalmente

duraban más que los mejores rodamientos disponibles hasta entonces. El más

32

reciente y significativo progreso llegó en 1969 con la introducción del rodamiento

de fricción (rodamientos sellados). La duración de este rodamiento fue pareja a la

de los insertos de carburo de tungsteno en la estructura cortadora. Gracias a este

adelanto, la vida de la broca llegó a cuadruplicarse.

2.3.2.2.1 Componentes

Las brocas tricónicas constan de cuatro importantes componentes como se

muestra en la figura 18, el cuerpo de la broca, la estructura de corte, los

rodamientos y el sistema de compensación de presión.

Cuerpo De La Broca 2.3.2.4.1.1.

El cuerpo de la broca consta generalmente de una conexión roscada que une la

broca con la tubería de perforación, Los ejes de rodamiento en donde van

montados los conos y el área de los jets a través de los cuales el fluido de

perforación fluye para limpiar del fondo el recorte.

Estructura De Corte 2.3.2.4.1.2.

La estructura de corte está montada sobre los rodamientos. Los elementos del

corte de la broca de conos son hileras circunferenciales de dientes extendidas

sobre cada cono como se ilustran en la figura 18.

33

Figura 18. Componentes de la broca tricónica

Fuente: (HALIBURTON, 2012)

34

Figura 19. Filas en las brocas tricónicas.


Actualmente se emplean en las brocas dos distintos tipos de elementos de corte.

Los cortadores de dientes de acero, maquinados desde un cono básico, o los

insertos de carburo de tungsteno, colocados a presión en agujeros perforados en

la superficie de los conos.

Rodamientos 2.3.2.4.1.3.

Rodamientos Estándar O Abiertos a)

Por muchos años las brocas de conos móviles fueron fabricadas sólo con

rodamientos no sellados. El fluido de perforación proporcionaba la lubricación del

rodamiento.

Este tipo de rodamiento tiene una vida relativamente corta, debido a que el fluido

de perforación abrasivo penetra en su interior y causa erosión y desgaste abrasivo

de los elementos del rodamiento, especialmente la pista de rodaje.

35

Rodamientos Sellados b)

Posteriormente se evolucionó a los rodamientos sellados al principio de la década

de 1960. La tecnología de los rodamientos sellados permite a éstos operar en un

ambiente limpio y lubricado. Además del rodamiento en sí, los componentes

primarios de un rodamiento sellado incluyen el sello y el depósito de grasa. El sello

mantiene al lubricante dentro y al lodo fuera del rodamiento, mientras que el

depósito de grasa provee de lubricante el interior del rodamiento y reemplaza el

lubricante usado. Además junto a este tipo de sistema sellado se usa un

compensador de presiones.

Rodamientos De Buje O Rodillos De Fricción c)

El tercer sistema es el de rodamientos de bujes (journal), el cual usa sólidos bujes

o conos de fricción directa. El rodamiento de fricción ofrece una ventaja mecánica

distinta, sobre los rodamientos de rodillos y es que presenta un área de contacto

más grande en el punto de carga del rodamiento, por lo tanto un menor desgaste.

Sistema De Compensación De Presión 2.3.2.4.1.4.

El compensador de presiones mantiene igual presión tanto dentro como fuera del

rodamiento. El flujo del fluido de perforación es a través de la tapa del depósito de

grasa, la cual permite actuar a la presión hidrostática sobre el diafragma flexible.

El movimiento del diafragma resulta en una igualación de presiones de todo el

sistema y asegura que el lubricante alimente los rodamientos.

36

2.3.2.5. Diseño De Brocas Con Dientes De Acero

Las brocas de dientes de acero se usan generalmente con velocidad de rotación

relativamente mayores en la parte superficial de las formaciones, donde las brocas

de insertos de carburo de tungsteno, por su más baja tasa de penetración, son

antieconómicas. Tres clasificaciones básicas de formaciones -blandas, medias y

duras- se asocian con los correspondientes tipos de brocas de dientes de acero,

sus características se indican en la tabla 1.

Las brocas para formaciones blandas se caracterizan por sus dientes largos,

ampliamente espaciados. Ellas penetran fácilmente la formación y mantienen una

alta tasa de perforación debido a su acción de escopleado y raspado por el

contorno del cono y la excentricidad. El diseño se basa en rodamientos pequeños,

pero la estructura de corte agresiva asegura la más alta tasa de penetración.

Generalmente, las cargas en las brocas se mantienen bajas mientras que las

velocidades de rotación son altas. Se requiere el endurecimiento de los dientes

para mejorar su resistencia al desgaste y prolongar la vida de la estructura de

corte.

Para ser efectivas en rocas más firmes, las brocas para formaciones medias usan

dientes más cortos, más numerosos y menos espaciados. El diente más corto

ofrece más resistencia al aumento de fuerza, que es el resultado directo de mayor

peso sobre la broca (WOB), en los ambientes más duros y abrasivos. El

endurecimiento del diente mejora su resistencia al desgaste, pero reduce la

resistencia de éste al astillamiento o quebradura.

Las formaciones duras requieren dientes aún más cortos y juntamente

espaciados, por el aumento de la fuerza necesaria para triturar la roca dura.

37

Tabla N°1 Tipos De Brocas Tricónicas De Dientes De Acero


Tabla N° 1 Tipos De Brocas Tricónicas De Dientes De Acero

El endurecimiento del diente se ha minimizado para prevenir quebraduras,

mientras que el endurecimiento del calibre se ha aumentado para prevenir su

excesivo desgaste. Típicamente, la carga de la broca es grande, mientras que la

velocidad de rotación es baja.

Estos niveles de energía aseguran tiempo adecuado al diente para contactar y

triturar la formación.

2.3.2.6. Diseño De Brocas Con Insertos De Carburo De Tungsteno

Las brocas de insertos fueron diseñadas inicialmente para perforar rocas

extremadamente duras, que habían sido muy costosas de perforar debido a la

relativa corta vida de las brocas de dientes de acero. Hoy, sin embargo, con el

desarrollo en la metalurgia del carburo de tungsteno y la forma de los insertos, las

brocas de este tipo pueden perforar, económicamente, cualquier formación.

Por ejemplo la forma de diente afilado ha probado ser la más efectiva para

penetración más rápida y profunda en formaciones relativamente blandas. Estos

insertos de diámetro largo y larga extensión se acoplan a conos de máxima

excentricidad para levantar el recorte mecánicamente y mejorar la tasa de

penetración. Algunos tipos de insertos que existen actualmente se muestran en la

figura 20.

39

Figura 20. Tipos de inserto de carburo de tungsteno.


Las clasificaciones básicas de formaciones que se asocian con los

correspondientes tipos de brocas de insertos y sus características se indican en la

tabla 2.


Tabla N°2 Tipos de brocas tricónicas con

insertos

Tabla N° 2 Tipos de brocas tricónicas con insertos

2.3.3. CÓDIGO IADC Y NOMENCLATURA

La Asociación Internacional de Contratistas de Perforación (IADC) ha desarrollado

un sistema estandarizado para clasificar las brocas de perforación. Este sistema

se creó principalmente para unificar la nomenclatura de todos los fabricantes y de

esta manera evitar confusión entre los tipos de brocas equivalentes en relación

con sus distintos fabricantes.

Así la IADC creó el sistema código IADC, de clasificación de tres o cuatro dígitos

según se requiera especificar.

2.3.3.1. Sistema de código IADC para brocas de cortadores fijo

La IADC desarrolló un sistema de codificación para la identificación de brocas de

cortadores fijos que incluye a todos los tipos de brocas de cortadores fijos.

Este código consiste de cuatro caracteres, una letra y tres números. En el código

estándar IADC, el primer caracter es una letra y se usa para distinguir el tipo de

material usado en el cuerpo de la broca.

M - Matriz

S - Acero

D - Diamante

El segundo caracter indica el tipo de formación para la cual la broca es más apta.

La dureza va desde el 1 que indica que es una formación muy blanda, hasta el 7

que indica que se trata de una formación muy dura.

El tercer caracter muestra la estructura de corte de la broca.

El último carácter que es el cuarto identifica el perfil de la broca. El resumen de

estos caracteres se presenta en la tabla 2.3

42

Tabla N° 3 Código IADC en una broca PDC.


2.3.3.2. Ejemplos de código IADC para brocas PDC

Una broca de cortadores fijos PDC, con cuerpo de matriz diseñada para

formaciones de dureza media tiene un código IADC M424.

43

M - Cuerpo de Matriz

4 – El tipo de formación es media

2 – La estructura de corte es PDC de 19 mm

4 – El perfil de la broca es largo

Una broca de cortadores fijos PDC, de cuerpo de acero diseñada para

formaciones de dureza media tiene un código IADC S132.

S – Cuerpo de Acero

1 – El tipo de formación es muy suave

3 – La estructura de corte es PDC de 13 mm

2 – El perfil de la broca es pequeño

2.3.3.3. Sistema De Código IADC Para Brocas De Conos Móviles

En el código estándar IADC, los primeros tres caracteres en el cuadro de

clasificación son numéricos y se usan para designar o identificar el tipo de broca

por fabricante. Estos tres primeros caracteres representan la serie de la broca, tipo

y diseño de los rodamientos/calibre.

Por ejemplo, para el primer caracter Las series del 1 al 3 indican qué broca tiene

dientes de acero. La serie del 4 al 8 indica que la broca tiene insertos de carburo

de tungsteno (TCI). Se considera que en la serie 1 la formación será muy blanda,

aumentando hasta la serie 8, en donde la formación será muy dura.

El segundo caracter del código es el tipo y va del 1-4, indicando aumento de la

dureza dentro de la serie.

Las equivalencias para el primero y segundo caracter se muestran en la tabla 4.

44

Tabla N° 4 Código IADC para la característica y el tipo de formación en la que se usa una broca tricónica.


El tercer caracter del código indica una descripción interna y externa de la

broca. Hace referencia al diseño del cojinete y a la protección del calibre.

Está dividido en siete categorías.

45

Tabla N° 5 Código IADC para indicar el diseño del rodamiento/calibre en una broca tricónica.


El siguiente código de letras es usado como el cuarto caracter para indicar

características adicionales de diseño. Si la broca tiene más de una característica

adicional, entonces se usa la letra del código para designar la característica

principal o se usan dos o más letras del código.

A - Aplicación con aire

B - Sello especial del rodamiento

C - Chorro central

D - Control de desviación

E - Boquillas con tubos alargados

G - Protección extra calibre /cuerpo

H - Aplicación horizontal/direccional

J - Deflexión de Chorro

L - Asiento estabilizador

M - Aplicaciones con motor

S - Modelo estándar de dientes de acero

T - Broca de dos conos

W - Estructura de corte aumentada

46

X - Inserto en forma de cincel

Y - Inserto en forma cónica

Z - Insertos de otras formas

2.3.3.4. Ejemplos de código IADC para brocas tricónicas

Una broca de dientes de acero sellada, diseñada para formaciones blandas usa un

código IADC 116S.

1 - Serie 1

1 - Tipo 1

6 - Rodamiento de fricción sellado

S - Modelo de dientes de acero estándar

Si esta broca está equipada con boquillas extendidas, entonces el código

IADC sería 116E.

Una broca para formaciones blandas de insertos y rodamientos de fricción con los

insertos en forma de dientes usa un código IADC 437X.

4 - Serie 4

3 - Tipo 3

7 - Rodamiento de fricción con calibre “gauge” protegido

X - Insertos en forma de cincel

Si esta broca está equipada con boquillas de tubos alargados y bloques

estabilizadores en el calibre, entonces el código IADC sería 437E o 437EL. Las

boquillas alargadas son la principal característica.

47

2.3.4. CALIFICACIÓN IADC DEL DESGASTE EN UNA BROCA

La clasificación y evaluación de las brocas en una forma precisa y consistente es

crítica en el mercado actual por la necesidad de maximizar todos los recursos

utilizados en el proceso de perforación. Los fabricantes se basan en esta para

mejorar y hacer avances en el diseño de brocas.

En 1987 la IADC adopto un “Rock Bit Dull Grading System” el cual establecio una

base para la evaluación del grado de daño de una broca actualmente. La mayoría

de los perforadores han adoptado el sistema de calificación de la IADC (“Grading

System”). Este sistema también provee de un código para describir por qué una

broca fue sacada o una corrida fue terminada.

2.3.4.1. Calificación De Una Broca De Cortadores Fijos

Para caracterizar el desgaste de una broca de cortadores fijos se utiliza el

estándar de la IADC como se ilustra en la tabla 6.

Tabla N° 6 Cuadro estándar de la IADC para calificar el desgaste de una broca PDC.


48

Columna 1: Parte Interna

Las dos terceras partes (2/3) del radio representan la parte interna. Utilizando una

escala lineal del 0 al 8, se le puede dar un valor de desgaste de corte a las filas

internas del cortador.

Columna 2: Parte Externa

La parte externa de cortadores representa el último tercio del radio de la broca.

Utilizando una clasificación lineal del 0 al 8, se le puede dar un valor al desgaste

de los cortadores en la parte externa de los cortadores.

Como se muestra en la figura 21 para las dos anteriores columnas, los números

de clasificación aumentan con el aumento del desgaste, el valor cero (0)

representando el no desgaste, y ocho (8) la ausencia de cortadores utilizables.

Una clasificación de 4 significa 50% de desgaste.

Figura 21. Grados de desgaste del cortador

Fuente: (GEODIAMOND, 2011)

49

Columna 3: Características del desgaste En la tercera casilla se reporta el desgaste principal en los cortadores de PDC. Se

indica de acuerdo a la tabla 7, con las iniciales de su característica de desgaste.

Tabla N° 7 Características del desgaste de la IADC para calificar una broca PDC.


Columna 4: Ubicación del desgaste

La cuarta casilla se utiliza para indicar la zona de la característica de desgaste

primaria reportada en la tercera casilla. Se designan las zonas como:

• C – Cono (Cone): cortadores de todas las filas ubicadas en la zona del cono, son

los más centrales.

• N – Nariz (Nose): Son los elementos de corte que están en la nariz de la broca,

los más cercanos al fondo del hueco.

• T - Flanco (Taper): Aquellos elementos de corte que están en la línea entre la

nariz y el hombro de la broca.

50

• S - Hombro (Shoulder): Elementos de corte que se encuentran en la parte lateral

más externa de la broca.

• G – Calibre (Gauge): Aquellos elementos de corte que se encuentran en la parte

del calibre de la broca

• A - Todas las Zonas (All areas): Abarca toda la estructura de corte de, también

para indicar que dos o más zonas han sido afectadas.

Columna 5: Rodamientos / Sellos

Esta casilla solo se utiliza para brocas de cono móvil. Se marcara con “X” para

todas las brocas de cortadores fijos.

Columna 6: Calibre

La sexta casilla se utiliza para indicar la condición del calibre de la broca. Se utiliza

“I” si la broca todavía se encuentra en el rango de calibre. De otra forma, la

cantidad de la broca que está por debajo de calibre se indica con el 1/16avo de

pulgada más cercano.

Columna 7: Otra condición de Desgaste

En la casilla séptima se indica la evidencia secundaria de desgaste de las brocas.

Esta evidencia se puede relacionar específicamente al desgaste de la estructura

de corte o al desgate en el cuerpo de la broca. Muchas veces, este desgaste

secundario identifica la causa de la característica de desgaste indicada en la

tercera casilla. Se basa en la tabla 7.

Columna 8: Razón de salida de la broca

La casilla octava se utiliza para indicar la razón por la cual la broca terminó su

corrida o razón de salida según la tabla 8.

51

Tabla N° 8 Razones de salida de la broca o una corrida se da por terminada.


2.3.4.2. Calificación De Una Broca Tricónica

La tabla 9 es una descripción del sistema de clasificación de desgaste como se

aplica a las brocas de conos móviles.

Tabla N° 9 Cuadro estándar de la IADC para calificar el desgaste de una broca tricónica.

Fuente: (HALLIBURTON, 2008)

52

Como se observa tiene la misma estructura para realizar la evaluación del estado

final de la broca, que la que se observó para brocas de cortadores fijos. Y su

explicación es la siguiente:

Columna 1: Desgaste en la parte interna

Se usa para reportar la condición de los dientes que no tocan la pared del hueco.

Columna 2: Desgaste en la parte externa

Se usa para reportar la condición de los dientes que tocan la pared del hueco.

Estos dientes son también llamados la fila del calibre. (La condición del calibre es

importante para el buen rendimiento de la broca.)

En las columnas 1 y 2 se utiliza una escala lineal numérica de 0 a 8, para describir

la condición de la estructura de corte como se explica en la figura 22.

Figura 22. Medida del desgaste de la estructura de corte.


Utiliza un código de dos letras para indicar la característica mayor de desgaste de

la estructura de corte basandose en la tabla 10. Es de notar que esta columna

utiliza solo códigos relacionados a la estructura de corte.

53

Tabla N° 10 Características del desgaste de la IADC para calificar una broca

tricónica.


Columna 4: Ubicación del Desgaste

Utiliza un código de letras para indicar el sitio donde la característica de desgaste

ocurre. El sitio se define como sigue:

• G - Fila del Calibre (Gauge Row) - aquellos elementos de corte que tocan la

pared del hueco

54

• N - Fila de la Nariz (Nose Row) - aquellos elementos de corte que son más

centrales en la broca

• M - Fila Media (Middle row) - son los elementos que están entre la nariz y el

calibre

• A - Toda las Filas (All) - abarca las tres filas mencionadas anteriormente.

Columna 5: Condición de los Rodamientos

Utiliza un código de letras o de números, dependiendo en el tipo de rodamiento,

para indicar la condición de los rodamientos de la broca de cono móvil. Para

brocas de cono móvil sin sello, se utiliza una escala lineal de 0 a 8 para indicar la

cantidad de vida de rodamiento que se ha usado. Un cero (0) indica que no se ha

usado nada de vida del rodamiento (nuevo) y un 8 indica que toda la vida del

rodamiento se ha usado (trabado o perdido).

Para brocas de rodamientos sellados (de friccion “journal” o de rodillos), un código

de letras se utiliza para indicar la condicion de los sellos. Una “E” indica un sello

efectivo y una “F” indica un sello perdido (Failed). Una “N” indicando que no fue

posible de clasificar.

Columna 6: Calibre

Se utiliza para reportar el calibre de la broca. La letra “I” (IN) indica que no hay

reducción del calibre. Si la broca tiene una reducción del calibre, se tiene que

especificar en 1/16avo de pulgada. La regla de los dos tercios es aplicable para

las brocas de conos móviles, esta regla se explica en la figura 2.23.

La regla de los dos tercios requiere que el anillo calibrador sea halado para que

contacte dos de los conos en sus puntos más extremos. Luego la distancia entre

el punto más extremo del tercer cono y del anillo calibrador se multiplica por 2/3 y

se redondea al 1/16 avo de pulgada más cercano para dar la correcta reducción

del diámetro.

55

Figura 23. Regla de los dos tercios para medir el calibre.


Columna 7: Otras características de desgaste

Se utiliza para reportar cualquier característica de desgaste de la broca, en adición

a la enumerada en la columna 3. Utiliza el mismo estándar de código de dos letras

como se usa en la columna 3. Esta columna no está restringida a la sola

característica de desgaste de la estructura de corte.

Columna 8: Razón de salida de la broca

Se utiliza para reportar la razón por la cual se terminó la corrida de la broca según

la tabla 2.8.

2.4. PARAMETROS OPERACIONALES

56

2.4.1. CONDICIONES DE OPERACIÓN.

Existen parámetros y condiciones de logística que pueden influir de diferentes

maneras en el rendimiento y costo de una broca durante la operación. Es

importante definir estos parámetros y condiciones. Los parámetros de perforación

son definidos como Gasto Óptimo de Operación, Peso Sobre la Broca,

Revoluciones por Minuto, Torque y Arrastre. Por otro lado, la mala planeación de

la logística de materiales repercute en el abastecimiento de estos, provocando

posibles retrasos en la operación.

Muchos de estos parámetros no recaen únicamente en las herramientas usadas

sobre la broca, en las características geológicas y en la selección misma de la

broca, sino principalmente en cuestiones operativas las cuales, dependiendo del

personal, pueden ayudar o perjudicar al rendimiento y comportamiento de la

broca. (ADAMS, 1985)

El costo por pie perforado se puede determinar con la siguiente relación.

Ec [1]

Dónde:

C = costo de perforación por pie [$/pie].

R = corto operativo del equipo de perforación [$/hr].

T = tiempo de viaje [hr].

D = tiempo de perforación [hr].

B =costo de la broca [$].

F = pies perforados [pies]. 24

57

Figura 24. Comportamiento del costo en función a los pies perforados.

Fuente: (ADAMS, 1985)

2.4.1.1. Caudal Óptimo de Operación (GPM)

Para optimizar el desempeño de la broca es necesario considerar el caudal de

lodo que deben producir las bombas. Esta selección es función de las

características del lodo y sus propiedades, diámetro de las toberas, coeficiente de

descarga de la broca y la profundidad a perforar. Otro parámetro es el

comportamiento del flujo y sus caídas de presión en el espacio anular

(Schlumberger, 2004)

No es conveniente reducir el caudal mínimo, ya que un gasto bajo podría provocar

embolamiento y reduce la limpieza del agujero, provocando la disminución en la

tasa de penetración, incrementando el costo de operación.

Para seleccionar una tasa de flujo y una presión de circulación que permita una

buena limpieza del pozo y una potencia adecuada en la broca, siempre que no

58

exceda la presión máxima permitida en superficie y en el espacio anular es

necesario considerar:

Si las bombas son capaces de bombear a la velocidad requerida.

Si el gasto seleccionado no interfiere con el funcionamiento de las otras

herramientas de la sarta (MWD, LWD).

Si el gasto optimo seleccionado es superior a la velocidad anular crítica

mínima.

Si el gasto optimo seleccionado es inferior a la velocidad anular crítica

máxima.

La velocidad anular crítica debe ser considerada al tratar de definir el gasto

óptimo, ya que es importante evitar la retención de sólidos en el espacio anular,

debido a que el incremento en la densidad del lodo podría causar pérdidas de

fluido hacia las formaciones. (Schlumberger, 2004)

Es posible calcular la velocidad anular crítica utilizando la siguiente fórmula:

Dónde:

Vc = velocidad anular crítica [pie/min]

n = cte. de la ley de potencias para el espacio anular- t

W = densidad del lodo [ppg]

DI agujero = diámetro interno del agujero o de la TR [pulgadas]

DE tubería = diámetro externo de la tubería [pulgadas]

K = factor de consistencia para el espacio anular [cp]

59

Una vez calculada la velocidad anular promedio es posible calcular el gasto crítico

con la fórmula siguiente:

Ec [3]

Dónde:

Qc = gasto anular crítico [galones por minuto].

Vc = velocidad anular crítica [pie/min].

DI hoyo = diámetro interno del agujero o de la TR [pulgadas].

DE tubería = diámetro externo de la tubería [pulgadas].

Para calcular los valores de n y k se pueden utilizar las siguientes fórmulas con la

ayuda del viscosímetro FANN.

Ec [4]

Ec [5]

60

Figura 25. Eficiencia en el transporte de recortes vs velocidad anular.

Fuente: (Mayes & Waker, 1998)

2.4.1.2. Peso sobre la Broca (WOB)

El peso aplicado sobre la broca es aquel que permite incrementar la tasa de

penetración dentro de las recomendaciones que establece la directriz de la hoja de

especificaciones del fabricante. Suele ser un factor importante para la

perforabilidad de los diferentes intervalos, para aumentar o disminuir la tasa de

penetración, así como optimizar la vida de la broca.

Las exigencias del WOB dependen del tipo y dureza de la formación. Cuando

aumenta la fuerza compresiva de la formación, es importante aumentar el peso

aplicado sobre la broca y bajar la tasa de rotación o RPM. El WOB no debe ser

aumentado más de lo que recomiendan las hojas técnicas de cada broca, ya que

esto pudiera romper los elementos de corte en las brocas tricónicas y/o PDC, o en

un caso peor, romper una aleta o cono y causar la formación de chatarra en el

fondo del pozo. (BAKER HUGHES, 2007)

61

Si la formación es altamente abrasiva, es necesario mantener o reducir

ligeramente el WOB y bajar las RPM, ya que esto incrementará el desgaste de los

dientes de la broca.

El WOB generalmente deberá aumentar en la medida que los elementos de corte

se desgasten para mantener un óptimo ROP y la estabilidad de la broca aumenta

generalmente cuando se aumenta el WOB. Esto es porque el comportamiento

dinámico provocaría vibración y la pérdida de calibre. Siempre se debe optimizar

el WOB para reducir daños en la broca, causados por vibraciones.

Para calcular el peso sobre la broca es necesario tomar en cuenta si el pozo es

vertical o direccional, por lo que para pozos verticales:

Ec [6]

Dónde.

WOB = peso sobre la broca [lbf].

Ff = factor de flotación.

WBHAaire = peso del BHA en el aire [lb].

Fs = factor de seguridad = 1.15

Para calcular el WOB en pozos direccionales tenemos:

Ec [7]

Dónde:

WOB = peso sobre la broca [lbf].

Ff = factor de flotación.

WBHAaire = peso del BHA en el aire [lb].

62

Fs = factor de seguridad = 1.15

β = ángulo de inclinación del pozo [grados].

D = diámetro externo de la tubería de perforación [pulgadas].

d = diámetro interno de la tubería de perforación [pulgadas].

H = diámetro del agujero [pulgadas].

La figura 26 se explica de la siguiente manera.

No hay rata de penetración significativa obtenida hasta que se aplique el peso

sobre la broca umbral (Punto a). La rata de penetración después se incrementa

rápidamente para valores incrementales de WOB hasta alcanzar un peso

moderado (Segmento a-b). Una curva casi lineal es observada a WOB moderados

(Segmentos b-c). Pero, a altos valores de WOB, subsecuentes incrementos en

peso causan solo pequeñas mejoras en la rata de penetración (Segmento c-d). En

algunos casos, un decremento en rata de penetración es observada a valores

extremadamente altos de WOB (Segmento d-e). Este tipo de comportamiento es

llamado “bit floundering”.

Figura 26. Respuesta típica de la ROP al cambio de pero sobre la broca.

Fuente: (PRASSL, 2003)

63

2.4.1.3. Revoluciones por minuto (RPM)

Las revoluciones por minuto son el número de vueltas que gira la sarta en un

minuto. Si se tiene un motor de fondo la cantidad de RPM total aumentará. Para

calcular el número de revoluciones por minuto totales es necesario sumar las

vueltas en el equipo superficial y las del motor de fondo. (ENI AGIP, 1999)

Ec [8]

Dónde:

RPMT = revoluciones por minuto totales [rpm].

RPMS = revoluciones por minuto del equipo superficial [rpm].

RPMM = revoluciones por minuto del motor de fondo [rpm].

La cantidad de RPM depende de la dureza y abrasión de la formación. Al

aumentar la fuerza compresiva de la formación es necesario bajar las RPM, ya

que con RPM más altas es más eficiente la perforación en formaciones blandas. Al

contrario, un RPM más bajo es eficiente en formaciones duras o abrasivas ya que

minimiza vibraciones y desgaste de los elementos de corte. Algunas formaciones

pueden ser considerablemente blandas pero abrasivas. Siempre es necesario

optimizar las RPM para prevenir vibraciones.

El incremento en la rata de penetración usualmente es mayor con la velocidad de

rotación a bajos valores (segmento a-b). A altos valores de velocidad de rotación,

esta respuesta disminuye (segmento b-c). Esta disminución en la eficiencia de

incremento de la rata de penetración se atribuye a problemas de limpieza de hoyo.

Ver figura 27

64

Figura 27. Respuesta típica de la ROP al cambio de la velocidad de rotación.

Fuente: (PRASSL, 2003)

2.4.1.4. Torque y Arrastre.

El torque puede ser definido de manera simple como la resistencia ejercida por la

tubería a girar durante la perforación por el contacto de la tubería con las paredes

del pozo. En un pozo con trayectoria direccional el torque aumenta. (Mitchell,

1995)

Se dice que se perfora rotando, cuando se utiliza la mesa rotaria para imprimirle

revoluciones por minuto a la sarta, y se le llama deslizar cuando la sarta se

encuentra inmóvil mientras se le ajusta la inclinación y el azimut para poder

direccionar el pozo, utilizando únicamente el caudal de lodo y el motor de fondo.

Un torque excesivo puede limitar la longitud del intervalo horizontal ya que esto

podría ocasionar daño a las juntas o a las conexiones más débiles de la tubería o

a las paredes más delgadas de ésta.

Cuando se perfora rotando es cuando el torque es mayor ya que toda la tubería se

encuentra en movimiento, al contrario que al estar deslizando, ya que es en esta

operación que el torque es mínimo.

65

El incremento en el torque puede ser causado por cambios en el ángulo del pozo,

cambios de formación, incremento en el peso sobre la broca, entre otros. La

disminución en el torque se puede deber a cambios en la formación, cambios en la

velocidad de rotación, disminución en el peso sobre la broca o enderezamiento del

ángulo del pozo. El incremento en el torque puede provocar un aumento en el

daño que sufren los cortadores, desprender conos o romper aletas.

La fórmula con la que se puede calcular el torque es.

Ec [9]

Dónde:

Q = torque [lb-pie].

J = momento polar inercial [pulgadas4] = (π/32)(DE2 – DI2).

D = diámetro externo de la tubería [pulgadas].

Y = mínima fuerza cedente [psi].

T = carga tensional [lb].

A = área de las paredes de la tubería [pulgadas2].

66

Figura 28. Variación del Torque con respecto a la inclinación del pozo.

Fuente: (Carden, 2007)

El arrastre puede ser entendido como la fricción que sufre la tubería con las

paredes del pozo.

El arrastre se incrementa en pozos direccionales y es mayor mientras más

inclinado sea el pozo, siendo el máximo en pozos horizontales. El arrastre mínimo

se presenta en pozos verticales o en la sección vertical. El aumento en el arrastre

puede provocar desgaste en el gauge de la broca, hombro y pérdida de calibre.

(Johancsik, 2002)

67

Figura 29. Variación del arrastre de la tubería vs profundidad desarrollada.

Fuente: (Johancsik, 2002)

La ecuación para calcular el arrastre es:

Ec [10]

Dónde:

Ff = arrastre [lb].

Bf = factor de flotación.

Ws = peso en el aire por cada pie de la sección de la tubería [lb/pie].

DL = longitud de partida de una sección de la tubería [pies].

T = tensión axial [lb].

DLS = severidad [grados/100pies].

LOS = longitud de la sección desviada [pies].

μ = coeficiente de fricción entre la tubería y el pozo [lb/lb].

68

2.5. FACTORES HIDRÁULICOS QUE INFLUYEN EN LA

PERFORACIÓN DE POZOS

2.5.1. ANÁLISIS DE LA HIDRÁULICA EN UNA BROCA

El fluido es el medio en el cual la perforación tiene lugar, por esto las

características del fluido y la hidráulica pueden tener un efecto importante en el

desarrollo de la perforación.

La hidráulica describe condiciones dinámicas del fluido de perforación y su camino

desde el equipo de perforación en superficie hasta la broca y de allí de regreso

hacia la superficie por el espacio anular. Lo esperado de la hidráulica de la broca

es

1. Una máxima velocidad de penetración mediante la limpieza de

recortes de la cara de la broca y el fondo del pozo.

2. La prolongación de la vida de la broca por óptimo enfriamiento y

lubricación.

El flujo del fluido de perforación a través de la tubería de perforación se concentra

en la broca. Esto es igual al efecto de una boquilla regular de manguera de jardín.

Como se representa en la figura 30. Cuando la manguera de un jardín está

completamente cerrada no hay flujo de agua. Cuando se abre poco se produce

algún flujo o capacidad de limpieza. Mientras la boquilla se continúa abriendo, el

flujo se hace más estable y mejora la limpieza que puede conseguirse.

Finalmente, si se abre la boquilla demasiado el agua fluye de una manera muy

dispersa disminuyendo su capacidad de limpieza.

69

Figura 30. Capacidad de limpieza y rata de flujo en una manguera de jardín.


La misma relación se establece en el taladro. Una mayor tasa de flujo es buena

hasta un punto; el máximo flujo puede no ser lo óptimo. La meta es “limpiar” lo

mejor posible y usar menor cantidad de fluido posible. Esta relación se mira en la

curva de la figura 31.

La hidráulica de la broca puede ser optimizada para mejorar la velocidad de

penetración ROP. Aunque en áreas de rocas duras, la interacción entre la broca y

la formación tiene un mayor impacto sobre la ROP que la hidráulica de la broca.

70

Figura 31. Capacidad de limpieza vs. Rata de flujo.


Los métodos de optimización de la hidráulica consisten en determinar la caída de

presión en la broca de tal forma que la energía generada por el equipo de bombeo

en superficie sea transmitida óptimamente hasta el fondo del pozo para su

correcta limpieza.

Esta caída de presión óptima es obtenida determinando el tamaño de jets en la

broca. La hidráulica de la broca puede ser optimizada en lo que se refiere al

impacto hidráulico, la potencia hidráulica o la velocidad de jet. En general, el

objetivo es usar de 50 a 65% de la presión máxima admisible de circulación

proporcionada a la broca.

Se considera que los sistemas se optimizan para la fuerza de impacto cuando la

pérdida de presión en la broca es igual a 50% de la presión de circulación. Cuando

la pérdida de presión en la broca es igual a aproximadamente 65% de la presión

de circulación, se considera que el sistema está optimizado para la potencia

hidráulica.

71

2.5.1.1. Perdidas de presión en la broca (∆PB)

La pérdida de presión es una función directa de la tasa de fluido, área de la

boquilla y peso del lodo. Esto es calculado por:

2858,10

2

nxA

xQPb

Ec [11]

Donde

Q= Tasa de flujo en GPM

ρ = Peso del lodo en ppg

Cabe mencionar que la presión en un sistema de perforación se pierde en los

siguientes lugares:

• Los equipos de superficie, la sarta, BHA y conexiones.

• En las boquillas o en la cara de la broca.

• En el espacio anular.

2.5.1.2. Caballaje hidráulico de la broca (BHHP)

El caballaje hidráulico o potencia hidráulica de la broca es la tasa a la cual el fluido

trabaja en el área específica de flujo en la broca, es decir en el orificio de una

boquilla o en el área total de flujo TFA.

La fórmula para calcular los BHHP es la caída de presión de la broca por la tasa

de flujo dividida por la constante 1,714, o:

714,1

xQPBHHP b

Ec [12]

72

El caballaje hidráulico es el concepto más comúnmente usado para la optimización

hidráulica tanto para las brocas de conos fijos como móviles. Y se deben tomar en

cuenta dos condiciones básicas:

Una potencia hidráulica baja en la broca puede producir bajas

velocidades de penetración y un rendimiento deficiente de la broca.

La potencia hidráulica en la broca no puede exceder la potencia

hidráulica total del sistema.

La Figura 32 muestra que la relación entre la tasa de flujo y los BHHP es similar a

la relación discutida anteriormente de la limpieza con una manguera.

Figura 32. Caballaje hidráulico de la broca vs. Caudal (TFA).


73

2.5.1.3. Caballaje hidráulico por pulgada cuadrada de la Broca (HHSI)

El caballaje hidráulico varía considerablemente dependiendo del diámetro de la

broca. Para una comparación más fácil, BHHP se convierte a HSI.

El cálculo divide BHPP por el área del diámetro del fondo del pozo, o también:

2785,0 bxD

BHHPHSI

Ec [13]

Donde

Db: es el diámetro de la broca en pulgadas.

Es posible aumentar el HSI incrementando la velocidad de bomba (spm), pero

esto incrementará la presión en la bomba, solo se puede aumentar esta presión al

máximo permitido por el cliente.

2.5.1.4. Fuerza de impacto hidráulica (IF)

La fuerza de impacto es definida como la fuerza de choque del fluido contra la

formación a través de la broca, como una función de densidad del fluido, tasa de

circulación y velocidad en la boquilla.

930,1)(

xQxVlbIF n

Ec [14]

Dónde:

Vn = Velocidad en el jet (pies/seg)

Q = Caudal (gpm)

ρ = Densidad (lb/gal)

74

Para obtener la IF por pulgada cuadrada

2

)(27,1)(

bD

lbxIFpsiIF Ec [15]

2.5.1.5. Velocidad en el jet

Se define a velocidad en el jet como la velocidad con la que circula el fluido en las

boquillas de los jets de la broca. Se define por la siguiente fórmula;

....)(

321,02

3

2

2

2

1 nnn

nDDD

xQ

seg

piesV Ec [16]

Dónde:

Q = Caudal (galones por minuto)

Dn = Diámetro de la boquilla (1/32 pulgada.)

Aunque se pueda utilizar más de un tamaño de boquilla en una broca, la velocidad

de jet será la misma en cada una de las boquillas instaladas en la broca. El rango

recomendable de velocidades de jet para la mayoría de brocas es de 250 a 450

pies/seg.

2.5.1.6. Velocidad Crítica

Como se muestra en la figura 33 la velocidad crítica se usa para describir la

velocidad a la cual la transición de flujo laminar a turbulento ocurre.

75

Figura 33. Velocidad crítica y los regímenes de flujo.


Las ecuaciones para calcular la velocidad crítica en la tubería (Vcp) en el espacio

anular (Vca) están enunciadas a continuación.

n

n

n

n

nx

D

xKppiesVcp

22

1

4

136,1727,38

min Ec [17]

n

n

n

n

nx

DD

xKapiesVca

2

12

2

1

3

124,2818,25

min Ec [18]

76

Donde K y n son los índices de consistencia y comportamiento del fluido,

respectivamente.

2.5.1.7. Velocidad Media De Propagación

La velocidad media de propagación es la velocidad de circulación del fluido en el

medio que se encuentra. Dentro de la perforación de un pozo existen dos medios

de propagación del fluido:

1) El espacio anular formado entre el BHA y la pared de la formación,

cuya fórmula es:

2

1

2

2

48,24

min DD

xQpiesVa Ec [19]

Donde

V = Velocidad (pies/min)

Q = Razón de flujo (galones por minutogpm)

D = Diámetro (pulgadas.)

2) El espacio dentro de la tubería de perforación, cuya fórmula es:

lg)(

)(48,24

min 2 puD

gpmxQpiesVp Ec [20]

Esta ecuación supone que la totalidad del fluido está fluyendo a la misma

velocidad con un perfil plano y sin las diferencias instantáneas de velocidad que se

producen en el flujo turbulento.

77

2.5.1.8. Área Total De Flujo (TFA)

El área de flujo de las brocas con jet es simplemente la suma del área circular de

todas las boquillas y es expresada en pulgadas cuadradas. La fórmula es:

...106699,72

3

2

2

2

1

4

nnn DDDxxTFA Ec [21]

Donde

Dn = Diámetro de la boquilla (1/32 pulgada.)

Las brocas PDC y las de conos móviles usan boquillas para controlar el flujo del

fluido de perforación. Las boquillas son intercambiables en el campo y se

seleccionan a través de un programa hidráulico localmente controlable. Por

ejemplo, el tamaño de las boquillas puede determinarse justo en el momento en

que la broca se instala en la sarta.

El flujo de fluido se estrecha en la broca convirtiendo la alta presión y la baja

velocidad dentro de la sarta, a una baja presión y alta velocidad debajo de la

broca. Esto se logra en las brocas PDC y de conos móviles, más no en las de

diamante natural o termalmente estables (TSP). La siguiente tabla muestra valores

de TFA para tamaños comunes de boquillas.

78

Tabla N° 11 Valores de TFA (área total de flujo) para tamaños comunes de boquilla.


METODOLOGÍA

79

3. METODOLOGÍA

3.1. CARACTERÍSTICAS GENERALES DEL CAMPO

SACHA

3.1.1. HISTORIA.

Fue descubierto por Texaco – Gulf en 1969 con la perforación del pozo

exploratorio SAC – 01, que alcanzo la profundidad de 10160 ft.

(Penetrando 39 ft de la formación pre-cretácica Chapiza). Con una

producción inicial de 1 328 BPPD de un petróleo de 29.9 ºAPI y un BSW

de 0.1% de Hollín Inferior.

El campo fue puesto en producción el 6 de julio de 1972 a una tasa

promedia diaria para ese mes de 29 269 BPPD, incrementándose hasta

un promedio de 117 591 BPPD en noviembre de ese mismo año, que es la

producción máxima registrada en la vida del campo.

La producción de crudo se mantuvo por sobre los 60 000 BPPD hasta el

año 1994, luego de lo cual ha venido declinando hasta el año 2012 en que

su producción diaria aproximadamente fue de 40000 barriles.

Actualmente Operaciones Río Napo Compañía de Economía Mixta, está a

cargo de las operaciones del campo, se lo ha catalogado como un campo

en desarrollo con una producción de aproximadamente 74 000 BPPD a

Enero 2015 (Rio Napo CEM, 2015), como se muestra en la figura 34

80

Figura 34. Producción Promedio Diaria del mes de Enero 2015 Campo Sacha.

Fuente: (Rio Napo CEM, 2015)

3.1.2. UBICACIÓN.

El campo Sacha está ubicada en la provincia de Orellana al Nororiente de

la Región Amazónica Ecuatoriana. Está limitada a Norte por las

estructuras Palo Rojo, Eno, Ron y Vista. Al Sur por el Campo Culebra –

Yulebra. Al Este por los campos Mauro Dávalos Cordero en Alianza

81

Operativa, además de Shushufindi y Aguarico. Al Oeste por Pucuna,

Paraíso y Huachito en concesión a SIPEC.

Fuente: (RIO NAPO CEM, 2011)

3.1.3. ASPECTOS GEOLÓGICOS.

La trampa hidrocarburífera Sacha, es un anticlinal asimétrico de bajo

relieve fallado al Oeste, con su eje principal en dirección preferencial NE –

SO y su eje secundario bajo un cierre vertical contra la pendiente regional

de la cuenca. Tiene una longitud de 28.5 Km, un ancho que varía entre 4

a 9 Km, siendo la parte norte la más angosta con 2.7 Km, la parte central

es la más ancha con 9.5 Km. Tiene un área de 41 000 acres bajo un

cierre estructural de 200 pies.

Figura 35. Mapa de Ubicación del Campo Sacha

82

Sacha es el sexto Campo más grande en extensión después de

Shushufindi, Aucas y Libertador, en su orden.

La producción de hidrocarburos en la cuenca oriente del Ecuador de

manera general está relacionada a la era mesozoica y a los depósitos de

la edad del Cretácico inferior a medio (formación Hollín y Napo) y, de la

edad Cretácico superior (formación Basal Tena).

Se han realizado cuantiosos estudios sobre estratos y sus propiedades,

que van desde la superficie hasta las zonas de interés para la cuenca

oriental ecuatoriana, los cuales definen el comportamiento estratigráfico

del Campo Sacha, por lo cual se ha diseñado una columna base y de

donde se obtiene información, como: era y edad geológica, formación a la

que corresponde, ambiente de depositación, espesor promedio, litología,

etc. ver figura 36.

83

3.1.4. GEOLOGÍA REGIONAL.

3.1.4.1. Columna litológica de la cuenca.

Fuente: (ARCH, 2014)

W E

EDAD LITOLOGIABREVE DESCRIPCION LITOLOGICA

AM

BIE

NT

E

PR

OD

UC

...

COLUMNA ESTRATIGRAFICA CUENCA ORIENTE

FA

SE

OR

OG

EN

ICA

T

AR

DIO

AN

DIN

AF

AS

E O

RO

GE

NIC

A

TE

MP

RA

NA

A

ND

INA

PLIOCENO

MIOCENO

NE

OG

EN

OP

AL

EO

GE

NO

CE

NO

ZO

ICO

C

Z

OLIGOCENO

EOCENO

PALEOCENO

MAESTRICHTIANO

CAMPANIANO

SANTONIANO

CONIACIANO

TURONIANO

CENOMANIANO

FM. MESA

ARCILLAS ROJAS

CO

NT

INE

NT

AL

ARENAS AMARILLAS Y ARCILLAS ROJAS, MESETAS DE MATERIAL VOLCANICO

CONGLOMERADOS, ARENAS Y ARCILLAS

ARENISCAS PARDUZCAS INTERCALADAS CON ARCILLAS MULTICOLORES, CONGLOMERADOS

F M ARAJUNO

FM ORTEGUAZA

HIATO

HIATO

HIATO

FM TIYUYACU

FL

UV

IAL

CO

NT

CONCGLOMERADOS, ARENISCAS, ARENISCAS ARCILLOSAS

ALBIANO

APTIANO

NEOCOMIANO

CR

ET

AC

ICO

JU

RA

SIC

O

ME

SO

ZO

ICO

M

Z

SUPERIOR

MEDIO

INFERIOR

PA

LE

OZ

OIC

O P

Z PERMICO

CARBONIFERO (PENSILVIANO)

DEVONICO

SILURICO

ORDOVICICO/CAMBRICO

PRECAMBRICO PE

FM TENAARN BT

CO

NT

INE

HIATO

ARCILLAS ROJAS ARENISCASCONCLOMERADOS

M1 / VIVIAN

CLZ M-1

CLZ M-2

CLZ A

Na

po

Su

p.

Na

po

Med

.N

ap

o I

nf.

ARENISCAS "U"

CLZ B

ARENISCAS " T "

LUTITAS NEGRAS, CALIZAS ORGANOGENAS,E INTERCALACIONES DE ARENISCAS Y LUTITAS

ARENISCAS CUARZOSAS

ARENISCAS ROJAS, CONGLOMERADOS MANTOS VOLCANICOS

ARENISCAS Y LUTITAS INTERCALADASCON ANHIDRITA.

CALIZAS INTERCALADAS CON ARENISCASCUARCITAS Y ARCILLAS ESQUISTOSAS

FM CURARAY

CALIZAS, LUTITAS Y DOLOMITAS

ESQUISTOS GRAFITICOS, ARENISCAS CUARCITICAS

BASAMENTO CRISTALINO

CO

NT

INE

NT

A M

AR

INO

Na

po

Ba

sal.

HIATO

HIATO

HIATO

MA

RIN

O D

E A

GU

A S

OM

ER

OM

AR

INO

CO

NT

INM

AR

INO

MA

RIN

O

FM SANTIAGO

FMMACUMA

METAMORFICOS

LUTITAS GRIS VERDOSAS

FO

RM

AC

ION

NA

PO

CLZ C ZONAHOLLÍN SUPERIOR

FM CHAPIZA

MIEMBRO VOLCANICO MISAHUALLI

FM PUMBUIZA

ARN M-2

FM CHAMBIRA

Realizado por:Juan Chiriboga / Omar Corozo

FM HOLLIN

1

2

3

4

5

Tapi

Vista

Auca

JIVINO/LAGUNA

Armadillo/Auca

Puma

Yuralpa/Dayuno

Colaboracion: Pierre KummertMODIFICADO DE DASHWOOD Y ABBOTTS

Figura 36. Columna Estratigráfica Cuenca Oriente

84

3.1.5. ESTRATIGRAFÍA DE LAS FORMACIONES.

El principal yacimiento de este Campo está constituido por las arenas

Hollín, siguiéndole en importancia las areniscas U, T y Basal Tena.

A continuación se presenta una breve descripción litológica de las

diferentes formaciones que posee la columna estratigráfica en el campo

Sacha. Ver figura 37

3.1.5.1. Descripción litológica.

Tabla N° 12 Descripción Litológica De Los Yacimientos Productivos En El Campo Sacha.


UNIDAD DESCRIPCIÓN LITOLÓGICA

Hollín Inferior Arenisca

Hollín Superior Arenisca

Napo Lutita, Arenisca y Caliza

T Inferior Arenisca, Lutita y Caliza

T Superior Arenisca

U Inferior Arenisca y Lutita

U Superior Arenisca

Arenisca Basal Tena Arenisca

85

Figura 37. Columna estratigráfica del campo Sacha.


86

3.1.6. TIPO DE ESTRUCTURAS.

La trampa hidrocarburífera Sacha, es un anticlinal asimétrico de bajo

relieve fallado al Oeste, con su eje principal en dirección preferencial NE –

SO y su eje secundario bajo un cierre vertical contra la pendiente regional

de la cuenca. Tiene una longitud de 28.5 Km, un ancho que varía entre 4

a 9 Km, siendo la parte norte la más angosta con 2.7 Km, la parte central

es la más ancha con 9.5 Km.

El campo se encuentra cortado por una falla que se origina en el

basamento, que posiblemente se reactivó en más de una ocasión en que

también controló la depositación de los sedimentos.

3.1.7. CARACTERÍSTICAS DEL YACIMIENTO.

3.1.7.1. Parámetros petrofísicos y de fluidos de los yacimientos.

Tabla N° 13 Parámetros Petrofísicos De Los Yacimientos Productivos En El Campo.

RESERVORIO

VALORES PROMEDIOS

Ø

ºAPI

Espesor Sw So K

(%) (pies) (%) (%) mD

BT 18 24.1 9 34.3 65.7 300

U 17 27.0-29.0 20-60 12.8 67.2 100

Ts

15.6

27.0-29.0

20-44 20 80 200 Ti 27.0-28.0

Hs 14 27.0-29.0 30-70 33.3 66.7 70

Hi 18 27.0-28.0 30-110 29.4 70.6 500


87

3.1.7.2. Tipos de empuje.

El mecanismo de producción de las arenas de la formación Hollín es por

empuje hidráulico, mientras las arenas de la formación Napo produce por

gas en solución y empuje parcial de agua.

3.1.8. RESERVAS.

3.1.8.1. Volumen in situ.

Tabla N° 14 Volumen In Situ De Los Yacimientos Productivos Del Campo Sacha

ARENA VOLUMEN INSITU

Bls

BASAL TENA 67 692 332

U 762 615 924

T 483 325 941

HOLLÍN 2137 516 953

TOTAL 3451 151 150


88

3.1.8.2. Reservas recuperadas.

Tabla N° 15 Reservas Recuperadas De Los Yacimientos Productivos Del Campo Sacha


ARENA RESERVAS

RECUPERADAS Bls


U 176 320 446

T 83 419 766

HOLLÍN 430 687 635

TOTAL 706 199 509

89

3.1.8.3. Reservas remanentes

Tabla N° 16 Reservas Remanentes De Los Yacimientos Productivos Del Campo Sacha


ARENA RESERVAS

REMANENTES Bls


U 128 11 831

T 101 500 739

HOLLIN 260 371 596

TOTAL 491 836 471

3.1.8.4. Estimación de reservas por método volumétrico.

Tabla N° 17 Estimación De Reservas Por Método Volumétrico

ARENA V INSITU (CS) Bls Ho

pies POROSIDAD

% Sw %

Boi By/ Bs

FR RESERVAS

INICIALES Bls.

PRODUCCION ACUMULADA

Bls

RESERVAS REMANENTES

Bls.

BASAL TENA 67 692 332 9 17 34.3 1.122 0.2603 17 620 314 15 771 662 1 848 305

U 762 615 924 23 17 12.8 1.203 0.3978 303 368 615 176 320 446 128 115 831

T 483 325 941 21 15.8 20 1.256 0.3346 161 720 860 83 419 766 101 500 739

HOLLIN 2137 516 953 12 14 – 18 33.3

- 29.4

1.082 0.3168 677 165 371 430 687 635 260 371 596


3.1.8.5. Nuevas Reservas Del Campo Sacha

Para cerrar el 2013, la firma estadounidense Ryder Scott certificó un incremento

de reservas de 243 millones de barriles de crudo en ese campo. Este hallazgo

histórico se ancla en el campo 60, descubierto en 1969 en Joya de los Sachas, al

noreste de Orellana. A estas reservas que pueden ser explotadas se las conoce

como remanentes y se sumarán a los 3 000 millones de barriles de crudo de este

tipo del resto de campos del país.

Hasta el 2008, las reservas probadas originales alcanzaron los 1 205 millones de

barriles de crudo en las cuatro estructuras geológicas estudiadas en el campo

Sacha. En cambio, las reservas remanentes hasta ese mismo año se ubicaron en

378 millones, pero fueron calculadas en apenas una parte del área total de

concesión de 350 km2. (EL COMERCIO, 2014)

Operaciones Río Napo, hoy conformada por Petroamazonas (70% de acciones) y

Petróleos de Venezuela (30%), empresa mixta que opera desde noviembre 2009,

empezó a perforar pozos fuera de este sitio, considerado originalmente para el

cálculo de las reservas. La perforación fue un éxito y los resultados marcan un giro

en un campo considerado viejo y cuya declinación natural de producción es del

20% anual.

Con la información del campo se define el factor de recobro del campo. Esto se

usa en la industria para medir cuanto crudo se puede extraer. En Sacha el factor

es de 34%.

En octubre 2009 la producción promedio diaria de crudo de este campo no superó

los 50 000 barriles. Dos años después, el actual Régimen renegoció el contrato

pues no arrojaba los resultados esperados. Pero con la incorporación de pozos

perforados en la nueva área, en agosto pasado, se logró un pico de 75 085

barriles al día, el más alto registrado en los últimos años y similar a los que se

conseguía a finales de los 80.

92

Actualmente el promedio está en 71 000 barriles diarios. Si se resta la producción

total de Sacha, desde 1972 hasta el 31 de mayo pasado (827 millones de barriles),

de las reservas probadas totales junto con las nuevas, que representan 20,2%

más, este campo tiene para extraer 621 millones de barriles. Esto le ubica como

uno de los campos petroleros más rentables. El Estado paga al operador USD

16,73 por barril, pero vende en los mercados internacionales a casi USD 99. Las

regalías anuales de este campo bordean los USD 2 000 millones e irán en

aumento si el costo del crudo se mantiene.

En cuanto a los Planes de recuperación en este año, Gino Hinojosa, gerente de

Río Napo, explicó que se prevé construir en la nueva área de perforación 11

plataformas (cada una tiene nueve pozos). Si se perfora un pozo y es exitoso la

idea es continuar hasta completar los 36. Además, hay 114 pozos que han estado

cerrados temporalmente. De estos, 50 se pondrán en operación. Entre otras

estrategias se asegurará que la producción vaya en aumento (5 000 barriles más

al día), aunque se deberá tomar en cuenta algunos riesgos: los nuevos pozos

están al borde del campo y no hay suficientes arenas. (EL COMERCIO, 2014)

93

3.1.9. ESTADO DE LOS POZOS PERFORADOS

Hasta Diciembre del 2012 se tiene un total de 278 pozos, de los cuales 173 se

encuentran en producción, 6 inyectores, 8 reinyectores, 10 abandonados, 81

cerrados o esperando ser abandonados. La tabla N 18 muestra un compilado de

los pozos en su estado actual.

Tabla N° 18 Características De Pozos Del Campo Sacha

Área acres 41 000

Nº De Pozos 278

Nº De Pozos Productores 173

Nº De Pozos Inyectores 6

Nº De Pozos con Flujo Natural 4

Nº De Pozos con Bombeo

Hidráulico 95

Nº De Pozos con Bombeo

Mecánico 0

Nº De Pozos con Gas Lift 0

Nº De Pozos con Bombeo Electro

sumergible 79

Fecha de Inicio de Producción,

Año 1969

Grado API (º) Promedio de campo 28

BSW (%) 56

Producción diaria de petróleo,

BPPD 73 000

Fuente: (RIO NAPO, 2012)

94

3.2. INFORMACIÓN PREVIA PARA LA SELECCIÓN DE UNA

BROCA TRICÓNICA O DE CORTADORES FIJOS (PDC) PARA

PERFORAR

3.2.1. Criterios de Selección de Brocas

En la selección de la broca adecuada para perforar una determinada formación se

deben analizar un gran número de variables que interactúan entre sí. Por esta

razón es indispensable conocer:

La evaluación del desgaste de las brocas previamente empleadas.

Los rendimientos de las brocas obtenidos en pozos vecinos.

Los registros geofísicos de pozos vecinos y del mismo pozo (si se tienen).

El software especializado en cálculo y análisis para la selección (hidráulica).

Las propiedades de los fluidos de perforación por emplearse en función de

la broca elegida.

La columna litológica de las formaciones a perforar.

3.2.1.1. Objetivos de perforación

Para el proceso de selección es fundamental conocer los objetivos de perforación,

que incluyen todo tipo de requisitos especiales del personal para perforar el pozo.

Esta información ayudará a determinar las mejores características de la broca que

requiere la aplicación y a concentrar sus esfuerzos en satisfacer las necesidades y

requisitos de perforación.

Rendimiento. Uno de los principales objetivos del personal técnico es

perforar el pozo en el menor tiempo posible. Esto significa orientar la

selección de brocas hacia la búsqueda del tipo que más duración tenga; se

95

busca principalmente la máxima cantidad de pies en un tiempo de rotación

aceptable, eliminando así el costoso tiempo del viaje.

Direccional. El tipo de pozo direccional es un criterio importante cuando se

deben de seleccionar las características de las brocas ya sea tricónicas o

de diamante.

Una ventaja específica de las brocas de diamante es su gran alcance y sus

posibilidades para perforar en sentido horizontal. Estos tipos de pozos, por

lo general, tienen secciones homogéneas muy prolongadas que son

óptimas para las aplicaciones con brocas de diamante. La densidad de los

cortadores, la cantidad de aletas, el control de la vibración y el calibre de la

broca son, todos ellos, parámetros de selección fundamentales cuando se

estudian las aplicaciones direccionales.

Economía. El medio ambiente económico es un factor fundamental para la

aceptación de los diseños con diamante, siempre y cuando los análisis de

costos así lo determinen; en caso contrario se debe seleccionar brocas

tricónicas.

3.2.1.2. Análisis históricos

Un análisis objetivo de los pozos de correlación ofrece la oportunidad de

comprender las condiciones en el fondo del pozo, las limitaciones de su

perforación y en algunos casos la adecuada selección de brocas. Los análisis

históricos comienzan con una colección de registros o récords de brocas e

información relacionada con el pozo. Se debe tener la precaución de que los

registros de brocas sean representativos de lo que será perforado en el pozo

objetivo.

96

La información también debe ser actualizada y reflejar los tipos de brocas

recientes, es decir, de menos de dos años de antigüedad. Por supuesto, esto no

es posible en el caso de pozos de exploración o en los pozos de campos más

antiguos que no han sido perforados recientemente. En estos casos, se

dependerá principalmente de la información geológica y debería considerar el

primer pozo como una referencia para las recomendaciones de las aplicaciones

futuras.

El análisis de los registros de las brocas puede ofrecer datos de gran valor si éstos

se registran en forma precisa y completa.

Coeficiente de penetración típico. El coeficiente de penetración es una

indicación de la dureza de la roca; no obstante una selección inadecuada

de la broca puede ocultar las características de dureza de la roca. Esto es

particularmente válido cuando se elige una broca demasiado dura para una

aplicación.

La broca más dura, debido a la densidad de sus cortadores o la proyección

de sus dientes, tiene un límite superior de coeficiente de penetración

determinado por su diseño. Por lo general, a medida que se perfora más

profundo, se espera utilizar brocas cada vez más duras. El análisis de la

resistencia de las rocas, ha revelado que este paradigma no siempre es

válido y, en muchos casos, las brocas más blandas pueden utilizarse con

éxito en las partes más profundas del pozo.

Fluidos de perforación. El tipo y la calidad del fluido de perforación que se

utiliza en el pozo tienen un efecto muy importante en el rendimiento de la

broca. Los fluidos de perforación con base aceite mejoran el rendimiento de

las estructuras de corte de PDC; el rendimiento del diamante natural y del

TSP varía según la litología. El fluido de perforación base agua presenta

más problemas de limpieza debido, en gran parte, a la reactividad de las

97

formaciones a la fase acuosa del fluido de perforación. Los récords pueden

determinar la variación y el nivel de efectividad de los fluidos de perforación

que se usan en el campo.

Energía hidráulica. La energía hidráulica, de la cual el régimen de

surgencia es un componente integral, proporciona la limpieza y enfriamiento

a la broca. Se refiere en términos de caballos de fuerza hidráulica por

pulgada cuadrada (“hydraulic horse power per square inch”, HSI) de

superficie en todas las secciones del fondo del pozo. Los análisis históricos

mostrarán los parámetros comunes utilizados en el campo y qué

oportunidades existen para una mejor utilización de la energía hidráulica

por medio de la selección de las brocas o de los parámetros de operación.

Las brocas de diamante deben funcionar de acuerdo con escalas

hidráulicas específicas para asegurar su eficiente limpieza y enfriamiento.

Los regímenes de surgencia insuficientes y el índice de potencia hidráulica

(HSI) afectan el enfriamiento y pueden provocar daños térmicos en la

estructura de los cortadores. La falta de la limpieza sólo hará que la broca

se embole, lo que provocará un rendimiento deficiente o nulo. Existen

diseños de brocas que aliviarán parcialmente algunas de estas condiciones,

pero para alcanzar un rendimiento óptimo se deben utilizar los mejores

parámetros de hidráulica en las aplicaciones de brocas de diamante.

Énfasis en los costos. Indica la sensibilidad del personal con respecto al

costo. La mayoría de las veces esto se traduce en brocas de menor precio.

Los Ingenieros de diseño y operación deben tomar en cuenta el número de

oportunidades que afectan los costos de un pozo y que dependen del

tiempo. Se debe recordar siempre que esto mejoraría si se selecciona una

broca de perforación de alta calidad.

98

La broca debe tener las cualidades que satisfagan las necesidades de aplicación

de la compañía perforadora sin aumentar indebidamente su costo. Una broca de

diamante que pueda volver a utilizarse da lugar a costos más bajos de perforación.

Así la compañía perforadora tendrá la oportunidad de utilizar un producto de alta

tecnología que, en otro caso, sería una situación económica marginal.

3.2.1.3. Restricciones de perforación

Los parámetros operativos deben corresponder a una escala aceptable para que

una broca de diamante ofrezca los mayores beneficios. Por lo general, los

parámetros que no se corresponden con escalas reducirán la eficiencia del costo

del producto. Cuando se encuentran estas situaciones se debe considerar una

broca de conos. Por el contrario, algunas restricciones brindan oportunidades para

seleccionar una broca de diamante.

Limitaciones de peso sobre broca. Cuando se encuentran situaciones de

PSB limitado, una estructura de corte eficiente como un PDC tiene

posibilidades de ofrecer un mayor Ritmo de Penetración (ROP) que una

broca de roles. Escalas de revoluciones por minuto (RPM). La velocidad

que el personal técnico espera utilizar en la broca, indica los parámetros de

vibración y resistencia al desgaste que se necesitarán para mantener un

desgaste parejo de la broca y prolongar su duración. Las brocas de

diamante se pueden utilizar mejor que las brocas de conos a altas

velocidades de rotación.

Formaciones nodulares. Las formaciones de ftanita, pirita y

conglomerados se denominan comúnmente formaciones nodulares. Por lo

general, en este tipo de formaciones no se puede utilizar la mayoría de las

brocas de diamante debido al daño por impacto en la estructura de sus

99

cortadores. Sin embargo, existen estructuras de corte que pueden perforar

eficazmente en estas aplicaciones.

Ampliación. Si se planifican más de dos horas de operaciones de

ampliación, se debe considerar seriamente la corrida de una broca de roles.

El ensanche excesivo puede dañar la superficie del calibre de una broca de

diamante porque las cargas de la broca se concentran en una superficie

muy pequeña. La vibración lateral también se debe considerar. La

estructura de corte está sólo parcialmente engranada y, por tanto, hay

escasas oportunidades, o ninguna, para que las características del diseño

de la broca puedan funcionar.

Pozos profundos. Estos pozos pueden resultar en una cantidad

desproporcionada de tiempos de viaje con respecto al tiempo de

perforación. Como resultado, la eficiencia de perforación es

extremadamente reducida. Se debe considerar una broca de diamante para

ofrecer mayor duración de la broca (menos viajes) y una mejor eficiencia

general de la perforación.

Pozos de diámetro reducido. Si el pozo tiene menos de 6 ½ pulgadas, se

necesita una reducción física del tamaño de los cojinetes en todas las

brocas de conos. Estas limitaciones requieren una reducción de PSB, que

resultará en un mayor coeficiente de penetración. Se debe considerar una

broca de diamante para aumentar el coeficiente de penetración y para

permanecer en el pozo durante periodos prolongados.

Aplicaciones con motores. Algunos motores dentro del pozo funcionan a

altas velocidades (a más de 250 R.P.M.). Las excesivas R.P.M aumentan la

carga térmica en los cojinetes y aceleran las fallas de la broca. Se debe

100

considerar una broca de diamante, que no tiene partes móviles, para

optimizar las R.P.M y los objetivos de perforación.

3.2.1.4. Atributos del medio ambiente

Para lograr una selección total de brocas para el pozo que se va a perforar es

necesario analizarlo por secciones que se puedan manejar. El más evidente es,

por supuesto, el diámetro del pozo. Luego se podrá subdividir cada sección del

pozo en intervalos con atributos comunes respecto a su medio ambiente. El

rendimiento económico es una función del costo operativo, el costo de las brocas,

el coeficiente de penetración y el intervalo perforado.

Los atributos del medio ambiente pueden dividirse según categorías de

parámetros en cuanto al tipo de roca, medio ambiente y operativos. Un análisis

detallado de cada una de estas categorías indicará los parámetros individuales de

selección de brocas tricónicas o de diamante. En formaciones en donde pueden

perforar las brocas de diamante con ritmos de penetración mucho mayores que las

brocas tricónicas es indiscutible su utilización. Debido a lo anterior en los últimos

años cuando se selecciona una broca, antes que nada se hacen estudios para

seleccionar las de diamante.

Tipo de roca

Si se cuenta con datos precisos sobre las formaciones que deberán

perforarse en el intervalo objetivo, se podrá seleccionar con más facilidad la

estructura óptima de corte y la densidad que requiere la aplicación, ya sea

broca tricónica o de diamante.

Litología. Por lo general, la información litológica es la primera que se

necesita para determinar la mejor selección. Definidos los tipos de rocas se

asocian más con la mecánica de corte de las brocas de diamante. Sin

101

embargo, para las aplicaciones de diamante quizás sean aún más

importantes los tipos litológicos desfavorables, que seguramente

provocarán fallas graves. El tipo de roca ayuda a determinar el tipo de corte

necesario para vencer su resistencia: corte, surcado o molido.

Características litológicas. Definen aún más los parámetros de selección

para la broca una vez que se eligió. Para las brocas de diamante indican la

densidad requerida para los cortadores, la configuración hidráulica y

permiten estimar la duración de la broca y su coeficiente de penetración.

De transición. Indica cambios en la dureza de la formación del intervalo

objetivo.

Provocará cargas disparejas en el perfil de la broca a través de la

transición. Las vibraciones axiales, de torsión y laterales son, posiblemente,

factores en este medio ambiente. La calidad y la densidad específicas de

los cortadores constituirán el criterio de selección.

Homogeneidad. Indica la consistencia de la formación. Existe más

flexibilidad de selección con respecto a características agresivas de la

broca, como menor densidad de los cortadores. Para las brocas tricónicas

sólo basta escogerlas de acuerdo con la dureza de la roca.

Interestratificación. Esta característica se relaciona con las formaciones

de transición e indica cambios en la litología del intervalo en estudio. Se

deberá considerar la selección de tipos específicos de cortadores o dientes,

así como su calidad y densidad.

Fracturados o nodulares. A este indicador se le debe prestar mucha

atención. Es una situación de alto impacto para la cual, por lo general, no

se recomiendan las brocas de diamante. Sin embargo, determinadas

102

estructuras de corte, como las brocas de diamante natural con fijaciones

dorsales y las brocas impregnadas, pueden perforar eficazmente en estas

aplicaciones.

Tendencias de desviación. Normalmente esto se relaciona con

formaciones de buzamiento y perforación de transición. El tipo de calibre es

el criterio de selección fundamental para estas aplicaciones.

Vibración. La vibración en el proceso de perforación ha demostrado tener

una función fundamental en el rendimiento y la duración de las brocas de

perforación. En realidad, el control de las vibraciones forma, en la

actualidad, parte integral de la tecnología y el diseño de las brocas. Existen

parámetros de selección de brocas que se refieren especialmente al control

de la vibración. La selección de calibre también desempeña una función

importante para determinar el nivel de control de la vibración de acuerdo

con el diseño de broca ya sea tricónica o de diamante.

3.2.1.5. Selección por medio de registros geofísicos

Los registros geofísicos de los pozos son una importante fuente de información

sobre las características de las formaciones que se perforan en un pozo. Existe

una gran variedad de registros, cada uno diseñado para medir diferentes

propiedades de las rocas.

Algunos de estos registros son utilizados cuando se evalúa principalmente una

aplicación de broca de diamante. Los registros necesarios son: neutrones, rayos

gamma, sónico y densidad. A continuación se describe cada uno de ellos.

103

Registro de neutrones

Mide la capacidad de las formaciones para atenuar los flujos de neutrones.

Puesto que la masa atómica está muy cercana al hidrógeno, los neutrones

no pueden fluir fácilmente a través de formaciones que tengan alto

contenido de hidrógeno, lo cual permite medir el hidrógeno de la formación.

Esta medida se puede usar para computar la porosidad de la formación.

Ver figura 39

Registro de rayos gamma

Detecta el grado de radiación gamma natural que emiten las formaciones.

Esto permite identificar los intervalos de lutita que emiten altos niveles de

radiación. El registro diferencia las lutitas de las areniscas y de los

carbonatos y es lo bastante preciso para detectar lechos delgados de lutitas

y arcillas.

Registro sónico

Depende de la propagación de las ondas acústicas a través de la

formación. Las ondas las genera un transmisor situado en la herramienta.

Receptores, también puestos en la herramienta, vigilan las ondas de

retorno y calculan el tiempo de desplazamiento. Mientras más corto sea el

intervalo entre la emisión y la recepción de las ondas, más densa es la

formación.

Registro de densidad

Mide la densidad en masa de la formación. La herramienta de registro tiene

una fuente de rayos gamma y algunos detectores. Formaciones de baja

porosidad dispersan los rayos gamma y así pocas logran ser detectadas

por la instrumentación de la herramienta. Las formaciones de alta porosidad

tendrán menor efecto de dispersión que los rayos, y así logran que mayor

cantidad llegue a ser detectada.

104

Análisis de resistencia a la compresión

Es un método cualitativo, relativamente nuevo para calcular la dureza de la

roca, muy útil para determinar cuándo se debe usar brocas PDC.

Antiguamente, el análisis de la dureza de las rocas se basaba en el uso de

registros de la velocidad de las ondas sonoras, obtenidos de registros

sónicos, como medio para reemplazar la medición directa o el cálculo de la

dureza.

Recientemente se han desarrollado programas para obtener el valor

correspondiente a la resistencia a la compresión de rocas no confinadas (a

presión atmosférica), usando la información de la velocidad sónica para

computar un valor correspondiente a la naturaleza de la roca no confinada.

Aunque este enfoque es mejor que el de usar directamente las velocidades

sónicas, el cálculo de la dureza de rocas no confinadas así obtenido es

frecuentemente más bajo que el de las rocas comprimidas (confinadas) que

se perforan. La resistencia de la roca es su dureza a presión atmosférica.

(PEMEX, 2009)

105

Figura 38. Registros de Neutrones y Density para formaciones a Perforar


106

3.2.1.6. Selección en función de la formación que se va a perforar

La primera y más importante tarea para seleccionar y utilizar una broca en una

aplicación específica es realizar la completa descripción de las formaciones que se

han de perforar. El conocimiento de sus propiedades físicas puede demostrar

algunos indicativos sobre el tipo de broca que se debe seleccionar en intervalos

determinados.

Si la formación es muy elástica, tiende a deformarse cuando se comprime en lugar

de fracturarse. Aunque la roca tenga resistencia a la compresión relativamente

baja, es posible que la broca no genere recortes fácilmente. En estas situaciones

cuando se perfora con brocas PDC se recomienda cortadores grandes.

Las brocas PDC se desarrollaron primordialmente para perforar formaciones

sedimentarias blandas a medianas que antes se perforaban con brocas de dientes

fresados y con brocas con insertos de carburo de tungsteno. En estas formaciones

blandas, las brocas PDC han logrado ritmos de penetración hasta tres veces más

altos que con brocas de rodillos.

El incremento de los ritmos de penetración se debe al mecanismo de corte por

cizallamiento de las brocas PDC, a su más larga duración efectiva, a la resistencia

de los diamantes a la abrasión y al hecho de que las brocas PDC carecen de

piezas móviles que puedan fallar.

La siguiente lista resume los principales tipos de formaciones, en orden

descendente de dificultad para perforarlas. Las formaciones que se consideran

aptas para perforarse con brocas PDC son las de tipo 1 a 7, si bien en ciertas

aplicaciones se puede usar para perforar areniscas blandas (tipo 8) y algunas

evaporitas (tipo 9, 10 y 11). Las formaciones de tipo 12 ó de números más altos no

se recomiendan perforar con brocas PDC.

107

Las tablas 19, 20 y 21 muestran una guía para seleccionar brocas tricónicas de

dientes de acero y de insertos de carburo de tungsteno, así como también las

brocas de PDC respectivamente.

1. Arcilla

8. Arenisca

2. Barro compacto (mudstone)

9. Anhidrita

3. Marla

10. Caliza

4. Evaporita

11. Dolomita

5. Yeso

12. Conglomerado

6. Lutita

13. Horsteno

7. Limo

14. Rocas volcánicas

Tabla N° 19 Características de diseño, construcción y funcionamiento de las barrenas de dientes de acero


109

Tabla N° 20 Características de diseño, y funcionamiento de las brocas tricónicas de insertos de carburo de tungsteno.


110

Tabla N° 21 Guía de Selección de las brocas de Diamante


3.2.1.7. Fluidos de Perforación en la Selección de Brocas

El fluido de perforación incide en la velocidad de penetración de la broca. La

selección apropiada, el diseño y el mantenimiento de las propiedades del fluido de

perforación, permitirá el empleo de una hidráulica adecuada que proporcionará

limpieza eficiente tanto de la broca como del fondo del pozo, así como la definición

óptima de la relación peso sobre la broca – velocidad de rotación, a fin de lograr

adecuadas velocidades de penetración.

3.2.1.7.1. Principales Funciones de los Fluidos de Perforación

Se diseñan y seleccionan de acuerdo con las características de las formaciones

que se va a perforar. Deben cumplir las siguientes funciones:

Enfriar y lubricar la broca y la sarta de perforación.

Remover y transportar los recortes desde el fondo del hueco.

Mantener la estabilidad del hueco

Reducir la torsión, fricción y tendencias a pegaduras de las tuberías.

Mantener e incrementar la velocidad de perforación.

Los lodos base aceite mejoran rendimiento en las estructuras de corte PDC y el

rendimiento del diamante natural varía según la litología. El fluido de perforación

base agua presenta problemas principalmente en las arcillas, porque éstas en

presencia de agua tienden a hincharse.

112

3.2.1.7.2. Propiedades estimadas del Lodo

Las principales propiedades para describir al lodo de perforación son:

Densidad (Peso del lodo)

Viscosidad plástica,

Punto cedente,

Gel.

Densidad 3.2.1.7.2.1.

Es el peso por unidad de volumen y se expresa en: libras por galón (ppg). Permite

generar una presión hidrostática, que es clave en el control de las presiones del

subsuelo. La densidad del fluido de perforación varía entre 9 y 16 ppg o más.

Viscosidad Plástica (PV) 3.2.1.7.2.2.

Es la resistencia del fluido a fluir causada por la fricción mecánica. Se expresa en

centipoise (cP) y es afectada por:

La concentración de sólidos,

El tamaño y forma de los sólidos.

Punto Cedente (YP) 3.2.1.7.2.3.

Es la resistencia a fluir causada por la atracción de fuerzas entre partículas,

debido a los cambios en la superficie de las mismas dispersas en el líquido. La

magnitud del punto cedente está en función del tipo de sólido y cargas de

superficie asociada con ellos.

113

Resistencia de Gel (en libras por 100 pie2, lb/100 pie2) 3.2.1.7.2.4.

La tixotropía es la propiedad de algunos fluidos para formar una estructura de gel

cuando están estáticos, regresando al estado de fluidez cuando se aplica un

esfuerzo de corte. La mayoría de los fluidos de perforación base agua muestran

esta propiedad. Las medidas del esfuerzo de gel medidas en el viscosímetro a 10

segundos y 10 minutos proporcionan el grado de tixotropía del fluido.

Tabla N° 22 Efecto De Las Principales Propiedades Del Lodo En La Hidráulica De Brocas


3.2.1.8. Información del Taladro

Se debe conocer los parámetros de trabajo del taladro y del equipo de superficie

para disponer de las variables máximas y mínimas de operación. Tener en cuenta

las limitaciones del equipo puede ayudar a desarrollar una solución realista y

práctica a un problema en la perforación.

Un ejemplo de la información de un taladro que actualmente perfora en el Campo

Sacha se presenta en la tabla 23

114

Tabla N° 23 Información del taladro de Perforación


3.2.1.8.1. Bombas de Lodos (Mud Pumps)

Impulsan el lodo alrededor del sistema de perforación. Dependiendo del tamaño

de las camisas, las bombas se pueden configurar para suministrar alta presión y

baja tasa de flujo, o baja presión y alta tasa de flujo. Caudales y presiones

máximas de las Bombas: Las bombas poseen camisas cuyo diámetro varía según

las tasas de flujo requeridas para la perforación de cada sección del pozo.

Correr el programa de hidráulicas de brocas indicará que diámetro de camisa se

requiere. Determinar las especificaciones de las bombas de lodo permitirá calcular

la tasa de flujo a partir de la tasa de estroques, SPM (golpes por minuto).

Tabla N° 24 Capacidad de las Bombas de lodo del Taladro.


ANÁLISIS DE LA

INFORMACIÓN

116

4. PROPUESTA DE UNA METODOLOGÍA PARA LA SELECCIÓN DE BROCAS.

En este capítulo se propone una metodología para la selección de brocas por

correlación tomando como base la información de los parámetros de operación de

pozos perforados, los cuales pueden ser utilizados como pozos base modelo.

Usando la información derivada de ellos, es posible determinar las características

que deberá tener la broca para poder tener un buen desempeño durante su

operación.

La metodología mencionada no requiere del uso de fórmulas de manera directa,

aunque pueden ser utilizadas como apoyo. Por este motivo, en este capítulo se

planteará de manera simple el impacto que genera cada una de las características

de la broca, lo cual ayudará a seleccionar las características requeridas a fin de

obtener un desempeño óptimo durante la perforación.

Para seleccionar una broca a través de este método, es necesario construir un

perfil de comportamiento dinámico de la broca en función de la litología, tamaño

de los cortadores, número de aletas, direccionabilidad, Back Rake, Side Rake y

diseño del pozo.

Este es un proceso relativamente sencillo, pero el buen uso de este método

depende de la persona encargada de realizarlo y de la información disponible.

El proceso de selección por correlación es usado para pozos de desarrollo del

campo Sacha y también tomara en cuenta

Este proceso involucra conocimiento y análisis de diversas situaciones,

herramientas y procedimientos para poder realizar la selección optima de las

brocas.

Los factores que comúnmente se toman en cuenta para realizar la selección son:

Litología

117

Compresibilidad de la formación.

Estado mecánico del pozo a perforar.

Registros Brocas utilizadas en pozos del campo.

Decisión de las características de las posibles brocas seleccionadas.

Decisión de la ROP esperada.

4.1. ESTADO MECÁNICO DEL POZO A PERFORAR.

El estado mecánico del pozo, es una síntesis del programa de perforación, en el

cual es posible observar las formaciones que se espera perforar, la profundidad a

la que se encuentran las diferentes formaciones, el survey o programa direccional

que se planea ejecutar (si es que existe), características mecánicas y geométricas

de la TR, profundidad de asentamiento de las TR’s, número de etapas y el

diámetro de brocas que se requiere.

La litología, como se vio con anterioridad, es lo primero que hay que revisar para

poder tener una primera idea de las características que debe tener la broca para

poder generar lo mejores resultados posibles ocasionándole el menor daño.

En cuanto a la profundidad de desarrollo de cada etapa, si resulta ser larga la

corrida, es posible que se necesite una broca con características especiales

dependiendo del tipo de formación(es) que se espera perforar, lo que

posiblemente disminuiría la ROP, o la necesidad de perforar este intervalo en dos

o más corridas.

Un aspecto importante es el del programa de direccionamiento del pozo. En

muchas ocasiones el pozo es direccional, por lo que en este tipo de pozos es

necesario que la broca cuente con ciertas características para poder ser útil en el

direccionamiento del pozo, pero dependiendo del ángulo del pozo, nos ayudará a

decidir el tipo de broca a seleccionar, ya que no todas las brocas con

características direccionales nos son útiles para todo tipo de ángulos.

118

El uso de motores de fondo proporciona una mejor desviación del pozo, pero daña

el calibre de la broca, por lo que en estos casos es recomendable que la broca

cuente con protección en el calibre, calibre reforzado, o calibre activo (cortadores

en el calibre).

4.2. REGISTRO DE BROCAS DE POZOS PARA CORRELACIÓN.

La información generada en pozos cercanos al pozo a desarrollar es utilizada para

definir perfiles litológicos, cambios de litología, parámetros de perforación, tipo de

broca y en ocasiones, sus características.

Para poder tener una idea más clara de la broca que podría funcionar en ese

pozo, es necesario observar y analizar las brocas utilizadas en los pozos vecinos.

Además de este parámetro, el reporte de desgaste de las brocas de los pozos de

correlación nos ayuda a obtener información de la litología y a decidir algunas de

las características de la broca, ya que si las brocas en los pozos de correlación

terminaron muy dañadas es posible que la formación sea más dura de lo esperado

originalmente.

Este aspecto debe ser verificado con los reportes de operación para determinar si

las características operacionales como peso sobre la broca y las rpm no

excedieron los establecidos en la hoja técnica de la broca. En este caso se

recomienda aumentar el número de aletas o disminuir el diámetro de los

cortadores. Es muy posible que estas dos características disminuyan un poco a la

ROP esperada, pero es la mejor forma de asegurar el término de la etapa, con lo

que se ahorraría en viajes, tiempo y costos de perforación.

Por el contrario, si las brocas terminaron sin desgaste o con desgaste mínimo, se

recomienda disminuir en número de aletas o aumentar el tamaño de los

cortadores, lo que ayudará a aumentar la tasa de penetración y a disminuir costos,

aunque es posible que la broca seleccionada termine con daño.

119

El tipo de brocas utilizadas en cada etapa de los pozos de correlación nos sirve de

guía en la selección de nuestras brocas, ya que podemos ver el número de aletas

y diámetro de los cortadores que se utilizaron, esto reduce el análisis,

permitiéndonos utilizar esta información como base en nuestra selección.

Las características de las brocas utilizadas en los pozos de correlación junto con

los reportes de perforación nos proporcionan información sobre el rendimiento de

algunas características como el Back Rake, perfil de la broca y gauge.

El ángulo de los cortadores nos da una idea de la dureza de la formación, aunque

es necesario observar el desgaste de las brocas y la litología para determinar si

los ángulos seleccionados fueron la mejor opción. Para saber si los perfiles y el

gauge de las brocas utilizadas en pozos de correlación fueron los adecuados, hay

que observar los ángulos de inclinación de cada pozo y verificar si se cumplió el

programa direccional o las dificultades que fue necesario resolver para cumplirlo

debido a problemas relacionados con la broca.

4.3. SELECCIÓN DE LAS CARACTERISTICAS DE LAS BROCAS.

En algunas circunstancias, la idea de cambiar el modelo de brocas que se ha visto

que funciona de manera adecuada mediante el análisis de pozos vecinos, pudiera

no resultarnos favorable, por lo que será necesario comprender la importancia y el

impacto que estas características generan en el comportamiento de la broca para

poder justificar nuestra decisión.

Como se mencionó al inicio de este capítulo, se incluirán fórmulas que nos

permitirán calcular el tamaño de los cortadores, número de cortadores y número

de aletas.

120

Si se desea utilizar las fórmulas más utilizadas, es necesario calcular el esfuerzo

confinado.

Ec [22]

Si es una profundidad menor a 610 pies:

Ec [23]

Si es una profundidad mayor a 610 pies:

[24]

Dónde: CCV = esfuerzo confinado [psi].

Δts = velocidad de la onda compresional del registro sónico [s/pie].

ΔVs = velocidad de cizallamiento [pie/seg].

Hcima = altura de la cima de la cima de la formación respecto al nivel del suelo

[m].

La tabla 25 muestra propiedades físico- mecánicas como valores de esfuerzo no

confinado y densidad dependiendo del tipo de roca.

121

Tabla N° 25 Propiedades físico-mecánicas de las rocas

Fuente: (Afrouz, 1992)

Una vez obtenido el valor de Esfuerzo No Confinado es posible seleccionar la

barrena utilizando la clasificación IADC para barrenas tricónicas y/o de PDC. Se

debe considerar la siguiente tabla:

122

Tabla N° 26 Referencia de dureza de las formaciones con respecto a la UCS


4.4. SELECCIÓN DEL TAMAÑO DE LAS ESTRUCTURAS DE

CORTE (BROCAS DE CORTADORES FIJOS).

La compresibilidad de la formación es el punto más importante para la selección

del diámetro de los cortadores, ya que la abrasividad se incrementa mientras

mayor sea la compresibilidad (dependiendo del tipo de litología).

Tomando en cuenta lo anterior, es posible hacer una tabla rápida de referencia

con la cual es posible determinar el número de aletas y tamaño de los cortadores

utilizando la el esfuerzo no confinado como referencia.

123

Tabla N° 27 Tabla de referencia de diámetro de cortadores con respecto al esfuerzo no confinado.


El otro aspecto que influye en la decisión del tamaño del cortador es el peso sobre

la broca. Esto no siempre suele ser tomado en cuenta ya que los parámetros

operativos no son fijos y cambian constantemente dependiendo de la litología que

se esté atravesando, además de que las brocas tienen un rango alto de peso que

se puede ejercer sobre ellas.

Es recomendable utilizar poco peso mientras mayor sea el tamaño del cortador ya

que estos pueden romperse o astillarse si se aplica peso excesivo. Se procederá

de manera contraria si la formación es muy blanda, ya que si la broca cuenta con

cortadores grandes en este tipo de formaciones y se aplica mayor peso, las

estructuras de corte penetrarán más en la formación y aumentará la cantidad de

recortes, aumentando la tasa de penetración.

El diámetro de los cortadores que deberá tener una broca puede ser calculado

utilizando la ecuación siguiente:

124

Ec [25]

Dónde:

CCV = esfuerzo confinado [psi].

Cn = diámetro de los cortadores [mm].

4.5. SELECCIÓN DEL NÚMERO DE CORTADORES (BROCAS DE

CORTADORES FIJOS).

Mientras mayor sea el número de cortadores, menor será la tasa de penetración,

ya que es mayor el área de la broca que está en contacto con el fondo del agujero,

pero alargará la vida de la broca y la cantidad de pies que podrá perforar.

El número de cortadores que podrá tener una broca está en función del número de

aletas y diámetro de los cortadores, por lo que un número mayor de aletas podrá

tener una mayor cantidad de cortadores, pero siempre restringido por el diámetro

de estos.

El número de cortadores que deberá tener una broca puede ser calculado

utilizando la siguiente ecuación:

Ec [26]

Dónde:

CR = número de cortadores.

CCV = esfuerzo confinado [psi].

4.6. NÚMERO DE ALETAS (BROCAS DE CORTADORES FIJOS)

La selección del número de aletas que deberá tener una broca para ser

considerada adecuada para la perforación de un pozo se determina con base en la

litología esperada y en la cantidad de pies que se desea perforar.

125

Como se ha mencionado con anterioridad, las areniscas son rocas del tipo

abrasivas. Perforar formaciones con gran contenido de areniscas siempre implica

un riesgo de desgaste prematuro en las estructuras de corte y en el cuerpo mismo

de la broca.

Este riesgo aumenta cuando se desea perforar una mayor cantidad de pies con la

misma broca. Una mayor cantidad de aletas permite tener más estructuras de

corte, por lo que es capaz de perforar una mayor cantidad de pies sufriendo un

desgaste menor puesto que mientras más cortadores tenga una broca, el repaso

que tendrán que hacer estos en una misma sección es mínimo y en algunos

casos, nulo.

Algo semejante ocurre cuando se perfora roca caliza, ya que en general este tipo

de roca no es abrasiva pero sí suele estar mucho más compacta que la arenisca,

por lo que la broca sufre desgaste por impacto, además de que este tipo de roca

provoca el aumento en la vibración en la sarta de perforación añadiendo

condiciones que promueven el desgaste de la broca por cortadores rotos. Este

problema puede disminuir si se aumenta el número de aletas ya que esto provoca

mayor estabilidad en el fondo, disminuyendo así la vibración. El uso de aletas

extra ayuda de igual manera a aumentar el tiempo de vida de la broca y poder

perforar más pies en una sola corrida.

Otro factor importante es la velocidad de rotación a la que va a estar sometida,

mientras mayor sea la cantidad de revoluciones por minuto a que esté sometida,

se hará indispensable en el uso de aletas extras para disminuir el desgaste que

puedan sufrir las estructuras de corte, porque se tendría que sacar la sarta por

baja tasa de penetración, por lo que si se planea utilizar bajas rpm se puede

ocupar sin problemas una broca con pocas aletas.

Por lo anterior, parecería que escoger un número alto de aletas en una broca sería

ideal para perforar, sin embargo, el mayor número de aletas provoca una menor

126

tasa de penetración, esto se debe a que mientras mayor sea el número de aletas

mayor es la cantidad de estructuras de corte (en la mayoría de los casos), por lo

que el área que está en contacto con la formación es mayor, lo cual aumenta la

fricción y torque dando como resultado que la velocidad de penetración de la

broca disminuya.

Tabla N° 28 Tabla de referencia del número de aletas con respecto al esfuerzo no confinado.


Para calcular el número de aletas es necesario tomar en cuenta el número de cortadores:

Ec [27]

4.7. DIRECCIONABILIDAD.

Una broca se considera que tiene características direccionales cuando cumple

principalmente con una longitud de calibre corto y un perfil plano.

La protección en el calibre es muy importante para poder aumentar el tiempo de

vida de una broca y ayudar a disminuir el desgaste provocado en esta zona al

momento de direccionar ya que el cuello mantiene un contacto constante con la

127

formación por efecto del deslizamiento que va adquiriendo conforme avanza la

perforación. (PEMEX, 2009)

Mientras más plano sea el perfil de la broca, será de mayor utilidad para el

direccionamiento, ya que un perfil más agresivo o parabólico entierra los

cortadores de la nariz en la formación de manera más profunda que los de perfil

más plano, así que la broca tenderá a irse en la dirección recta. Este problema es

menor en las de perfil plano porque la mayoría de los cortadores están en contacto

con la formación y la fuerza ejercida sobre estos se distribuye, de esta manera los

cortadores no penetran tanto en la formación, permitiendo el cambio de dirección.

4.8. ROP PROMEDIO DEL CAMPO.

El objetivo principal de una adecuada selección de brocas es el de aumentar la

tasa de penetración y disminuir los tiempos de operación.

El análisis de la correlación entre pozos es indispensable para tener una idea clara

de la tasa de penetración que genera un tipo de broca en un campo específico. En

este subtema se planteará una metodología para estimar la ROP promedio del

campo, utilizando los datos obtenidos de los pozos de correlación. Con ayuda de

estos datos se estimará la tasa de penetración promedio del campo para cada

etapa de la perforación con un cierto tipo de brocas, por lo que se podrá mejorar la

ROP a medida que se mejore la selección de brocas.

Ya que esta metodología supone tener información de pozos vecinos, será de

poca ayuda si el pozo es de tipo exploratorio y no existen pozos lo suficientemente

cercanos para considerarlos pozos de correlación.

La metodología para calcular la ROP promedio del campo es más sencilla. La

información necesaria para poder utilizar este método es:

128

Las ROP que se alcanzaron en cada uno de los pozos de correlación (por

etapa).

El tipo de broca utilizada en los pozos de correlación (por etapa).

La evaluación del desgaste de las brocas utilizadas en los pozos de

correlación (por etapa).

El primer paso del procedimiento es utilizar la información (por etapas) para

identificar tipo broca y la ROP obtenida en cada pozo de correlación. Una vez que

ya se tiene definido el tipo de broca que se utilizó en ese pozo y sus

características, se procede a observar la tasa de penetración que se obtuvo en

esa etapa.

Después de realizar los dos pasos anteriores, se observa el desgaste de las

brocas para obtener mayor información del desempeño realizado por ésta, ya que

en ocasiones es posible observar una ROP baja, pero al analizar el código de

desgaste nos damos cuenta que ocurrió por alguna causa ajena a la buena o mala

selección de la broca, por ejemplo, daño en el motor de fondo ó el tipo de lodo

utilizado no es el adecuado, entre otras. Este procedimiento será necesario

llevarlo a cabo para cada pozo de correlación y para cada etapa.

Una vez que se ha hecho lo anterior por pozo y por etapa, es posible tener una

idea de la ROP que se espera alcanzar si la selección de las brocas fue la

adecuada. En muchos casos, este método también es utilizado como una ayuda

en la selección de brocas, ya que se observará el número de aletas y tamaño de

cortadores específicos utilizados, lo que generará que se retomen estos dos

elementos y solo se concentre la atención en las demás características que se

necesitan en esta herramienta como direccionabilidad de la misma y el ángulo de

ataque en los cortadores.

129

4.9. ANÁLISIS DE LA INFORMACIÓN DE POZOS PERFORADOS

ANTERIORMENTE

La organización de la información, obtenida a través de los reportes finales, se la

realizará mediante matrices del programa Microsoft Excel para elaborar cuadros y

gráficos que representan la información ingresada de cada pozo.

4.9.1. UBICACION DE LOS POZOS DE ESTUDIO

Los pozos que se presentaran a continuación son pozos que se encuentran

ubicados a lo largo y ancho del campo, de manera que se abarque la mayor parte

del terreno y lograr realizar el estudio general del mismo y obtener resultados que

determine que parámetros de perforación y que brocas son las más utilizadas en

el campo en su totalidad.

Los pozos seleccionados, se muestran en una tabla de los pozos con sus

respectivas coordenadas UTM (Tabla 29) y son ubicados en él un mapa (Figura

40) donde se observa que abarcan una amplia sección del campo Sacha

POZO LATITUD LONGITUD Tabla N° 29 Pozos seleccionados y coordenadas UTM

POZO LATITUD LONGITUD

SACHA 280 D

0° 09' 35.743"S

76° 50' 22.051"W

SACHA 281 D

0° 09' 36.125"S

76° 50' 22.448"W

SACHA 282 D

0° 09' 36.507''S

76° 50' 22.846''W

SACHA 283 D

0° 09' 36.889"S

76° 50' 23.244"W

SACHA 239 D

0° 14' 12.80" S

76° 50' 36.02" W

SACHA 265 D

0° 11' 48.190" S

76° 50' 39.147"W

SACHA 263 D

0° 11’ 48.190" S

76° 50’ 37.304" W

130

SACHA 361 D

0° 11’ 48.191" S

76° 50’ 39.762" W

SACHA 351 D

0° 22' 45.11" S

76° 51' 40.47" W

SACHA 354 D

0° 22' 45.10"S

76° 51' 40.80"W

SACHA 355 D

0° 22' 45.10"S

76° 51' 40.80"W

SACHA 352 D

0° 22' 45.07" S

76° 51' 41.28" W

SACHA 350 V

0° 22' 45.06" S

76° 51' 41.41" W

SACHA 208 D

0° 22' 18.87" S

76° 51' 42.91" W

SACHA 314 D

0° 23' 56.12" S

76° 51' 55.51" W

SACHA 373 H

0° 25' 2.78" S

76° 51' 59.14" W

SACHA 371 D

0° 25' 2.78" S

76° 51' 59.47" W

SACHA 317 H

0° 24' 4.07" S

76° 52' 15.64" W

SACHA 341 D

0° 24' 4.03" S

76° 52' 15.96" W

SACHA 303 D

0° 25’ 8.060” S

76° 52’ 28.612" W

SACHA 302 D

0° 25’ 14.792” S

76° 52’ 46.873" W

SACHA 307 D

0° 25’ 14.318” S

76° 52’ 8.892" W

SACHA 267 D

0° 24' 42.805"S

76° 53' 09.581"W

SACHA 360 D

0° 22' 1.86247" S

76° 53' 52.48960" W

SACHA 365 D

0° 22' 2.02523" S

76° 53' 52.49578" W

SACHA 366 D

0° 22' 2.19" S

76° 53' 52.5" W

SACHA 362 D

0° 22' 2.67593" S

76° 53' 52.51984" W

SACHA 340 D

0° 24' 27.25" S

76° 53' 53.25" W


Continuación de la Tabla N° 30 Pozos seleccionados y coordenadas

UTM

131

Figura 39. Ubicación de los pozos en el campo Sacha


132

4.9.2. ANALISIS DE PARÁMETROS DE PERFORACIÓN RECOLECTADOS EN

LOS POZOS DE ESTUDIO

Para la organización de la información de las variables y parámetros de

perforación, a las matrices creadas se las subdividió en secciones de 26 pulg, 16

pulg, 12¼ pulg y 8½ pulg, de acuerdo con la configuración del pozo. La

información ingresada fue:

Litología. Profundidad de las formaciones en TVD y MD.

Récord de brocas. Tipo, marca, serie, IADC, boquillas, TFA, GPM, PSI, RPM,

WOB, TQ, psi, ROP promedio y formaciones.

Fluido de perforación. Tipo de fluido, profundidades de cambio de fluido,

densidad, viscosidad, PV, YP, PH, % de sólidos, geles, densidad del fluido en

viajes y registros.

Asentamiento del Casing. Profundidades del Zapato y del Collar en TVD y MD.

Esta organización de la información permitirá realizar un análisis detallado del

comportamiento de los parámetros y variables de perforación de cada pozo y así

determinar parámetros y variables óptimos de perforación en el campo Sacha.

4.9.2.1. Litología

Si bien cada pozo cuenta con una prognosis de topes y bases de las formaciones

que se atravesaran estas suelen variar en unos pocos pies debido a ángulos de

construcción del pozo y a la heterogeneidad de las formaciones y buzamientos.

Para una comprensión más específica se tomó a la litología como invariable en

todo el campo, de acuerdo con las características que proporcionó el

Departamento de Geología de la ARCH.

133

La siguiente tabla 30 presenta la información de prognosis de las formaciones en

TVD Y MD tomado de reportes finales de pozos modelo.

Tabla N° 31 Prognosis de Topes y Bases formacionales campo Sacha

TOPES FORMACIONALES

FORMACIONES

PROGNOSIS

MD (Pies) TVD (Pies)

ORTEGUAZA 5578 5439

TIYUYACU 6656 6300

TOPE CONGOL. SUPERIOR TIYUYACU 6879 6480

BASE CONGLO. SUPERIOR TIYUYACU 7097 6654

CONGLOMERADO INFERIOR TIYUYACU 8152 7516

TENA 8716 7999

ARENISCA BASAL TENA 9730 8802

NAPO 9745 8813

TOPE CALIZA "M-1" 10051 9053

TOPE CALIZA "M-2" 10280 9253

BASE CALIZA "M-2" 10331 9301

TOPE CALIZA "A" 10432 9395

BASE CALIZA "A" 10524 9481

ARENISCA "U" SUPERIOR 10544 9500

TOPE DE ARENISCA "U" INFERIOR 10605 9557

BASE ARENISCA "U" INFERIOR 10645 9595

TOPE CALIZA "B" 10728 9672

ARENISCA "T" SUPERIOR 10747 9690

TOPE DE ARENISCA "T" INFERIOR 10815 9755

BASE DE ARENISCA "T" INFERIOR 10926 9861

CALIZA "C" 11041 9970

TOPE HOLLIN SUPERIOR 11057 9985

TOPE HOLLIN INFERIOR 11112 10038 Fuente: (BAKER HUGHES, 2010)

134

Esta información permite realizar un análisis de las formaciones críticas durante la

perforación. Se consideran como formaciones críticas a los conglomerados

(superior e inferior) de Tiyuyacu, formación Tena y formación Napo debido a que

sus características físicas y su composición son las que generan mayor

inconvenientes al momento de ser perforadas. Por estas razones es indispensable

al perforarlas que se lo realice con parámetros controlados para no tener

problemas durante la perforación.

4.9.2.2. Registros de Brocas

En cada pozo se lleva un registro de las brocas utilizadas con la finalidad de

conocer los detalles del trabajo cumplido en cada corrida, para determinar los

factores que mejoraron o redujeron el desempeño de la perforación y usarlos en

una próxima corrida. Dichos factores son:

Condición de la broca anterior que se corrió en el pozo, por ejemplo, broca

nueva o reutilizada.

Parámetros operacionales de la corrida anterior.

Recomendaciones y observaciones sugeridas en la perforación de dichos

pozos.

Para la organización de la información relacionada con el récord de brocas

también conocidos como “bit records” se presenta la tabla 30 con las brocas

corridas en algunos de los pozos en cuestión en cada sección.

En esta matriz se colocó información propia de cada broca, tomando en cuenta

cada sección, diámetro y datos de TFA Y HSI así como también su calificación o

evaluación IADC al terminar su corrida en algunos de los pozos seleccionados,

además de los parámetros con los cuales fue corrida dicha broca en cada sección

para obtener resultados más específicos y confiables.

135

El tipo de broca y los parámetros utilizados en cada corrida dependen de la

sección del pozo que se esté perforando, es así que para las secciones superiores

de 26” se utiliza una broca tricónica y se observa que se utilizan bajos caudales de

lodo, Y una Bajo valor de TFA por lo tanto los parámetros hidráulicos como el HSI

o caballaje hidráulico, la caída de presión en la broca y así como también

parámetros de perforación con RPM y peso sobre la broca WOB son igualmente

bajos. Esto se debe a que la proximidad a la superficie impide usar mayores

galonajes ya que se puede causar un lavado de las formaciones y que se filtre a la

superficie, también debido a que las formaciones superficiales contienen gran

cantidad de cantos rodados no se pueden optimizar los parámetros para mejorar

el ROP.

La sección de 16 pulg. es una sección donde el BHA y las características

direccionables de la broca son muy importantes puesto que esta es la sección de

construcción del pozo ya sea este tipo S o tipo J o cualquiera de sus variantes y se

atraviesa formaciones arcillosas donde es necesario optimizar el galonaje, los

parámetros hidráulicos y la limpieza del pozo.

En la sección de 12 ¼ pulg Un aspecto crítico es la perforación de los

conglomerados superior e inferior de Tiyuyacu.

En la sección de 8 ½ pulg la sensibilidad de las formaciones productoras es un

aspecto clave ya que se debe impedir que el lodo cause daño de formación o

minimizar su daño. Controlando presiones peso del lodo y parámetros de

perforación

Un registro de brocas resumido del campo sacha se muestra en la tabla N°30.

136

4.9.2.3. Control de Parámetros en formaciones complejas

(Conglomerados de Tiyuyacu)

La formación Tiyuyacu ha sido dividida en dos miembros: Tiyuyacu Superior y

Tiyuyacu Inferior.

Tiyuyacu Inferior Está constituido principalmente de conglomerados y en menor

proporción areniscas gruesas y lutitas, los conglomerados contienen un 90% de

cherts rojizos y angulosos y un 10% de cuarzos lechosos y rocas metamórficas; el

tope de este miembro está conformado por areniscas finas y a veces por lutitas en

facies de areniscas.

Tiyuyacu Superior Formado en su mayoría por conglomerados y en menor

proporción areniscas y lutitas. En la base se puede identificar conglomerado

estratificado, arenisca fina a gruesa o conglomerática, y en el tope areniscas.

4.9.2.3.1. Problemas relacionados con los Conglomerados de Tiyuyacu

En la perforación de pozos de desarrollo se han presentado diferentes problemas

cuando se atraviesa Tiyuyacu Inferior, porque tiende a hincharse, originándose

primordialmente el aprisionamiento de tubería debido a huecos apretados,

derrumbes y embolamiento de la broca. A continuación se muestra los valores de

los parámetros operacionales reportados en la perforación de Tiyuyacu Inferior, en

el pozo Sacha 332D.

1. Galonaje promedio de 700 GPM.

2. RPM: 60 – 70

3. ROP en un promedio de 34 – 45 pies/hr.

137

Estos parámetros ayudan a conservar la integridad de la broca y evitar problemas

posteriores en el calibre del pozo. Se debe establecer topes precisos de la

formación a fin de perforar con seguridad dentro de los intervalos complicados y

optimizar los parámetros operacionales. Conglomerado Superior Tiyuyacu 6509

pies (MD) / 6353 pies (TVD) Espesor Estimado 166 pies Conglomerado Inferior

Tiyuyacu: Tope Estimado: 7462 pies (MD) / 7306 pies (TVD)

Espesor Estimado: 509 pies

138

Tabla N° 32 Matriz De Brocas De Perforación Usadas En Los Pozos Base

SECCIÓN DE 26"

PARAMETROS

POZO TIPO DE BROCA IADC BOQUILLAS

TFA (PULG

2)

PROFUNDIDAD DE

ENTRADA Y SALIDA

FT GPM HSI ROP AVG (FT/HR) WOB(Klbs) RPM

TQ (Klbs-

Ft) DPSI PSI EVALUACIÓN

482D TRICÓNICA 115 4X16 0,7854 31-324

80-450 0,03 25-40 1-12

30-80 1-7 0,00

20-357

1-1-WT-A-E-I-NO-TD

SECCIÓN DE 16"

PARAMETROS


TFA (PULG 2)

PROFUNDIDAD DE ENTRADA Y

SALIDA FT GPM HSI

ROP AVG

(FT/HR) WOB (Klbs) RPM

TQ (Klbs-


422D TRICÓNICA 115 4X18 0,994 38-500 50-500 0,6 25-40 1-10

40-80 0-3 0,00

10-400

0-0-NO-A-E-I-NO-BHA

421D PDC M223 8x13 1,037 500-5890 600-1000

0,6-2,8 95 15-30

70-290 3-24

450-600 4000

0-1-WT-S-X-I-BT-TD

241D PDC M323 5X12 5X13 1,2 3281-5640 800-900 1,21 75 8-25

60-200 8-16 200

3400-3650

0-1-WT-G-X-1-NO-TD

241D TRICÓNICA

17 1/2" 114 4X16 0,7854 288-470 50-500 0,37 48 10-18 100 4 0 520

1-1-WT-A-E-I-SD-TD

139

Fuente:(BAKER HUGHES, 2014)

SECCIÓN DE 12 1/4"

PARAMETROS


TFA (PULG

2)


SALIDA FT GPM HSI

ROP AVG (FT/HR)

WOB (Klbs) RPM

TQ (Klbs-


421D PDC M323 5X13 2X14 0,948 5890-8422 830-900

2,50-2,76 50 35-40 80 5-20 500 4000 2-2-BT-S-X-I-CT-BHA

482D TRICÓNICA 517 3X20 0,92 8422-8869 800 3,6 30 45 50-70 16-22 400 3700 8-4-BT-A-F-5/16-CT-BT

422D PDC M123 8X14 1,2026 8869-9634 780 1,42 50 30 80 9-15 400 4000 0-0-N0-A-X-I-NO-TD

241D TRICÓNICA 517 1X18 3X20 1,168 7448-7979 800 1,21 34 15-30 60-70 10-16 200 3650 1-1-WT-A-E-I-NO-FM

SECCIÓN DE 8 1/2"


TFA (PULG

2)


SALIDA FT GPM HSI

ROP AVG (FT/HR)

WOB (Klbs) RPM

TQ (Klbs-


421D PDC M223 6X11 0,5568 9602-11150 380-420 1,640 22 10-18 40-60 19-25 300 2400 2-2-CR-C-X-I-CT-TD

421D PDC M223 2X11 4X12 0,6274 9633-11197 380 1,2 30 10-27 60-80 16-22 300 2000 1-1-WT-S-X-I-NO-TD

241D PDC M323 6x12 0,6630 8830-10250 480 2,061 37 10-20 80 14-22 400 2650 1-2-WT-A-X-I-CT-TD

Continuación de Tabla N° 33 Matriz De Brocas De Perforación Usadas En Los Pozos Base

140

4.9.3. FLUIDOS DE PERFORACIÓN

En cuanto a los fluidos de perforación sus propiedades y su reología varían para

cada sección que se va perforando y se van adaptando a las presiones y

características particulares de cada formación a sus diferentes profundidades en

cada pozo, así como también al perfil direccional del pozo. Sin embargo se

pueden establecer muchas similitudes en el diseño de un plan de lodos del campo

Sacha.

Generalmente se establece en un plan de perforación en cualquier pozo un plan

de lodos con una curva del peso del fluido de perforación en unidades de lb/gl de

acuerdo a cada sección, a los viajes de tubería al finalizar cada sección previa a la

corrida de la tubería de revestimiento “casing” Ver figura 41.

Debido a que el fluido de perforación es muy importante como elemento de

retención de las paredes del pozo durante toda la perforación y aún más cuando

se realiza el viaje de calibración debido a que se remueven más recortes que

quedan suspendidos en el pozo. Esta información se presenta en resumen en la

tabla 32

Las principales propiedades para describir al lodo de perforación son:

Peso del lodo,

Viscosidad plástica,

Punto cedente,

Gel.

141

Figura 40. Curva Modelo del peso del lodo para pozos del campo Sacha


Peso del Lodo en lbs/gl

Pro

fund

idad

de

l p

ozo

(p

ies)

142

Tabla N° 34 Resumen de los Fluidos De Perforación Usados En Los Pozos Base Hoyo de 26 Pulgadas

PROPIEDAD UNIDADES VALOR

Densidad de Lodo lpg 8,5-9,0

PV @ 120°F cP 5 - 18

YP @ 120°F lb/100 Pies2 16 - 22

Geles lb/100 Pies2 5 - 15 / 12 -

19

Ph Adimensional 8,0 - 9,5

Filtrado API cc/30 min NC - <12

MBT Lpb equivalente < 32,5

L.G.S % vol. < 15

Hoyo de 16 Pulgadas


Densidad de Lodo lpg 9,0 - 10,3

PV @ 120°F cP 5 - 18

YP @ 120°F lb/100 Pies2 8- 22

Geles lb/100 Pies2 5 - 15 / 12 -

19


Filtrado API cc/30 min <8

MBT Lpb equivalente < 35

L.G.S % vol. < 15

Hoyo de 12 ¼ Pulgadas



PV @ 120°F cP 12 - 25

YP @ 120°F lb/100 Pies2 15 - 26

Geles lb/100 Pies2 4 - 8 / 12 - 19




L.G.S % vol. < 12

143

Hoyo de 8 ½ Pulgadas


Densidad de Lodo lpg 10,1 - 10,4

PV @ 120°F cP 12 - 25

YP @ 120°F lb/100 Pies2 20 - 26

Geles lb/100 Pies2 8 - 12 / 14 -

19




L.G.S % vol. < 8

(BAKER HUGHES, 2014)

4.9.4. ASENTAMIENTO DE TUBERIA DE REVESTIMIENTO CASING

El asentamiento del Casing en sus diferentes etapas es muy importante, ya que

para realizar dicho asentamiento se busca una profundidad que debe cumplir con

ciertos requisitos.

Existe al igual que en los aspectos anteriores información sobre los puntos de

asentamiento de los diferentes tipos de casing de acuerdo al diámetro de cada

sección del pozo a diferentes profundidades que pueden generalizarse y

presentarse en valores de TVD Y MD.

Estos valores de TVD y MD nos servirán para compararlos con la litología de cada

pozo y así determinar en qué formación son asentados los diferentes tamaños del

Casing y determinar la formación más adecuada para asentarlos en el campo

Sacha.

La tabla 33 presenta un resumen del tipo de tubería de revestimiento según su

diámetro, grado de acero y peso, así como también las profundidades a las cuales

pueden ser asentadas dependiendo del tipo direccional de pozo que se esté

144

construyendo y las formaciones donde usualmente se asientan en el campo

Sacha. La figura 42 muestra el diagrama mecánico estándar de los pozos en el

campo.

Tabla N° 35 Profundidades de asentamiento de las tuberías de revestimiento Campo Sacha.

Diámetro

del CSG

(pulgadas)

Diámetro

de la

Broca

(pulgadas)

MD

(pies)

TVD

(pies)

Grado/Tipo Formación de

Asentamiento

20 26 300 300

94 #, K-55,

BTC

TID

13 3/8 16 5890+/-

150 pies 5515

72 #, C-95,

BTC

Orteguaza

9 5/8 12 ¼ 9635 +/-

250 pies 8654

47#, C-90,

BTC

Tena

Arcillas

7 8 ½ 11196+/-

150 pies 10090

26 # N-80,

BTC

Colgado

hasta Hollín

Inferior o TD


145

Figura 41. Diagrama Mecánico Modelo de pozos en el campo Sacha


146

La información obtenida sobre la perforación de pozos en el campo Sacha y la

metodología que se utilizará en el capítulo posterior para seleccionar y diseñar un

plan de brocas para este campo que se ha presentado en este Capítulo de

manera clara y detallada; con esto se busca definir la información relevante e

indispensable sobre la operación de brocas en el campo y sobre el rendimiento

que han tenido en la perforación de cada sección, a fin de comprender que

practicas operacionales y que parámetros físicos e hidráulicos son los adecuados

para atravesar la litología correspondiente a cada zona con el mayor rendimiento y

desempeño en el menor tiempo y al menor costo.

A continuación se muestra una matriz en la tabla 34 con la información de todos

los pozos perforados en campo Sacha donde se encuentra la compañía que

presto el servicio de brocas, profundidades perforadas, número de viajes

realizados en cada pozo, así como también el rendimiento ROP promedio de la

perforación de cada pozo, costo por cada pie perforado y finalmente costo del

contrato de servicio de brocas.

También se presenta en la figura 43 los promedios de rendimiento de perforación

obtenidos en todo el campo de acuerdo al tipo de perfil direccional de los pozos.

La figura 44 muestra el promedio de rendimiento de perforación en base al

diámetro de cada sección perforada.

147

Tabla N° 36 Matriz de Pozos perforados y rendimientos ROP campo Sacha

POZOS Resumen del Pozo Bit

Manuf. Rig Pad Well Profile

Prof. Final (pies) Pies Perf. Horas Perf. Neta

Tiempo Viaje (horas) Rop # Viajes

Costo Lump Sum (dólares) CPP

HCC CPV16 192 Sacha 241 D Tipo S 10250 10215 167,56 28,7 61,0 8 105000 38,8

HCC CPV16 192 Sacha 242 D Tipo J Modificado 10840 10804 242,55 35,9 44,5 9 105000 47,9














HCC CPV16 270 Sacha 270 V Vertical 10225 9584 110,92 21,0 86,4 5 105000 31,4


148




HCC CPV16 270 Sacha 282D Tipo J 11030 10994 174,18 31,7 63,1 7 100000 36,9


HCC CPV16 198 Sacha 257D Tipo J modificado

19.4 deg incl 10390 10354 160,12 28,7 64,7 7 100000 36,7


22 deg incl 10533 10498 186,52 27,4 56,3 7 100000 39,7





HCC CPV16 198 Sacha 268D Tipo S (30.82 deg) 10380 10344 148,99 20,5 69,4 5 100000 34,0


(34.2 deg) 11080 11046 224,58 19,7 49,2 5 100000 41,8

HCC CPV16 117 Sacha 286D

Tipo J modificado(26.6deg

) 10660 8406 148,26 13,8 56,7 4 100000 40,5

HCC CPV16 63 Sacha 278D Tipo J

modificado(34deg) 11390 11350 174,82 16,1 64,9 4 100000 33,8


modificado(34deg) 11263 11230 190,41 22,9 59,0 5 100000 37,1

HCC CPV16 63 Sacha 277D Tipo S 10421 10381 149,18 27,3 69,6 6 100000 34,8

HCC CPV16 420 Sacha 420D Tipo S (18.50 deg) 10130 10092 129,86 24,2 77,7 6 100000 32,5

Continuación Tabla N° 37 Matriz de Pozos perforados y rendimientos ROP campo Sacha

149


modificado(35deg) 11150 11112 224,34 34,0 49,5 7 100000 43,5


modificado(33deg) 11170 11132 179,8 28,8 61,9 6 100000 36,8

HCC CPV16 420 Sacha 423D

Tipo J modificado(25.4deg

) 10612 10575 160,84 27,3 65,7 6 100000 35,8

HCC CCDC-

28 65 Sacha 231 D Tipo S 10440 10391 184,61 33,4 56,3 9 80750 38,9

HCC CCDC-

28 65 Sacha 259 D Tipo S 10364 10237 174,63 18,7 58,6 5 80750 35,9

HCC CCDC-

28 146 Sacha 330 D Tipo S 10390 10336 177,44 22,9 58,3 7 80750 36,6

HCC CCDC-

28 146 Sacha 342 D Tipo J Modificado 10736 10691 198,9 30,8 53,8 8 80750 39,4

HCC CCDC-

28 146 Sacha 340 D Tipo J Modificado 10900 10853 216,3 28,6 50,2 8 80750 40,9

HCC CCDC-

28 146 Sacha 332 D Tipo S 10510 10468 173,06 24,5 60,5 6 80750 35,7

HCC CCDC-

28 146 Sacha 331 D Tipo S 10289 10234 128,53 19,3 79,6 5 80750 29,3

HCC CCDC-

28 146 Sacha 333 D Tipo J Modificado

(20deg) 10440 10391 138,32 24,7 75,1 6 80750 31,0

HCC CCDC-

28 350 Sacha 350 V Vertical 10086 10041 126,53 27,7 79,4 6 80750 30,8


150

HCC CCDC-

28 350 Sacha 352D Tipo J

modificado(15deg) 10270 10227 156,99 25,7 65,1 6 80750 34,4

HCC CCDC-

28 350 Sacha 351D Tipo S (30.91 deg

Tg) 10550 10505 171,76 20,5 61,2 5 80750 34,8

HCC CCDC-

28 350 Sacha 353D Tipo J (25deg) 10839 10795 167,93 28,0 64,3 6 80750 34,4

HCC CCDC-

28 350 Sacha 354D Tipo J modificado

(28deg) 10980 10921 149,21 31,8 73,2 7 80750 32,0

HCC CCDC-


(25deg) 10700 10654 161,22 19,3 66,1 5 80750 32,7

HCC CCDC-


(25.9 deg) 10820 10760 222,23 27,8 48,4 6 80750 42,0

HCC CCDC-


(16.05 deg) 10398 10353 146,37 26,1 70,7 6 80750 32,5

HCC CCDC-

28 370 Sacha 373H Horizontal 0 10303 196,88 31,1 52,3 7 220000 54,2

HCC CCDC-


(29.59 deg) 11188 11142 162,23 21,7 68,7 5 80750 31,7

HCC CCDC-

28 380 Sacha 386D J modificado (27.77

deg) 11010 10964 153,54 16,7 71,4 4 124250 34,4

HCC CCDC-


deg) 10900 10852 138,14 15,8 78,6 4 124250 32,5

HCC CCDC-


(26.86 deg) 11010 10964 145,09 15,8 75,6 4 124250 33,1


151

HCC CCDC-


deg) 11307 11260 179,44 17,0 62,8 4 184250 42,2

HCC CCDC-

28 380 Sacha 387D

ST1 ST (27.64 deg) 11613 1601 48,27 14,2 33,2 2 33349 78,7

HCC CCDC-

28 440 Sacha 440V Vertical 10090 9951 135,1 32,3 73,7 7 156685 40,7

HCC CCDC-


deg) 10552 10505 156,26 22,1 67,2 5 156685 40,1

HCC CCDC-


deg) 10786 10739 160,3 27,9 67,0 7 156685 40,6

HDBS CCDC-


deg) 10690 10642 190,05 21,4 56,0 5 156685 44,2

HCC CCDC-

28 440 Sacha 444D J modificado (27

deg) 10520 10472 168,53 33,4 62,1 7 156685 43,6

HCC CCDC-


deg) 10970 10923 202,79 37,9 53,9 8 156685 47,0

HDBS CCDC-

28 440 Sacha 446D J modificado (XXXX deg)

SMITH CPV-

23 Sacha 206D Tipo S 10670 10612 262,9 48,2 40,4 12 80000 51,0

SMITH CPV-

23 Sacha 152D Tipo S 10450 10412 190,45 42,0 54,7 10 80000 40,8

SMITH CPV-

23 Sacha 203 D Tipo S 10448 10448 226,84 33,8 46,1 8 80000 44,6


152

SMITH CPV-

23 Sacha 244 D Tipo S 10342 10342 140,24 29,0 73,7 7 80000 32,0

SMITH CPV-

23 Sacha 218 D Tipo S 10390 10390 132,6 30,6 78,4 8 80000 31,0

SMITH CPV-

23 Sacha 274D Tipo S 10531 10531 144,47 30,0 72,9 7 80000 32,2

SMITH CPV-

23 Sacha 273D Tipo S 11462 11462 211,4 40,8 54,2 9 80000 39,6

SMITH CPV-

23 Sacha 275D Tipo J modificado 10456 10456 171,8 26,0 60,9 6 80000 35,7

SMITH CPV-

23 Sacha 237D Tipo J 10586 10586 205,63 26,3 51,5 6 80000 40,0

SMITH CPV-

23 Sacha 238D Tipo J 10306 10306 153,11 19,7 67,3 5 80000 32,6

SMITH CPV-

23 Sacha 239D Tipo J modificado 10688 10688 177,2 25,2 60,3 6 80000 35,6

SMITH CPV-

23 Sacha 245D Tipo S 10441 10441 162,19 20,4 64,4 5 80000 33,6

SMITH CPV-

23 60 Sacha 246D Tipo S 10455 10455 209,58 22,1 49,9 5 80000 40,5

SMITH CPV-

23 60 Sacha 247D Tipo J 11172 11172 195,6 21,4 57,1 5 80000 36,0

SMITH CPV-

23 60 Sacha 248D Tipo S 10380 10380 162,74 18,8 63,8 5 80000 33,6


153

SMITH CPV-

23 4 Sacha 235D Tipo J 10544 10544 136,5 27,7 77,2 7 80000 30,7

SMITH CPV-

23 4 Sacha 236D Tipo J 10375 10375 169,08 15,0 61,4 4 80000 34,0

SMITH CPV-

23 310 Sacha 318D Tipo J 11071 11071 179,7 21,0 61,6 5 80000 34,1

HDBS CPV-

23 310 Sacha 319D Tipo J 10402 10402 127,83 15,0 81,4 4 80000 28,1

HDBS CPV-

23 SACHA 253D Tipo J 10761 10761 188,64 33,2 57,0 8 80000 38,0

SMITH CPV-

23 SACHA 255D Tipo J 11045 11045 200,1 25,2 55,2 6 80000 37,5

SMITH CPV-

23 SACHA 256D Tipo J 11378 11378 205,9 17,3 55,3 4 80000 36,1

SMITH CPV-

23 SACHA 285D Tipo J 10895 10895 162,39 20,2 67,1 5 80000 32,2

SMITH CPV-

23 SACHA 470V Vertical 10107 10107 158,8 24,6 63,6 6 80000 34,8

SMITH CPV-

23 SACHA 471D Tipo J 0 0 0 0,0 0 80000 -

SMITH CPV-

23 SACHA 472D Tipo J -

SMITH HILONG 16 Sacha 310 V Vertical 10042 10042 96,4 21,1

104,2 5 100000 27,3


154

SMITH HILONG 16 Sacha 311 D Tipo S 10710 10710 147,5 26,0 72,6 6 100000 33,4

SMITH HILONG 16 Sacha 312 D Tipo J Modificado 10489 10489 140,5 33,9 74,7 7 100000 34,2

SMITH HILONG 16 Sacha 315D Tipo S 10679 10679 144,1 25,2 74,1 6 100000 32,9

SMITH HILONG 16 Sacha 314D Tipo S 10479 10479 152,2 32,7 68,9 7 100000 35,7

SMITH HILONG 16 Sacha 316D Tipo J 10792 10792 224,8 26,0 48,0 6 100000 43,7

SMITH HILONG 16 Sacha 317H Horizontal 10715 10715 287,5 38,5 37,3 8 100000 54,5

SMITH HILONG 16 Sacha 341D Tipo J 11062 11062 201,5 21,2 54,9 5 100000 38,9

SMITH HILONG 16 Sacha 313D Tipo J modificado 10945 10945 169,28 15,9 64,7 4 100000 34,2

SMITH HILONG 16 189 Sacha 207D Tipo J modificado 10707 10707 162,78 16,1 65,8 4 100000 34,1

SMITH HILONG 16 189 Sacha 209D Tipo J modificado 10597 10597 180,99 15,7 58,6 4 100000 37,0

SMITH HILONG 16 189 Sacha 208D Tipo S 10343 10343 144,09 15,3 71,8 4 100000 32,5

SMITH HILONG 16 189 Sacha 211H Horizontal 10957 10957 287,24 45,1 38,1 9 180000 61,4


155

SMITH HILONG 16 189 Sacha 212D Tipo J 10107 10107 133,8 15,0 75,5 4 100000 31,7


SMITH HILONG 16 370 Sacha 375V Vertical 10068 10068 116,6 14,7 86,3 4 100000 29,3



SMITH HILONG 16 370 SACHA 377D Tipo J 11344 11344 140,79 22,3 80,6 5 100000 30,1

SMITH HILONG 16 SACHA 322D Tipo J 10816 10816 143 16,0 75,6 4 100000 31,0

HDBS HILONG 16 60 SACHA 288D Tipo J 11161 11161 167 34,8 66,8 8 100000 35,8

HDBS HILONG 16 60 SACHA 450V Vertical

HDBS

SINOPEC 220 Sacha 223 D Tipo S 10424 10424 138,9 29,4 75,0 7 82400 31,9

HDBS


HDBS



156

HDBS


HDBS

SINOPEC 220 Sacha 254H Horizontal 12131 12131 257,55 33,9 47,1 7 82400 42,4

HDBS

SINOPEC 220 Sacha 300V Vertical 9898 9898 92,85 27,3

106,6 6 82400 26,3

HDBS

SINOPEC 220 Sacha 301D Tipo S 10707 10707 146,18 22,4 73,2 7 82400 31,1

HDBS


HDBS


HDBS

SINOPEC 220 Sacha 304D Tipo J 10532 10532 194,77 26,1 54,1 6 82400 38,9

HDBS


HDBS


HDBS


HDBS

SINOPEC 220 380 Sacha 380V Vertical 9992 9992 104,05 15,0 96,0 4 82400 25,9

HDBS

SINOPEC 220 380 Sacha 382D Tipo J 10640 10640 177,11 15,7 60,1 4 82400 34,6


157

HDBS

SINOPEC 220 380 Sacha 384D Tipo J 10834 10834 160,07 20,1 67,7 5 82400 32,3

HDBS

SINOPEC 220 380 Sacha 383H Horizontal 11200 11153 240,8 31,2 46,3 7 150000 49,6

HCC PDV 79 360 Sacha 360D Vertical 10013 10013 143,83 19,6 69,6 5 154600 39,6

HCC PDV 79 360 Sacha 365D Tipo J 15999 15999 326,61 25,0 49,0 6 154600 42,3

HCC PDV 79 360 Sacha 366D Tipo S 10392 10392 171,12 19,2 60,7 5 115000 38,2

SMITH PDV 79 360 Sacha 361D Tipo J modificado 10919 10919 203,97 23,1 53,5 6 115000 41,4




SMITH PDV 79 400 Sacha 400V Vertical 9933 9933 115,53 14,7 86,0 4 115000 31,0

SMITH PDV 79 400 Sacha 401D Tipo J modificado 10680 10680 162 22,3 65,9 5 115000 36,4



158





HDBS PDV 79 390 Sacha 390V Vertical 9999 9999 112,48 15,9 88,9 4 135000 32,5

HDBS PDV 79 390 Sacha 391D Tipo J modificado 11435 11435 176,04 26,4 65,0 6 135000 38,1



HDBS PDV 79 390 Sacha 394D Tipo J modificado 0 0 0 0 0 135000 -





159

Figura 42. Promedios de Rendimiento de la perforación de Pozos campo Sacha por el tipo de pozo Direccional


0

10

20

30

40

50

60

RopTiempo Viaje

Cpp

58

27

39

57

26

39

50

32

44

Promedios de Rendimiento - Pozo Completo

Todos Pozos S Pozos J

160

Figura 43. Promedios de Rendimiento de la perforación de Pozos campo Sacha por el diámetro del hoyo


107

10

21

43

29

60

44

15

71

96

14

23

38

25

64

46

13

71

102

13

22

30

38

79

42

14

72

0

20

40

60

80

100

120

Rop Tiempo Viaje Cpp Rop Tiempo Viaje Cpp Rop Tiempo Viaje Cpp

Promedios de Rendimiento - Por Hoyo Todos Pozos S Pozos J

16 " Hoyo Intermedio I 12 1/4" Hoyo Intermedio II 8 1/2" Hoyo Produccion

Va

ria

ble

s:

RO

P (

Pie

s/h

ora

)/ T

iem

po

de V

iaje

(ho

ras)/

Cp

p (

Dó

lare

s/p

ie)

DISEÑO Y PROPUESTA

161

5. CONSIDERACIONES GENERALES DE DISEÑO

Una vez que se ha realizado el análisis de las condiciones del campo Sacha

mediante la correlación con pozos ya perforados a lo largo de campo, su litología

con sus topes y bases en prognosis que van a ser perforadas, las propiedades de

lodo de perforación y sus condiciones, los perfiles direccionales que existen en

este campo puntos de asentamiento de las tuberías de revestimiento y

características principales de las brocas usadas en el campo se puede empezar a

dilucidar y establecer un plan de brocas estandarizado para este campo.

Si bien es cierto las correlaciones con los pozos perforados en el campo nos dan

una muy clara idea de qué manera se realizan las operaciones, en este capítulo se

determinara las mejores prácticas operacionales, parámetros e hidráulicas para

optimizar rendimientos y lograr mejores resultados en el menor tiempo.

5.1. ESQUEMA MECÁNICO PROPUESTO.

El esquema mecánico tradicional de un pozo direccional en el campo Sacha es el

perforar 4 secciones hasta alcanzar el objetivo geológico y la profundidad total del

pozo, estas secciones son:

Sección de 26 pulg.


Sección de 12 ¼ pulg.

Sección de 8 ½ pulg.

Para este plan estandarizado se estima un esquema mecánico que solo tendrá

tres secciones perforadas las cuales son:


Sección de 12 ¼ pulg.

Sección de 8 ½ pulg.

162

el diseño mecánico de los pozos contempla utilizar 3 tipos de revestidores: el

primero de 13 3/8 pulgadas asentado 80 pies dentro de la formación Orteguaza,

el segundo de 9 5/8 pulgadas 250 pies antes de basal tena y finalmente el liner de

7 pulgadas hasta la profundidad total conservando un traslape de 200 pies.

Cabe indicar que le casing conductor de 20” estará ubicado hasta +/- 50 pies

dentro del subsuelo desde la superficie mediante el piloteo del mismo, de este

procedimiento se encarga el departamento de construcciones civiles que deja la

boca de pozo lista para iniciar la perforación.

La siguiente tabla muestra las características de los revestidores o casing que se

propone bajar en los pozos.

Tabla N° 48 Diseño tubería de revestimiento

Tamaño del hoyo 16 pulgadas 12 ¼ pulgadas 8 pulgadas

Formación donde

se va a asentar

80 pies dentro de

Orteguaza

50 pies antes de

Basal Tena

Hasta la

profundidad Total

Diámetro del

revestidor (plg)

13 3/8 pulg.

superficial

9 5/8 pulg

Intermedio

7 pulg. Liner de

producción

Grado N-80 N-80 N-80

Conexión BTC BTC BTC

Peso (lbs/ft) 68 47 26

Diámetro Interno

(pulg)

12,415 8,681 6,276

Drift (pulg) 12,259 8,525 6,151


Los objetivos que cumplen cada una de las tuberías de revestimiento se presentan

en la siguiente tabla 36.

163

Tabla N° 49 Objetivos de la tubería de revestimiento

Fuente: (CCDC, 2012)

164

La figura 45 ilustra el esquema mecánico modelo propuesto de los pozos para el

desarrollo en el campo Sacha siguiendo las características y lineamientos

establecidos

Figura 44. Esquema Mecánico propuesto para los pozos del Campo Sacha


165

5.2. PROPIEDADES DEL FLUIDO DE PERFORACIÓN POR

SECCIONES

5.2.1. SECCIÓN DE 16 PULGADAS.

Litología: Cantos rodados, arenas, lutitas y arcillas

Formación: (TID) Chalcana y Orteguaza

El objetivo de esta sección es aislar la formación Chalcana y parte de la formación

Orteguaza, dando adicionalmente integridad y soporte para instalar los BOP’s para

continuar a la siguiente sección. Se utilizara un fluido viscoso para perforar los

primeros 500ft de formación debido a la presencia de los cantos rodados, para

perforar la sección de 16 pulgadas de los pozos donde las características

litológicas de los sedimentos muestran intercalaciones de arenas y arcillas

jóvenes, hidratables que al contacto con el agua adquieren una consistencia

blanda y considerablemente pegajosa.

En esta sección se encuentran las sedimentitas de la formación Chalcana, la cual

presenta estratos arcillosos muy hidratables, denominadas normalmente gumbo;

que al hidratarse pueden ocasionar embolamiento del ensamblaje de fondo y

taponamiento de las líneas de flujo.

5.2.1.1. Propiedades del lodo en la corrida de 16 pulgadas con broca

Tricónica para la formación TID y Chalcana

Tabla N° 50 Propiedades del lodo en la corrida de 16 pulgadas con broca Tricónica

16 pulgadas TRICÓNICA



PV @ 120°F cP 7

YP @ 120°F lb/100 Pie2 15

Geles lb/100 Pie2 5-19

166


5.2.1.2. Propiedades del lodo en la corrida de 16 pulgadas con broca

PDC para la formación Orteguaza

Tabla N° 51 Propiedades del lodo en la corrida de 16 pulgadas con broca PDC

16 pulgadas PDC



PV @ 120°F cP 5

YP @ 120°F lb/100 Pie2 9

Geles lb/100 Pie2 6-7 Fuente: (BAKER HUGHES, 2014)

5.2.2. SECCIÓN DE 12 ¼ PULGADAS.

Litología: Arcillas / Conglomerados con niveles de Chert (Tiyuyacu).

Formación: Orteguaza, Tiyuyacu, Tena.

El objetivo de esta sección es aislar las formaciones Orteguaza, Tiyuyacu, Tena,

dando integridad y soporte para continuar con el siguiente intervalo.

Se considera perforar estratos principalmente compuestos de arcillas hidratables y

sensitivas con el tiempo (estratos arcillosos de esméctita muy hidratable) con un

sistema disperso especialmente diseñado con aditivos dispersantes y antiacresión,

evitando el embolamiento del ensamblaje de fondo y taponamiento de las líneas

de flujo.

A partir de la base de Chalcana se adicionara al sistema controladores de filtrado y

estabilizadores mecánicos para estabilizar las lutitas presentes en Orteguaza y

material de puenteo para minimizar el riesgo de pérdidas de fluido y pegas

diferenciales en las arenas de Orteguaza y el conglomerado superior de Tiyuyacu.

167

Para evitar la hidratación de las arcillas perforadas y aumentar la estabilidad del

pozo, en Tiyuyacu se desplazará el fluido disperso con un sistema formulado con

agentes de control de pérdida, dispersantes e inhibidores.

Las siguientes tablas muestran las características del lodo de perforación para las

corridas de las brocas de 12 ¼pulgadas, como se detalla a continuación.

5.2.2.1. Características del lodo en la Sección de 12 ¼ pulgadas con

broca PDC para la sección de Orteguaza, Tiyuyacu y conglomerado

superior.

Tabla N° 52 Propiedades del lodo en la corrida de 12 ¼ pulgadas con broca PDC para la sección de Orteguaza, Tiyuyacu y conglomerado superior.

12 1/4 pulgadas PDC



PV @ 120°F cP 19

YP @ 120°F lb/100 Pie2 26


5.2.2.2. Características del lodo en la Sección de 12 ¼ pulgadas con

broca tricónica de Insertos de Carburo de Tungsteno para atravesar

conglomerado inferior Tiyuyacu.

Tabla N° 53 Propiedades del lodo en la corrida de 12 ¼ pulgadas con broca tricónica de Insertos de Carburo de Tungsteno para atravesar conglomerado

inferior Tiyuyacu.

12 1/4 pulgadas PDC



PV @ 120°F cP 23

YP @ 120°F lb/100 Pie2 37


168

5.2.3. SECCIÓN DE 8 ½ PULGADAS.

Litología: Lutitas, calizas, areniscas.

Formación: Basal Tena, Napo, Hollín superior

El objetivo de esta sección es cubrir y aislar las potenciales arenas productoras:

“U”, “T” y “Hollín”. Con un sistema de lodo junto a un adecuado puenteo, se debe

minimizar el factor de daño de la formación

Una vez perforado el tapón de cemento del revestidor de 9 ⅝” desplazar el fluido

contaminado por el fluido inhibido previamente acondicionado. El sistema debe

presentar las concentraciones programadas de agentes inhibidores, control de

pérdida de fluidos y dispersantes de manera previa al desplazamiento.

En caso de requerirse por presentarse altos torque y arrastre, principalmente en

zona de calizas, se adicionara agentes lubricantes a través de píldoras y se

evaluara la necesidad de adicionar lubricante mecánico. Se recomienda trabajar

con un galonaje entre 400 y 420 gpm, para evitar desestabilizar las paredes del

pozo.

5.2.3.1. Características del lodo en la Sección de 8 1/2” con broca PDC

para atravesar las formaciones Napo y Hollin.

Tabla N° 54 Propiedades del lodo en la corrida de 8 ½” con broca PDC

8 1/2 " PDC



PV @ 120°F cP 24

YP @ 120°F lb/100 Pie2 36


169

5.3. PLAN DE BROCAS POR SECCIONES

Cada sección será analizada y propuesta de la siguiente manera:

5.3.1. SECCIÓN DE 26 PULGADAS

Usualmente en el campo Sacha la sección de 26 pulgadas se perfora con el fin de

sobrepasar la zona superficial donde existen gran cantidades de cantos rodados

también conocidos como Boulders que son estructuras muy fuertes aunque poco

consolidadas, pero que pueden dañar la broca fácilmente, adicionalmente cuando

se estima que existan acuíferos superficiales también con el fin de impedir la

entrada al pozo y consolidar el hoyo.

En este plan estandarizado para el campo se propone eliminar la perforación de la

sección de 26 pulgadas, ya que piloteando el suelo hasta +/- 30 pies se puede

asentar el casing conductor de 20 pulgadas y estabilizar los primeros pies del

pozo, sin necesidad de perforar con la broca de 26” que usualmente llegaba hasta

500 pies antes de bajar el casing conductor de 20 pulgadas. Una vez que se ha

asentado y cementado el casing de 20 pulgadas se puede empezar a atravesar la

zona de boulders con la siguiente broca de menor diámetro y con las

características adecuadas para realizar la operación con eficiencia que implica

menores costos y complejidad operativa.

5.3.2. SECCIÓN DE 16 PULGADAS

En esta sección se establece un plan de perforación que contempla dos etapas

que son muy importantes y completamente diferentes y estas son:

Perforación con broca tricónica de dientes de acero hasta +/- 500 pies.

Perforación con broca PDC y BHA direccional hasta punto de casing 13 3/8

pulgadas

170

5.3.2.1. Corrida broca Tricónica

Como se había mencionado en este plan no existe la perforación de la sección de

26 pulgadas por lo cual la primera actividad de perforación se lo realiza con la

broca de 16 pulgadas y por lo tanto es necesario bajar una broca tricónica con un

IADC y características adecuadas desde los primeros pies perforados para evitar

el daño al atravesar la zona de los cantos rodados o Boulders.

5.3.2.1.1. Características Recomendadas de la Broca Tricónica 16

pulgadas.

Como ya se había visto en esta primera corrida se atravesara formaciones

predominantemente que contienen arcillas y su valor de esfuerzo no confinado

UCS ya fue definido en el capítulo anterior, esto nos permite seleccionar las

características de la broca a utilizarse de la siguiente manera:

UCS ARCILLAS DEL TID= 2 800 A 3 000 PSI.

Comparando este valor con el de la tabla 25 y 26 corresponde a una formación

“Muy suave”. Con esta definición podemos seleccionar un IADC para la broca

tricónica que estará basado en las tablas 4,5 y 19 y en la correlación que se hace

con los pozos base de estudio, Y pueden ser las siguientes

Tabla N° 55 Selección del IADC para la broca tricónica de 16 pulgadas.

BROCA

TRICÓNICA DE

DIENTES DE

ACERO

IADC Litología Estructura de corte

111

PARA PERFORAR EL

TERCERO INDIFERENCIADO

(arcillas blandas plásticas, poco

consolidadas y boulders)

Formaciones blandas con poca

resistencia compresiva y alta

perforabilidad,

Dientes muy largos y

espaciados para mayor

paleo, mejor desalojo,

penetración profunda,

mejores ROP.

114

115

116


171

El IADC más adecuado será el 114 que nos indica que es una broca tricónica de

dientes de acero espaciados y para perforar formaciones muy blandas, que

permiten un efecto de paleo en la zona de cantos rodados. Es la broca que

mejores resultados ha tenido en el campo en cuanto a desempeño y al estado de

salida ya que por general no presenta desgaste al finalizar su corrida.

En cuanto a la disposición de los jets la broca debe poseer 4 boquillas

intercambiables (jet central) que provean una configuración adecuada para ayudar

a la limpieza del hoyo y minimizar el embolamiento de la broca.

Figura 45. Broca tricónica de 16 pulgadas dientes de acero y 4 boquillas


5.3.2.1.2. Selección de Parámetros Para la corrida de 16 pulgadas con

broca tricónica

Una vez definido el IADC y las características principales de la broca a utilizarse

en esta sección inicial podemos definir los parámetros de operación para esta

corrida:

172

Analizando los parámetros que se han aplicado en los pozos de estudio de

correlación y tomando en cuenta a metodología explicada en el capítulo anterior

se definió lo siguiente:

Se aplicará parámetros controlados que permitan ir desarrollando paulatinamente

la perforación sin causar fracturamiento de las formaciones superficiales y

logrando un buen rendimiento.

Tabla N° 56 Parámetros de operación seleccionados de la broca tricónica de 16 pulgadas

PARÁMETROS DE OPERACIÓN

gpm RPM WOB (Klb) TORQUE (Klb/ft)

50-600 60-120 5-25 2-5


El galonaje debe iniciar con 50 gpm durante los primeros pies de perforación,

paulatinamente y a medida que se va profundizando se irá incrementando el

caudal hasta llegar a los 600 gpm que permita evacuar los recortes del fondo de

pozo e impedir el empaquetamiento de la sarta, el WOB se manejará de igual

manera que el caudal y aumentara paulatinamente de 5 – 25 Klb, evitando as

súbitos aumentos ya que podría causar que la broca se incruste en las arcillas y

se embole perdiendo rendimiento. Las revoluciones por minuto irán de 60 a 120

RPM y un torque de 2 -5 Klbs*pie con el fin de evitar un daño de la zona

superficial, desviarnos de la verticalidad del pozo y reducir las vibraciones de la

sarta debido a la carencia de rigidez y peso de la sarta de perforación

Se debe perforar con la broca tricónica hasta estar seguros de estar fuera de la

zona de boulders (500 pies). Información que provee el servicio de mud logging

del pozo una vez lo confirmen en zarandas.

173

Se debe Circular el tiempo suficiente cuando se ha terminado de perforar los

primeros 500 pies para acarrear hasta superficie cualquier boulder que este en

fondo.

5.3.2.1.3. Cálculo de la Hidráulica para la sección superficial de 16

pulgadas broca tricónica.

Como ya se había especificado en las características de la broca en cuestión se

cuenta con 4 jets o toberas por los cuales el fluido de perforación sale de la broca

y realiza las funciones de limpieza, acarreo y perforación por impacto hidráulico.

La disposición de los 4 jets son tres laterales y un jet central.

La selección del tamaño de las boquillas que irán en la broca se realizó tomando

en cuenta los antecedentes de pozos perforados, los parámetros hidráulicos y

presiones que se obtendrán de acuerdo a los cálculos realizados.

Arreglo de boquillas usadas en pozos de estudio para correlación son

4x16/32avos de pulgada y 4 x 18/32avos de pulgada

El arreglo seleccionado es 4x18/32avos de pulgada debido a que permite

aumentar el caudal en esta sección sin causar presiones muy elevadas y también

se logra una buena limpieza en fondo de pozo.

Con este dato inicial podemos realizar los cálculos de los parámetros hidráulicos.

Cálculo del TFA

20,9940pulgTFA

24242424x47,6699x10TFA

...2n3

D2n2

D2n1

Dx47,6699x10TFA

174

Cálculo de la caída de Presión en la broca.

Porcentaje de caída de presión en la broca

Cálculo de caballaje hidráulico de la broca

Boquillas 4X18/32 pulg.

gpm 600

MW (lb/gl) 8,8

Max Presión de bombas (psi) 4 000

SPP (psi) 482

TFA (pulg2) 0,99401749

psiPb

x

xPb

xA

xQPb

n

28,295

9940,0858,10

8,8600

858,10

2

2

2

HpBHHP

xBHHP

xQPBHHP b

36,103

714,1

60028,295

714,1

%26,61%

482

10028,295%

100%

Pb

psi

psixPb

SPP

PbxPb

175

Cálculo de caballaje hidráulico por pulgada cuadrada

Cálculo de la velocidad en las boquillas

s

ft

seg

piesV

x

seg

piesV

DDD

xQ

seg

piesV

n

n

nnn

n

76,193

)9940,0(

600321,0

....)(

321,02

3

2

2

2

1

Cálculo de la fuerza de impacto del fluido

2

2

2

lg51,0

)16(785,0

36,103

785,0

pu

HPHSI

xHSI

xD

BHHPHSI

b

lbflbIF

xxlbIF

xQxVlbIF n

07,530)(

930,1

8,860076,193)(

930,1)(

176

Cálculo de la fuerza de impacto del fluido en psi

5.3.2.2. Corrida Broca PDC de 16 pulgadas

Formación a perforar: Terciario Indiferenciado, Orteguaza.

Litología: Arcillolita, Limolita, Arenisca, Anhidrita Una vez perforada la Zona de Cantos Rodados se trata obtener la mayor ROP

posible para atravesar Orteguaza en el tiempo más corto, debido a que la zona es

arcillosa y si el tiempo de exposición es alto, se producirá hinchamiento de la

misma, ocasionando problemas en los viajes y en la posterior bajada del casing. El

tamaño de los cortadores, junto con la gran área de desalojo sumado al diseño

hidráulico permite optimizar la ROP al máximo posible.

La litología a perforar en esta parte de la sección está definida y tomando en

cuenta los valores de esfuerzo no confinado UCS de la tabla 30, 31 y 32 podemos

determinar el valor y posteriormente las características de la broca PDC que debe

usarse.

UCS Promedio de la zona se estima en 4 500 a 5 500 psi, que corresponde a una

litología blanda.

5.3.2.2.1. Características de la Broca PDC

Con el valor de UCS establecido se puede determinar junto con las correlaciones

con los pozos de estudio del campo para determinar el IADC de la broca, el

psipsiIF

xpsiIF

D

lbxIFpsiIF

b

63,2)(

16

07,53027,1)(

)(27,1)(

2

2

177

diámetro de los cortadores y el número de aletas de la broca, área de desalojo a

fin de lograr la mejor selección posible.

De acuerdo a la tabla 27 y 28 donde se describe el tamaño de los cortadores y

numero de aletas de las brocas PDC para perforar determinadas formaciones y

teniendo en cuenta el valor de la UCS promedio que se ha obtenido de 5000 psi,

se puede tabular las siguientes características de la broca.

Tabla N° 57 Características seleccionadas de la broca PDC de 16 pulgadas

Tipo de Broca IADC Tamaño de

los

cortadores

Numero de

aletas

Área de

desalojo

PDC 16 pulg. M223 19 mm 4 80.05 pulg2


El IADC adecuado para perforar este tipo de litología se puede determinar usando

las tablas 3 y 21 y correlacionando con pozos de estudio en el campo, de esta

manera se seleccionó el IADC 223 que significa que es una broca de cuerpo de

Matriz, con cortadores de 19 mm para formaciones blandas con un perfil mediano,

que otorga agresividad para perforar, estabilidad media para la construcción del

pozo y un excelente desempeño. Ver figura 47

El número de aletas se seleccionó en 4 de acuerdo al valor del UCS y puesto que

así habrá menos puntos de contacto contra la formación y se lograra un avance

más rápido, también permite tener un área de desalojo de ripios muy importante

para esta sección puesto que la litología predominante de arcillas plásticas podría

causar embolamiento de la broca, por lo cual esta característica es muy

importante y apoyada por una hidráulica bien diseñada se lograra una operación

de la broca más eficiente.

178

El cortador de pulido reduce las fuerzas de cizallamiento, mejora

significativamente la eliminación de recortes de la cara de la broca para mejorar de

las tasas de penetración. Cortadores de características de corte: como las

interfaces de corte biselado, la geometría y las superficies pulidas ha permitido

desarrollar determinados tipos de corte que muestran un rendimiento óptimo en

entornos de perforación específicos.

Estructura del cortador, la interfaz diamante/carburo está optimizada por el análisis

de elementos finitos para dispersar las tensiones residuales y aumentar la

durabilidad.

La Estabilidad esta característica asegura que la broca perforará en un modo

estable un mayor porcentaje de tiempo sobre el fondo, y limita la severidad de la

vibración, perjudicial cuando se perfora en un modo inestable debido a BHA, los

parámetros de operación.

Agresividad del cortador y el tipo de corte se ajusta a través de la cara de la broca

para la correcta combinación de durabilidad y ROP requerido por la aplicación

específica de perforación.

En cuanto a las toberas o boquillas se estiman una cantidad mínima de 8 boquillas

intercambiables para poder optimizar la hidráulica. Ver figura 48

179

Figura 46. Broca PDC de 16 pulgadas cuerpo de matriz


Figura 47. Broca PDC de 16 pulgadas 8 boquillas


180

5.3.2.2.2. Selección de Parámetros Para la corrida de 16 pulgadas con

broca PDC

Esta sección inicia a los 500 pies de profundidad una vez que la broca tricónica ha

atravesado la zona de los cantos rodados, desde esta profundidad tenemos una

litología que comprende arcillolitas y limolitas muy plásticas que se adhieren muy

fácilmente a la broca.

Los parámetros que serán seleccionados en esta zona tienen relación con

historiales de perforación exitosa de los pozos base de estudio y tomando en

cuenta los mejores rendimientos obtenidos en aquellos pozos.

El inicio se realizará con un caudal relativamente bajo de 500 gpm para impedir

perdidas de circulación en las zona superficiales, paulatinamente se va

incrementando la tasa de flujo hasta obtener 1000 gpm con la que se perforara la

mayor parte de esta sección hasta punto de casing, para optimizar así los

parámetros hidráulicos, caída de presión en la broca, HSI, Velocidad en los jets y

la limpieza del fondo de pozo, que se traducirá en una tasa de penetración más

elevada.

En cuanto al peso sobre la broca WOB se aplicara valores entre 15 – 25 Klbs

indicando con el valor más bajo para impedir que la broca se embole y

aumentando el peso junto con el galonaje para optimizar la tasa de penetración,

mantener la presión diferencial en un máximo de 600 psi para impedir que el motor

direccional sufra la rotura de sus sellos y el contragiro de su eje “back spining” las

RPM de 70 – 90, fluctuando según las necesidades direccionales y en razón de

obtener mejores ROP instantáneas.

El siguiente cuadro presenta los parámetros a aplicar

181

Tabla N° 58 Parámetros de operación seleccionados de la broca PDC de 16”


gpm RPM WOB (Klb) TORQUE (Klb/ft)

500-1000 70-90 15-25 2-18


5.3.2.2.3. Cálculo de la Hidráulica broca PDC de 16”.

La broca PDC de 16” en este diseño cuenta con 8 boquillas intercambiables, a fin

de optimizar la hidráulica de perforación.

La disposición de los jets se observa en la figura 47

La selección del tamaño de las boquillas que irán en la broca se realizó tomando

en cuenta los antecedentes de pozos perforados, los parámetros hidráulicos y

presiones que se obtendrán de acuerdo a los cálculos realizados.

Arreglo de boquillas usadas en pozos de estudio para correlación son

8x11/32

8 x 12/32avos de pulgada

8x 13/32avos de pulgada

4x12 y 4x13/32avos de pulgada

El arreglo seleccionado después de analizar presiones y resultados en otros pozos

del campo es 4x12/32avos de pulgada y 4x13/32avos de pulgada, ya que se logra

usar con este arreglo 1 000 gpm sin sobrepasar la presión máxima permitida de

4 000 psi, y HSI mayores a 2,5 hp/pulg2 lo cual es indispensable en esta zona para

perforar hidráulicamente, optimizar limpieza e impedir embolamientos.

El peso del lodo al final de la sección se estima en 10,3 lb/gl según diseño del plan

de lodos

182

Cálculo del TFA

Cálculo de la caída de Presión en la broca.

Porcentaje de caída de presión en la broca

Boquillas 4X12 4x13

gpm 1 000

MW (lb/gl) 10,3

Max Presión de bombas (psi) 4 000

SPP (psi) 3 900

TFA (pulg2) 0,9603

2

224

2

3

2

2

2

1

4

lg9603,0

134124106699,7

...106699,7

puTFA

xxxxTFA

DDDxxTFA nnn

psiPb

x

xPb

xA

xQPb

n

72,1028

9603,0858,10

3,101000

858,10

2

2

2

%38,26%

3900

10072,1028%

100%

Pb

psi

psixPb

SPP

PbxPb

183

Cálculo de caballaje hidráulico de la broca

Cálculo de caballaje hidráulico por pulgada cuadrada

Cálculo de la velocidad en las boquillas

s

ft

seg

piesV

x

seg

piesV

DDD

xQ

seg

piesV

n

n

nnn

n

28,334

)9603,0(

1000321,0

....)(

321,02

3

2

2

2

1

HpBHHP

xBHHP

xQPBHHP b

19,600

714,1

100072,1028

714,1

2

2

2

lg98,2

)16(785,0

19,600

785,0

pu

HPHSI

xHSI

xD

BHHPHSI

b

184

Cálculo de la fuerza de impacto del fluido

Cálculo de la fuerza de impacto del fluido en psi

5.3.3. SECCIÓN DE 12 ¼ PULGADAS

Una vez cumplida la etapa de 16 pulgadas y realizada la operación de bajado y

cementado el casing de 13 3/8 pulgadas, se debe realizar la perforación del

cemento y del tapón de fondo utilizado para este propósito, el nombre con el que

se conoce a esta etapa es “drill out”

Para perforar la sección de 12 ¼ pulgadas dentro de las formaciones Orteguaza,

Tiyuyacu y Tena; se recomienda el uso de dos brocas de la siguiente manera:

Broca PDC cuerpo de Matriz desde el punto de casing de 13 3/8 pulgadas

hasta atravesar las formaciones Orteguaza y Tiyuyacu Superior y media

lbflbIF

xxlbIF

xQxVlbIF n

98,1783)(

930,1

3,10100028,334)(

930,1)(

psipsiIF

xpsiIF

D

lbxIFpsiIF

b

85,8)(

16

98,178327,1)(

)(27,1)(

2

2

185

Broca Tricónica de Insertos de Carburo de Tungsteno para atravesar

conglomerado masivo inferior de Tiyuyacu y la mayor parte de la formación

Tena.

5.3.3.1. Corrida Broca PDC de cuerpo de Matriz de 12 ¼ pulgadas.

Litología: Arcillas / Conglomerado Superior (Tiyuyacu).

Formación: Orteguaza, Tiyuyacu.

Esta broca tendrá como objetivo principal, atravesar el conglomerado superior de

Tiyuyacu y el cuerpo de arcillas que existen, previo al ingreso al conglomerado

masivo inferior. Mediante un control preciso y determinado de parámetros de

perforación, pero, sin sacrificio de ROP durante toda la corrida.

Adicionalmente y con el fin de asegurar el excelente rendimiento de la misma en

esta aplicación, es necesario hacer una correcta selección de boquillas que

permita mantener una buena limpieza colocando especial énfasis al intervalo

arcilloso entre el conglomerado superior e inferior debido a que la plasticidad de

las arcillas de Tiyuyacu pueden provocar problemas de “embolamientos”

(fenómeno bastante común en esta zona).

5.3.3.1.1. Características de la Broca PDC de cuerpo de matriz de 12 ¼

pulgadas.

Tomando en cuenta la litología y los valores de UCS de esta zona que están en un

rango para arcillas de 5 500 psi y para el conglomerado superior de 10 500 psi, se

obtiene un promedio de 8 000 psi, valor con el que definiremos el diámetro y tipo

de cortadores, numero de aletas para la broca, IADC más adecuado para este tipo

de litología, así mismo se correlaciona con la información de los pozos base de

estudio a fin de obtener la mejor selección.

186

Tabla N° 59 Características seleccionadas de la broca PDC de 12 1/4 pulgadas


los

cortadores

Numero de

aletas

Área de

desalojo

PDC 12.25

pulg.

M323 19 mm 5 33.1 pulg2


Usando la misma metodología que en la sección de 16 pulgadas se puede

determinar el IADC adecuado para esta parte inicial de la sección, de esta manera

se seleccionó el IADC M323 que significa que es una broca de cuerpo de Matriz,

con cortadores de 19 mm y que tienen una fila de cortadores de refuerzo o back

up tras la línea principal de cortadores que permite perforar para formaciones

medias y conglomerados, que otorga agresividad para perforar en arcillas y

resistencia para atravesar el conglomerado superior sin perder calibre, también

presenta estabilidad adecuada y puede ser direccionada con excelente respuesta

una vez salga de perforar el conglomerado que es una litología que tiende a

tumbar el Angulo.

El número de aletas se seleccionó en 5 de acuerdo al valor del UCS ya que en la

variación de litología y formaciones de medias a media duras y abrasivas es

necesario considerar las condiciones de cada una y obtener seguridad en la

perforación de manera que la broca logre atravesar la sección propuesta sin

realizar viajes no programados para cambio de broca. La broca propuesta se

visualiza en la figura 49.

Las boquillas de esta broca también son intercambiables y en número adecuado

para que la hidráulica sea optimizada. En este caso la broca con siete boquillas es

la más utilizada en este campo y adecuada para esta sección.

187

Figura 48. Broca PDC de 12 ¼ pulgadas 7 boquillas, doble hilera de dientes


La broca debe poseer la característica de Profundidad de corte que utiliza

tecnología de control de superficies de apoyo para mejorar el control sobre los

sistemas de motor toolface orientables y mejora el rendimiento en sistemas

rotativos direccionales. El resultado es un mejor rendimiento de dirección y el

aumento de ROP en todas las aplicaciones.

188

También debe contar con Doble hilera de cortadores que proporciona una gran

estabilidad y durabilidad y permite que a la broca perforar con máximas ROP y

largos periodos de tiempo, como los que se espera en esta sección.

5.3.3.1.2. Selección de Parámetros Para la corrida de 12 ¼ pulgadas con

broca PDC

Usando la información de pozos de estudio y correlacionando que parámetros han

sido los que mejor desempeño han obtenido en otros pozos en esta sección se

han seleccionado los siguientes parámetros.

Esta sección inicia en el punto de casing de 13 3/8 pulgadas y se debe aplicar

ciertos parámetros controlados para realizar la perforación del cemento y del tapón

de fondo

550 gpm,

40 RPM,

WOB: 5-10 Klbs.

Una vez que el estabilizador salga del revestidor 13 3/8 pulgadas, se optimizaran

los parámetros.

Esta broca como ya se ha establecido atravesara las arcillas de Orteguaza y

Tiyuyacu además del conglomerado superior y los lentes de arcilla hasta entrar al

conglomerado masivo inferior de Tiyuyacu. Por lo tanto es necesario establecer

dos diferentes lineamientos de parámetros para estas dos zonas diferentes que se

deberán seguir para obtener un buen rendimiento. Los parámetros se establecen

en las siguientes tablas 47 y 48.

189

Tabla N° 60 Parámetros de operación seleccionados de la broca PDC de 12 ¼ pulgadas Sección de Arcillas


gpm RPM WOB (Klb) TORQUE

(Klb/pie)

800-900 80-120 15-25 5-16


La perforación dentro de las arcillas tanto de Orteguaza y de Tiyuyacu se debe

realizar con un caudal de 800 gpm a 900 gpm para lograr el mejor desempeño

mediante la consecución de buen valor de HSI de más de 2 psi/pulg2 y con esto

impedir cualquier inconveniente de embolamiento de broca. También es

importante porque está comprobado en rendimientos anteriores que este caudal

genera una buena limpieza del hoyo.

En cuanto a las RPM como lo muestra la tabla en la sección de arcillas serán

aumentadas desde 80 hasta 120 aumentando el ROP habitual que se obtienen en

esta sección.

Al peso sobre la broca WOB se aplicara valores entre 15 – 25 Klbs, dependiendo

de las condiciones que se tengan direccionales, en caso de que se quiera

mantener el Angulo, construir y tumbar Angulo.

Los parámetros para atravesar el conglomerado superior de Tiyuyacu son

“parámetros controlados” Este control debe iniciar 30 pies antes del tope

pronosticado del conglomerado y extenderse 30 pies después de la base del

mismo hasta que el departamento de geología confirme que ha sido atravesado.

Los parámetros controlados se muestran en la siguiente tabla.

El galonaje se disminuye puesto que la litología cambia y no existe riesgo de

embolamineto además al disminuir la tasa de lodo también se disminuyen las RPM

190

en fondo de pozo que es esencial para mantener la integridad de la broca y no

desgastarla por la altísima fricción y temperatura que se genera en esta litología,

es por eso que las RPM totales deben mantenerse en 150, el peso WOB debe ser

bajo para no afectar la cara y nariz de la broca.

El ROP instantánea debe permanecer en valores de entre 30-40 pies/hr y no se

debe exceder este rango ya que puede causar un desgaste excesivo prematuro y

por lo tanto que la broca no logre atravesar el conglomerado de más o menos 500

ft de espesor o en su defecto no logre perforar el tramo de arcillas posteriores que

se encuentran antes de ingresar al conglomerado inferior. Esto causaría un viaje

no programado para cambio de broca que conlleva costos adicionales y tiempo

perdido.

Tabla N° 61 Parámetros de operación seleccionados de la broca PDC de 12 ¼

pulgadas Sección de conglomerado Superior de Tiyuyacu.


gpm RPM WOB (Klbs) TORQUE

(Klb/pie)

600-650 40-50 8-12 5-8


5.3.3.1.3. Cálculo de la Hidráulica broca PDC de 12 ¼ pulgadas.

Para esta broca se debe realizar el cálculo de dos hidráulicas diferentes, una para

la sección de las arcillas de Orteguaza y Tiyuyacu y Otra para atravesar el

conglomerado superior de Tiyuyacu.

Ya se había establecido en las características de esta broca que tiene siete

boquillas, las cuales van a presentar el siguiente arreglo.

191

4x13/32avos de pulgada y 3x14/32avos de pulgada

El peso de lodo para esta sección es de 10,3 lbs/gl tal como se muestra en el plan

de lodos. Así podemos calcular la hidráulica para las dos litologías usando la

misma metodología que la sección de 16 pulgadas, los resultados se muestran en

la tabla.

Datos:

Boquillas 4X13/32 3x14/32avos de pulgada.

MW 10,3 lbs/gl

Max Presión 4 000 Psi

SPP 1:3 920 Psi

SPP 2:3 000 Psi

192

Tabla N° 62 Resumen de Cálculos de Hidráulica para la broca PDC 12 ¼ pulgadas para Orteguaza, Tiyuyacu y conglomerado Superior

Litología gpm TFA

(pulg2)

Caída de

Presión

en la

broca

(psi)

% de

caída de

presión

BHHP

(HP)

HSI

(HP/Pulg

2)

Velocidad en

los jets

(pies/hr)

Fuerza de

impacto

(lbf)

Fuerza de

impacto

(psi)

Arcillas (Ort,

Tycu) 800

0,96947

645,94 16,48 301,49 2,55 264,88 1130,91 9,57

Conglomerado

superior 650

0,96947

426,42 14,21 161,71 1,37 215,21 746,57 6,32

193

5.3.3.2. Corrida Broca tricónica de Insertos de Carburo de Tungsteno de

12 ¼ pulgadas.

Litología: Conglomerados con niveles de Chert (Tiyuyacu). arcillas

Formación: Tiyuyacu, Tena,

La finalidad de esta broca es atravesar el conglomerado inferior masivo de

Tiyuyacu, que debido a que posee chert que es un elemento muy abrasivo y

agresivo que causan un gran desgaste en la broca y en los demás elementos del

BHA, por este motivo se propone el uso de una broca tricónica con insertos de

carburo de tungsteno con un IADC adecuado que atraviese sin problemas el

espesor de entre 350 y 500 pies del conglomerado inferior y permita llegar a la

formación Tena, antes de realizar el viaje para cambio de broca.

5.3.3.2.1. Características de la Broca tricónica de Insertos de Carburo de

Tungsteno de 12 ¼ pulgadas.

Correlacionando con los pozos de estudio y teniendo en cuanta la litología de

conglomerados con niveles de chert se ha determinado el IADC más adecuado

para este tipo de litología, basándose también en las tabla 4,5 y 20, También es

necesario considerar que esta broca debe resistir altas temperaturas, fricciones y

también tener una protección adicional en el perfil de la broca para realizar los

repasos de la sección y en caso de que se requiera backreaming

Las boquillas en este tipo de brocas para formaciones abrasivas y duras tienen un

configuración que apunta el chorro de lodo hacia la nariz de la broca y para este

tipo de litología se escoge una broca con tres boquillas intercambiables.

194

Tabla N° 63 Características seleccionadas de la broca de insertos de carburo de

12 ¼ pulgadas para conglomerado inferior.

Tipo de

Broca

IADC litología Características

de los

cortadores.

Numero de

Boquillas

Tricónica de

insertos 12.25

pulg.

517 Conglomerado

inferior niveles

de chert

Insertos medios

de carburo de

tungsteno,

Protección

adicional de

diamante en las

áreas del

calibre y del

heel, para

trabajar en

ambientes

altamente

abrasivos.

3


El IADC que se escogió es el 517 que corresponde a una broca tricónica de

insertos de carburo de tungsteno para formaciones de dureza suave a mediana y

poco consolidadas como es el caso de este chert, el numero 7 corresponde a una

broca con sellos metal-metal y calibre protegido, que es ideal para este tipo de

litología La broca propuesta se visualiza en la figura 50.

Esta broca tiene protección en las patas de la broca y en el perfil para impedir

daños que afecten la integridad del hoyo.

195

Figura 49. Broca Tricónica de Insertos de Carburo de Tungsteno de 12 ¼ pulgadas 3 boquillas.


5.3.3.2.2. Selección de Parámetros Para la corrida de Broca tricónica de

Insertos de Carburo de Tungsteno de 12 ¼ pulgadas.

Como ya se definió en páginas anteriores esta broca atravesara el conglomerado

inferior de Tiyuyacu y la formación Tena hasta el punto de casing de 9 5/8” por lo

tanto es necesario definir y seleccionar dos diferentes conjuntos de parámetros

para ser aplicados en cada estrato respectivamente.

196

Los parámetros para esta zona de conglomerado inferior de chert en la formación

de Tiyuyacu son seleccionados mediante la revisión de los RECAPS de la corrida

de brocas en esta sección y determinado que prácticas tuvieron más éxito en esta

zona de este campo.

Con esta broca no se hace necesario el control de parámetros como con la broca

PDC en el conglomerado superior, sin embargo es necesario tener precauciones y

mantener RPM entre 70 y 80 del top drive, además en caso de que se presente

vibraciones y torque elevados se debe aumentar el peso sobre la broca y disminuir

RPMs, y Galonaje.

Los parámetros que se seleccionaron y deben ser aplicados se presentan en la

siguiente tabla.


Insertos de 12 ¼ pulgadas Conglomerado Inferior.



(Klb/pie)

700-760 70-80 20-35 16-22


En el conglomerado inferior de chert se debe utilizar un caudal entre 700 y 760

gpm para desalojar los ripios e impedir que caigan nuevamente al fondo de pozo y

que sean molidos reiteradamente que en este caso no se desea debido a la

abrasividad de la litología, además en esta sección se usa un motor de fondo con

un coeficiente de 0,15 a 0,17 rev/galon; Lo que da como resultado revoluciones

totales en fondo de entre 170 y 200 RPM ayudando a un avance más eficiente y

rápido sin comprometer la integridad de la broca.

197

El peso sobre la broca se debe mantener entre los 16 KLb y 22 Klbs según vaya

avanzando la perforación, en caso de que se presente vibraciones excesivas y

torque muy alto se debe aumentar este peso intentando mitigar el fenómeno.

Para atravesar la formación Tena que es una formación inminentemente arcillosa

con ciertos lentes de arenisca hacia la base se debe variar y aumentar los

parámetros para conseguir una avance más rápido, usualmente esta zona no se

perforar con broca tricónica por que el avance es muy lento y la hidráulica es difícil

de optimizar, pero se puede mejorar el rendimiento con variaciones de parámetros

como los siguientes.


Insertos de 12 ¼ pulgadas Formación Tena.



(Klb/pie)

820-840 90-100 15-25 12-20


El peso sobre la broca debe permanecer en un rango medio entre 15 y 25 Klbs de

manera que no se provoque que la broca se embole en las arcillas y que pueda

empujar a la broca para que atraviese las arcillas, las RPMs se incrementan al

salir del conglomerado para que el avance mejore y se desaloje las arcillas de la

cara de la broca. La tasa de flujo se optimiza a 840 gpm de manera que la

limpieza del hoy mejore y que el HSI aumente a un valor superior de 2,5 psi/pulg2

que nos permita perforar hidráulicamente en este tramo.

198

5.3.3.2.3. Cálculo de la Hidráulica broca Tricónica de Insertos de Carburo

de Tungsteno de 12 ¼ pulgadas

La hidráulica necesaria para atravesar el conglomerado inferior de Tiyuyacu Será

calculada en esta sección así como también la hidráulica para lograr atravesar la

formación Tena, tal como en los parámetros anteriormente vistos estas son

diferentes y se adaptan para lograr un mejor rendimiento.

La broca tricónica de insertos tiene un arreglo de tres boquillas laterales junto a

cada cono que al igual que los predecesoras son intercambiables, el arreglo que

tendrán será en función del TFA y HSI que vamos a necesitar.

3 x 20/32avos de pulgada

Tal como se muestra en el plan de lodos el peso para esta zona de esta sección

es de 10,5 lbs/gl, con esta información y los siguientes datos se realizan los

cálculos ya conocidos que se muestran en la tabla.

Datos:

BOQILLAS 3X20/32”avos de pulagda.

MW 10,5 lbs/gal

Max Presión 4000 psi

SPP 1 : 3 425 psi

SPP 2 : 4 000 psi

199

Tabla N° 66 Resumen de Cálculos de Hidráulica para la broca Tricónica de Insertos de Carburo de Tungsteno 12 ¼

pulgadas para conglomerado inferior y Tena.

Litología gpm TFA

(pulg)2

Caída de

Presión

en la

broca

(psi)

% de

caída de

presión

BHHP

(Hp)

HSI

(HP/Pulg

2)

Velocidad

en los jets

(pies/hr)

Fuerza de

impacto

(lbf)

Fuerza de

impacto

(psi)

Conglomerado

inferior 760

0,9204

659,36 19,25 292,36 2,48 265,06 1095,95 9,28

Arcillas (TENA) 820 0,9204

767,58 19,94 367,22 3,11 285,98 1275,83 10,80

200

5.3.4. SECCIÓN DE 8 ½ PULGADAS.

Una vez que se ha terminado de perforar la sección de 12 ¼ pulgadas y se ha

bajado y cementado el casing de 9 5/8”, se procede a perforar la sección de 8 ½”

pulgadas que es la más crítica debido a que se atraviesa una litología muy variada

y las zonas de producción, es por eso que las practicas operacionales deben ser

adecuadas para no causar daño excesivo a las formaciones productoras.

Esta sección de 8 ½ pulgadas será perforada por una sola broca PDC de cuerpo

de Matriz.

La broca propuesta para esta sección es la 8 ½ pulgadas debe tener mayor

protección en su estructura debido a la dureza y abrasividad de la formación Napo

y Hollín en el campo Sacha.

5.3.4.1. Corrida Broca PDC de cuerpo de matriz de 8 ½ pulgadas

Litología: Lutitas, calizas, areniscas.

Formación: Basal Tena, Napo, Hollín superior

La broca de esta sección debe ser capaz de atravesar las formaciones Basal

Tena, Napo, Hollín en una sola corrida y con el mejor rendimiento.

Los parámetros y la hidráulica para operar esta broca son muy importantes para

minimizar el daño a la formación y que el pozo perforado entregue la máxima

producción posible.

Por eso es indispensable hacer una excelente selección de las características de

la broca, de los parámetros con las que se van a operar y la hidráulica.

201

5.3.4.1.1. Características de la Broca PDC de 8 ½ pulgadas cuerpo de

matriz

Mediante la revisión de las brocas usadas en los pozos de estudio para esta

sección, su rendimiento, evaluación de desgaste y tomando en cuenta la litología y

los valores de UCS de esta zona que están en un rango entre 10 000 y 12 500 psi,

y basándonos en las tablas 25 y 26 se pueden definir ciertas características de la

broca, también usando la tabla 3 y 21 se definirá el IADC más adecuado para

esta broca.2

Las características seleccionadas se muestran en la siguiente tabla.

Tabla N° 67 Características seleccionadas de la broca PDC de 8 ½ pulgadas


los

cortadores

Numero de

aletas

Área de

desalojo

PDC 8 ½ pulg. M223 16 mm 6 13.5 pulg2


El IADC seleccionado es el M223 que corresponde a una broca de cuerpo de

Matriz, con cortadores de 16 mm que posee cortadores de back up tras la línea

principal de cortadores que permite perforar para formaciones medias a medias

duras como calizas, lutitas consolidadas y areniscas, su perfil es medio y si se

combina con un BHA direccional adecuado otorga gran direccionabilidad en caso

de ser requerido.

El número de aletas se seleccionó en 6 de acuerdo al valor del UCS ya que en la

variación de litología y formaciones de medias a media duras y abrasivas es

necesario considerar las condiciones de cada una y obtener seguridad en la

perforación de manera que la broca logre atravesar la sección propuesta sin

realizar viajes no programados para cambio de broca. La broca propuesta se

visualiza en la figura 51.

202

Las boquillas de esta broca también son intercambiables y en número adecuado

para que la hidráulica sea optimizada. En este caso la broca con ocho boquillas es

la más utilizada en este campo y adecuada para esta sección.

Figura 50. Broca PDC de 8 ½ pulgadas 8 boquillas, doble hilera de dientes


203

5.3.4.1.2. Selección de Parámetros Para la corrida de Broca PDC de Matriz

de 8 ½ pulgadas.

Los parámetros para esta sección se seleccionan de tal manera que la rata de

penetración sea la mayor posible sin comprometeré la integridad de la broca ni del

BHA así como también, garantizar la estabilidad del hoyo.

En inicio es necesario perforar el cemento y equipo de flotación utilizado para

cementar el casing de 9 5/8 pulgadas esta operación se realizara con los

siguientes parámetros.

gpm: 380

RPM: 40

WOB: 2-10 KLBS

Una vez que el estabilizador salga del revestidor, se empezaran a aplicar los

siguientes parámetros presentados en la tabla 55:

Tabla N° 68 Parámetros de operación seleccionados de la broca PDC de 8 ½

pulgadas.



(Klb/pie)

400-420 50-70 18-25 14-19


La tasa de flujo de lodo es primordial debido a que no se puede sobrepasar con

valores demasiado altos las presiones de las formaciones productoras, debido a

que la invasión del lodo causaría daños en las caras de las formaciones y la

producción posterior se vería afectada. Por esta razón se usa un galonaje de entre

400 y 420 gpm suficientes para tener una limpieza adecuada y RPMs en fondo

suficientes para obtener un buen avance o una tasa de penetración.

204

Las RPM´s irán variando entre 50 y 70 dependiendo si la broca está atravesando

las arenas que son formaciones más blandas y donde se puede usar mayores

RPMs o si se encuentran atravesando calizas que son formaciones mucho más

duras y consolidadas donde para resguardar la integridad de la broca y el BHA,

así como minimizar vibraciones se debe disminuir la revoluciones por minuto, así

como también el peso sobre la broca debe ser controlado y variado según la

litología en conjunto con las RPM y según el avance que se observe en los

instrumentos en superficie.

5.3.4.1.3. Cálculo de la Hidráulica broca PDC de 8 ½ pulgadas.

El cálculo de la hidráulica para esta broca sigue el mismo procedimiento que las

brocas anteriores, el peso del lodo para el final de la sección es de 9,8 lpg

La broca tiene 6 boquillas intercambiables, según los antecedentes de esta corrida

en el campo e han utilizado una diversidad de arreglos, pero para optimizar la

hidráulica y mejorar el HSI se escoge el siguiente arreglo.

6x11/32avos de pulgada

Usando los datos del plan de lodos, se realiza el cálculo y los resultados se

muestran en la siguiente tabla.

Datos:

BOQILLAS 6x11/32avos de pulgada

MW 9,8 lpg

Max Presión 4000 psi

SPP 2510 psi

205

Tabla N° 69 Resumen de Cálculos de Hidráulica para la broca PDC 8 ½ pulgadas para Basal Tena, Napo y Hollín.

Litología gpm TFA

(pulg2)

Caída de

Presión en

la broca

(psi)

% de

caída de

presión

BHHP

(HP)

HSI

(HP/Pulg2)

Velocidad

en los jets

(pies/hr)

Fuerza de

impacto

(lbf)

Fuerza de

impacto

(psi)

Lutitas, calizas,

areniscas

Basal Tena,

Napo y Hollín

420 0,557

513,47 20,46 125,82 2,21 242,11 516,35 9,08

206

5.3.5. RESUMEN DEL PLAN DE BROCAS PROPUESTO PARA EL CAMPO SACHA.

La siguiente tabla muestra las brocas a utilizarse en el plan propuesto para el campo Sacha con su principales

características

Tabla N° 70 Resumen del plan de Brocas para el Campo Sacha

N°

Tamaño

Tipo Formaciones Litología IADC #

aletas

Tamaño de los

cortadores

Distancia estimada

a perforar

(pies)

Tiempo estimado

de perforación

ROP Estimado

DIAS

Diámetro (pulg)

(Horas) (píes/hr)

1 16” Tricónica TID

(Chalcana,Arajuno Chambira)

Arcillas, Cantos Rodados

115 N/A N/A 465 11,5 40 1,3

2 16” PDC TID, Orteguaza Arcillas, Lutitas

M223 4 19 mm 5000 35 142,86 3,7

Baja, asienta y cementa casing de 13 3/8 pulgadas 6,7

207

3 12 ¼” PDC Orteguaza, Tiyuyacu

Arcillas, Lutitas y Conglomerado

M323 5 19mm 2250 34 66,18 9.5

400 psi de presión diferencial constantes en arcillas. ROP máxima instantánea de 35 pie/hr en conglomerados con 600gpm y 40rpm, motor (7/8) 0.17rev/galón. Control 30 pies TVD antes y después del tope y base respectivamente en

los conglomerados (reajuste con Geología para los siguientes topes una vez definidos Orteguaza y Tiyuyacu).

4 12 ¼”

Tricónica de Insertos de carburo de Tungsteno

Tiyuyacu, Tena Conglomerado inferior niveles de chert

517 N/A N/A 900 40 22,50 12,2

Baja, asienta y cementa casing de 9 5/8 pulgadas 15,5

5 8 ½” PDC Basal Tena, Napo,

Hollín

Arcillas, Lutitas, Calizas, Areniscas

M223 6 16mm 2200 50 44,00 17

Fuente: (Velasco J. 2014)

Continuación de la Tabla N° 71 Resumen del plan de Brocas para el Campo Sacha

208

5.3.6. Resumen de Parámetros operacionales para la corrida de Brocas Propuesto para el Campo Sacha.

Tabla N° 72 Resumen de los parámetros operativos a aplicar en la corrida de brocas para el Campo Sacha

N°

Tamaño

Tipo Formaciones Litología gpm RPM WOB (Klbs)

TQ (Klbs/Pie)

BHA OBSERVACIONES Diámetro (pulg)

SECCIÓN DE 16 PULGADAS

1 16 Tricónica

TID (Chalcana,Araju

no Chambira)

Arcillas, Cantos Rodados

50-600 60-120 5-25 2-5 Convencional

Zona de Boulders. Control de galonaje para evitar fracturar la

formación

2 16 PDC TID, Orteguaza Arcillas, Lutitas

500-1000

70-90 15-25 2-18 Direccional

Máximos parámetros. 1000 gpm, 70-90rpm,

400 psi de presión

diferencial constantes.

SECCION 12 ¼ PULGADAS

3 12 ¼ PDC Orteguaza, Tiyuyacu

Arcillas, Lutitas y Conglomerado

800-900 80-120 15-25 5-16 Direccional

Maximizar parámetros en arcillas, aplicar

peso moderado.

209

3R 12 ¼ PDC Tiyuyacu Conglomerado Superior

600-650 40-50 8-12 5-8 Direccional 600gpm y 40rpm,

motor (7/8) 0.17rev/galon.

4 12 ¼

Tricónica de

Insertos de carburo de Tungsteno

Tiyuyacu, Tena

Conglomerado inferior niveles de chert

700-760 70-80 20-35 16-22 Direccional

Manejar RMP DE 70 a 80 para un avance que no comprometa la integridad de la broca. Pesos

moderados de 16 a 22 Klbs.

4R 12 ¼

Tricónica de

Insertos de carburo de Tungsteno

Tena Arcillas 800-840 90-100 15-25 12-20 Direccional

aumentar galonaje a 840 al salir a las arcillas para permitir un

avance adecuado

SECCIÓN DE 8 1/2 PULGADAS

5 8 ½ PDC Basal Tena, Napo,

Hollin

Arcillas, Lutitas, Calizas,

Areniscas

400-420 50-70 18-25 14-19 Direccional

Las Vibraciones son frecuentes,

atenuarlas manejando las RPM y el peso sobre la Broca

WOB.

Continuación de la Tabla N° 73 Resumen de los parámetros operativos a aplicar en la corrida de brocas para el Campo Sacha

210

5.3.7. Resumen de Parámetros Hidráulicos para la corrida de Brocas Propuesto para el Campo Sacha.

Tabla N° 74 Resumen de los hidráulicos a aplicar en la corrida de brocas para el Campo Sacha

No. de Broca

Hueco Broca Boquillas TFA

(pulg2)

Rata de Flujo gpm

BHHP

Fuerza de impacto

(lbf)

Velocidad en los jets pies/min

Presión

Peso del lodo (lpg)

HSI (HP/pulg

2)

Superficie (Psi)

Broca (Psi)

1 16" Tricónica 4 x 18 0,994 600 103,36 530,07 193,76 482 295,28 8,8 0,51

2 16" PDC 4X12 4X13 0,9602 1000 600,18 1783,98 334,2 3920 1028,72 10,3 2,98

3 12 1/4 PDC 4X13 3X14 0,9694 800 301,49 1130,91 264,88 3920 645,94 10,3 2,55

3R 12 1/4 PDC 4X13 3X14 0,9694 650 290,46 746,57 215,21 3000 426,42 10,3 1,37

4 12 1/4" Tricónica 3X20 0,9204 760 292,36 1095,95 265,06 3425 659,36 10,5 2,48

4R 12 1/4" Tricónica 3X20 0,9204 820 367,22 1275,83 285,98 4000 767,58 10,5 3,11

5 8 1/2 PDC 6X11 0,557 420 125,82 516,35 242,11 2510 513,47 9,8 2,21

211

5.4. ANÁLISIS ECONÓMICO

La eliminación de esta sección permitirá ahorrar el costo correspondiente a la

corrida de esa broca, los costos de una mayor longitud y bajada de casing de 20

pulgadas así como la reducción del costo de la cementación de este casing esto

también significa un ahorro del tiempo de uso del taladro puesto que se elimina el

viaje del BHA de fondo y el cambio de herramientas convencionales por

herramientas direccionales en la mesa, para la perforación de la siguiente sección.

Obviamente existen beneficios intangibles como la simplificación de la operación y

de la logística para manipular, transportar y evaluar una broca de tal diámetro.

Los costos de este tipo broca están dentro del rango de los ($ 5 500) cinco mil

quinientos dólares por corrida, mediante el modelo de contrato lump sum, el costo

por hora promedio de la torre es de $1 483 dólares por hora o treinta y seis mil

dólares diarios ($36 000) y se estima disminuir 37,5 horas de taladro aplicando la

eliminación de la sección de 26 pulgadas, además se eliminan costos de corrida

de casing y tratamientos de lodos y se reducen los costos de cementación. El

ahorro de tiempo se muestra en la siguiente tabla

212

Tabla N° 75 Ahorro de tiempo por eliminación de sección de 26 pulgadas


En total se lograría un ahorro aproximado de setenta y ocho mil cien dólares

($78.100). En la tabla 61 se muestra el detalle.

Tabla N° 76 Detalle de Costos ahorrados en la corrida de la broca de 26 pulgadas por pozo

ACTIVIDADES COSTO (USD)

Broca De 26 pulg. Lump Sum 5500

Corrida Casing 20 pulg. 8000

Cementación 6000

Tiempo De Taladro 55600

Tratamiento del Lodo 3000

TOTAL EN AHORRO 78100


213

Según declaraciones del Gerente de Rio Napo CEM, el Ing. Gino Hinojosa, explicó

que se prevé construir en la nueva área de perforación 11 plataformas (cada una

tiene nueve pozos). Si se perfora un pozo y es exitoso la idea es continuar hasta

completar los 36. (EL COMERCIO, 2014)

El ahorro para la perforación de 26 pulgadas de los pozos proyectados será la

siguiente:

Tabla N° 77 Ahorro calculado de acuerdo al número de pozos proyectados en la

corrida de la broca de 26 pulgadas.

NÚMERO DE POZOS

AHORRO PROYECTADO (USD)

11 859.100

36 2.811.600

99 7.731.900

Fuente: (EL COMERCIO, 2014)

Una vez que se ha revisado todos los aspectos contemplados en el plan de

brocas, que incluye un programa de aplicación de parámetros de acuerdo a cada

broca y a cada litología, así como también contiene los cálculos para la aplicación

de parámetros hidráulicos que permitan el mejor desempeño posible de cada

broca, se puede hacer una comparación económica para determinar qué

beneficios se pueden obtener y si es aplicable o no.

Se usa la ecuación número 1 mencionada en capítulos anteriores para determinar

el costo por pie de cada sección y comparar con el promedio del campo.

Los valores correspondientes de cada variable se obtienen del plan de brocas y se

aplica la ecuación mencionada para determinar el costo por pie.

214

Los datos de costo operativo del equipo, costo de cada broca, y velocidad máxima

de la torre para viajes son obtenidos de un promedio de todo el campo tomando

en cuenta todos Los taladros que están operando y todos los pozos perforados

hasta junio del 2014, además cabe indicar que la Operadora Rio Napo utiliza estos

valores para sus propios cálculos costos de perforación y tiempos de viaje.

Los valores mencionados se presentan en la siguiente tabla junto con los cálculos

del costo por pie por cada broca y sección, también la tabla que muestra los

valores promedio del campo de rendimiento por sección tanto de ROP, tiempo de

viaje y Costo por pie o CPP.

215

Tabla N° 78 Resumen de cálculos de costo por pie para el Campo Sacha por sección

Costo del Equipo 1482,9 $/pie Velocidad de viaje 1544 pie/hr

Hoyo intermedio (16")

Viaje # 1 Average 16"

Prof. Sal. Pies Perf. Horas

Perf. Neta Rop

TV (horas)

CPP (usd/pie)

Costo Broca (USD)

ROP AVG (pie/hr)

ROP AVG DEL

CAMPO (pie/hr)

TIEMPO DE VIAJE AVG DEL CAMPO

(Horas)

Costo por pie CPP (usd/pie)

500 465 12 40

7,8 18 21000 118,28 107 10 21 Viaje # 2


Perf. Neta Rop

5500 5035 35 144

Hoyo intermedio (12 1/4")



Perf. Neta Rop TV CPP

Costo Broca

ROP AVG

7750 2715 34 80

21,2 53 42000 45,76 43 29 60 Viaje # 4


Perf. Neta Rop

8650 900 45 20

Hoyo producción (8 1/2")



Perf. Neta Rop TV CPP

Costo Broca

ROP AVG

10850 2200 50 44 14,1 60 36750 44,00 44 15 71

216

Si se observa la tabla comparativa entre los rendimientos de tasa de penetración,

tiempos de viaje y costos por pie promedio del campo y mismos parámetros

promedio obtenidos del nuevo plan propuesto se observa que existen algunas

similitudes en cuanto a ROP, pero se logra optimizar en tiempos de viaje y en

costos por pie que finalmente permitirán una buen rendimiento y ahorro

económico.

EL CPP del campo es de 42.28 USD por pie, este dato es obtenido de la matriz de

pozos que maneja la operadora Rio Napo CEM., El ROP promedio del campo es

de 58,46 pies/hr estos datos son muy importantes para realizar la comparación

posterior con los resultados del plan propuesto.

La grafica muestra estos valores comparados entre los valores obtenidos de ROP,

CCP y tiempo de Viaje del plan de brocas propuesto y el promedio del campo.

La grafica muestra el porcentaje de mejora por cada sección que se obtendría

teóricamente al aplicar el plan de brocas y de para tener una idea más clara en

que parámetros se están mejorando.

217

Figura 51. Comparación de parámetros obtenidos ROP, CCP y Tiempo de Viaje entre el Plan Propuesto de brocas por

sección y el Promedio del Campo.

0

20

40

60

80

100

120

ROP Tiempoviaje

CPP ROP Tiempoviaje

CPP ROP Tiempoviaje

CPP

16" 12 1/4" 8 1/2"

107

10

21

43

29

60

44

15

71

118,28

7,8

18

45,76

21,2

53 44

14,1

60

Promedio del Campo Plan Propuesto

218

Figura 52 Porcentaje de mejora en los parámetros ROP, CCP y Tiempo de Viaje

10,5

22

14,3

6,4

26,9

11,7

0

6

15,5

0,0

5,0

10,0

15,0

20,0

25,0

30,0

ROP Tiempo viaje CPP ROP Tiempo viaje CPP ROP Tiempo viaje CPP

16" 12 1/4" 8 1/2"

PO

RC

ENTA

JE D

E M

EJO

RA

219

El resumen de la perforación de un pozo usando el plan de brocas propuesto se

evidencia en la siguiente tabla donde se muestra el ROP que se obtendría en

promedio así como el costo por pie del pozo.

Tabla N° 79 Resumen de ROP, CCP, Tiempo de viaje del plan de Brocas

Resumen del Plan

Prof. Final (pies)

Pies Perf. Horas Perf.

Neta Tiempo Viaje Rop # Viajes

Costo Lump Sum

CPP

10850 10815 175,5 21,53 62 5 105000 36,73

Como es de suponer el indicador más importante en el cual se reflejan todas las

mejoras es el ahorro de dinero en este caso es el parámetro de Costo por Pie, la

tabla muestra el porcentaje de optimización final en todo los parámetros.

Tabla N° 80 Porcentaje de mejora final ROP, CCP, Tiempo de viaje del plan de

Brocas

ROP Tiempo de viaje

CPP

5,7% 18,3% 13,8%

En rango de costos de perforar un pozo direccional petrolero en el campo Sacha

tiene un costo de entre 2,5 y 3,0 millones de dólares, el costo de un servicio de

brocas es de 105.000 mil dólares por contrato LUMP SUM, este tipo de contrato

no puede ser modificado en su cuantía por lo tanto el costo es fijo y depende de la

compañía de servicios el llevar a cabo este trabajo.

220

Por otro lado un mejor rendimiento de la perforación por efecto de una adecuada

selección de brocas y aplicación de parámetros e hidráulicas optimizadas, dan

como resultado costos por pie más bajos que el promedio que se obtuvo del

campo tal como se observó en la tabla anterior

El costo afectado directamente por el plan propuesto de brocas de perforación del

pozo contempla alrededor de un 60% del total del costo del pozo, es así que

considerando que el costo es promedio es de 2,8 millones de dólares, el ahorro

económico seria el siguiente.

Tabla N° 81 Ahorro calculado de acuerdo al porcentaje de disminución del CPP campo Sacha

Costo del pozo

(millones USD)

60% de influencia

directa del costo

del pozo.

Ahorro teórico

del costo por pie

13,8 %

Costo Final

Promedio del

pozo en USD

2.8 1 680 000

231 840 2 568 160

Tabla N° 82 Ahorro calculado de acuerdo al número de pozos proyectados en el

campo Sacha con el valor del CPP y eliminación de sección de 26 Pulgadas

NÚMERO DE

POZOS

AHORRO

PROYECTADO POR

CPP (USD)

AHORRO

PROYECTADO

POR

ELIMINACIÓN

DE LA SECCIÓN

DE 26 pulg.

AHORRO

TOTAL (USD)

1 231 840 78 100 309 940

11 2 550 240 859 100 3 409 340

36 8 346 240 2 811 600 11 157 840

99 22 952 160 7 731 900 30 684 060

221

CONCLUSIONES Y

RECOMENDACIONES

222

6. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

Al término de este trabajo, se han obtenido las siguientes conclusiones y

recomendaciones:

6.1. CONCLUSIONES

La perforación direccional es una práctica indispensable en la industria

petrolera puesto que de la perforación exitosa de nuevos pozos depende la

extracción máxima de las reservas de los campos.

Las dos clases más importantes de brocas son las de cortadores fijos PDC

y las brocas tricónicas (de dientes de acero y de insertos de carburo de

tungsteno). Es vital entender e identificar las diferencias en cuanto al

mecanismo de corte ya que esto dicta un lineamento a ser más aptas para

un determinado tipo de litología y su por tanto su aplicación será más

efectiva.

Una detallada litología de las formaciones a atravesar es fundamental para

conocer los retos que presenta su perforación y tener una base de

información sobre su dureza para la selección de la broca adecuada.

El equipo de Geología juega un papel importante, son los encargados de

entregar los topes y bases de los yacimientos y en conjunto con la parte

direccional controlar parámetros antes del ingreso a los estratos de

conglomerados, estos nos garantizan el buen desempeño de la broca y

evitar posibles viajes no planificados por cambio de broca.

la prognosis de los topes y bases de las formaciones debe ser lo más

precioso posible teniendo en cuenta que un cambio brusco de litología

puede ser crítico para la vida de la broca y su desempeño, por lo tanto se

223

debe tener muy en cuenta esta información sobre todo en formaciones

criticas como conglomerados y la formación Napo.

El control de parámetros siguiendo la prognosis geológica debe ser

estrictamente seguida 30 pies antes y 30 pies después del tope y base

respectivamente en los conglomerados de la formación Tiyuyacu. Es vital

para prevenir un desgaste masivo de la broca mantener la ROP entre 30-40

ft/hr, RPM en superficie entre 30 y 40 y peso moderado de 10 a 15 Klbs.

Esto impedirá que ocasione viajes adicionales por cambio de herramienta o

por daño en los componentes del BHA.

Cuando se atraviesa los conglomerados la velocidad de penetración no es

el parámetro más importante sino más bien cuidar la integridad de las

herramientas y del pozo.

La configuración mecánica del pozo debe ser la más simple posible para

minimizar costos y ahorrar tiempo de operaciones con torre.

La sección de 26 pulgadas para el campo sacha puede ser eliminada del

plan de perforación, debido a que esta sección tiene mayor complejidad

operativa y logística que iniciar la perforación con una broca de similares

características de 16” el objetivo es aislar las sección superficial de

entradas de agua y pasar la zona de los cantos rodados.

La selección del IADC adecuado se realiza teniendo en cuanta la litología

que atravesara cada broca, así como también la dureza de las formaciones

según su profundidad y el perfil direccional que se necesite.

Durante la perforación es indispensable la permanente comunicación con el

departamento direccional y de lodos así como con el company man para

lograr la perforación de un pozo no solo de manera rápida sino que permita

224

mantener a integridad del miso y principalmente alcanzar el objetivo

geológico con la mayor precisión posible.

El lodo o fluido de perforación desempeña un papel vital en el desempeño

de las brocas de perforación puesto que de sus propiedades depende entre

otros la limpieza de fondo de pozo la estabilidad de las paredes del hoyo y

mantener la cara de la broca limpia y con su frente de ataque libre para

perforar.

Los parámetros hidráulicos son extremadamente importantes para lograr

ratas de penetración más elevadas, adecuada limpieza del pozo, manejo de

presión disponible y permitir corridas más largas de una broca sin

necesidad de viajes de calibración.

Los parámetros hidráulicos deben ser calculados y ajustados tomando en

cuenta los arreglos de boquillas de cada broca, las profundidades finales de

corrida, parámetros de lodo de perforación y BHA así como también la

litología que se esté atravesando. Este cálculo debe hacerse diariamente a

la profundidad que se encuentre la broca y esto permitirá tener una idea

clara de la limpieza del pozo y la optimización de la ROP.

La caída de presión en la broca es clave para otorgarle potencia hidráulica

velocidad en los jets y fuerza de impacto que son parámetros hidráulicos

que optimizan el desempeño de la broca y la limpieza del pozo.

El HSI es un parámetro fundamental para realizar la perforación hidráulica

en arcilla y lutitas sobre todo poco consolidadas, también es de ayuda

fundamental en las calizas y areniscas de la formación Napo.

La hidráulicas para optimizar la perforación será de HSI (>2.5), sobretodo

en la formación Tena que es muy arcillosa y en la cual se pueden presentar

embolamientos.

225

Es necesario desarrollar una metodología de selección de brocas y sus

parámetros de operación para cada sección y litología, de esta manera se

puede seguir los lineamientos técnicos adecuados para realizar la mejor

selección que otorgue los mejores resultados.

La correlación con los pozos del campo sobre el tipo de brocas sus

características, parámetros de perforación, calificación de desgaste por

cada sección y litología es la base para esta metodología e indispensable

para realizar una selección adecuada y diseñar un plan de brocas para el

campo Sacha.

El análisis y manejo de la información histórica de perforación disponible

debe ser siempre tomada en cuneta en el diseño y selección de cualquier

plan de perforación incluyendo el plan de brocas.

Teóricamente podemos optimizar el ROP promedio del campo siguiendo

este plan de brocas sus parámetros e hidráulicas en un 5,6% .

Desde el punto de vista económico es beneficioso eliminar a sección de 26

pulgadas puesto que se ahorra aproximadamente $78100 por pozo y se

disminuye complejidad operativa.

En las secciones de 16, 12 ¼ y 8 ½ pulgadas se logra una disminución de

costo por pie perforado en 14,3% 11,7% y 15,5% respectivamente

El tiempo promedio de perforación de un pozo hasta su profundidad final

siguiendo el plan propuesto será de 17,5 días.

El costo por pie final del plan es de 36,45$/ft lo que permite una mejora de

13,8% del Costo por pie promedio del campo de 42,28$/ft y un ahorro de

$231,840 dólares por pozo que sumados al ahorro de la eliminación de la

sección de 26” permiten un ahorro por pozo total de $309.940

226

El desarrollo de un plan mejorado de brocas y los benéficos operativos y

económicos que este plan arroja tienen sentido debido a él plan de

desarrollo del campo Sacha con las proyecciones de perforación de pozos

nuevos para explotar con sus nuevas reservas descubiertas.

Un plan de brocas puede ser más efectivo si es parte integral de un plan de

perforación optimizado que también contempla un plan de lodos, diseños de

BHA y planes de cementación y corrida de casing así como una correcta

operación del taladro y las bombas de lodo.

6.2. RECOMENDACIONES

Revisar, analizar y filtrar la información de perforación del campo para

determinar cuáles son las mejores prácticas operativas, parámetros de

perforación y brocas que han dado mejor resultado en cada sección

Tener a disposición información geológica y litológica clara del campo, para

conocer las profundidades estimadas de los topes y bases de las

formaciones a fin de determinar que broca puede ser recomendable para

cada litología y que parámetros de perforación e hidráulicos aplicar.

Seleccionar el código IADC de cada broca de acuerdo a la litología que van

perforar y al perfil direccional que se necesite.

Mantener una comunicación constante y clara con los departamentos de

lodos, direccionales y geológicos a fin de realizar un plan de brocas con la

mayor cantidad de información posible minimizando el error y aumentado

las probabilidades de optimizar la perforación del pozo.

227

Determinar el número de aletas de la broca PDC y tamaño de los

cortadores siguiendo los lineamientos de UCS de cada tipo de litología y

correlacionarlo con las brocas usadas en el campo en pozos vecinos.

Correr hidráulicas de perforación constantemente a la profundidad diaria a

fin de ir ajustando el rendimiento de la broca lo mejor posible y obtener una

buena limpieza del pozo.

Seleccionar el tamaño de boquillas adecuado según la presiones y

parámetros hidráulicos que se obtengan, no sobrepasar los límites

permisibles de presión de las bombas de superficie.

Analizar evaluaciones de desgaste de las brocas que se han usado en el

campo por sección y litología a fin de determinar que brocas han obtenido

mejor desempeño y menor desgaste para obtener una buena base para la

selección.

Mantener el peso sobre la broca y RPM’s dentro de las especificaciones del

fabricante y no sobrepásalos a fin de evitar daños catastróficos en la broca

y BHA.

Atravesar siempre la sección inicial de 16 pulgadas con broca tricónica de

dientes de acero para atravesar los boulders o cantos rodados que podrían

dañar una broca de PDC. Confirmar con el departamento de geología una

vez se hay atravesado esta zona y que en las muestras se evidencie la

presencia de arcillas +/- 500 pies.

En la segunda sección de 16 pulgadas se recomienda maximizar la tasa de

flujo de lodo a fin de lograr HSI mayores a 2 hp/pulg2 en esta sección de

arcillas donde el ROP se ve muy optimizada por el impacto hidráulico y las

RPMs.

228

En la sección de 12 ¼ pulgadas se debe usar en la sección superior una

broca con doble hiera de cortadores garantizando la integridad de la broca.

Se recomienda un motor de baja velocidad (0,17 rev/galon) para no exceder

las 150 rpm en fondo.

En la sección de 12 ¼ pulgadas Controlar parámetros en conglomerado

superior e inferior, se recomienda el menor número de vueltas (RPM

totales) en la broca disminuyendo el caudal sin descuidar la limpieza del

hueco y asegurando el correcto funcionamiento del motor (Brocas PDC).

Por este motivo se recomienda un motor de baja velocidad para esta

sección.

Seguir de manera precisa y constante el control de parámetros en el

conglomerado superior, respetando la prognosis entregada por el

departamento de geología y mantener el control hasta que se confirme la

presencia de arcillas de modo que la broca que perfora esta zona logre

llegar al conglomerado inferior de chert antes de realizar el cambio de

broca.

En la formación Tena se debe usar el mayor caudal posible (900 GPM) para

evitar el embolamiento de la broca y optimizar la ROP.

En la formación napo la broca de 8 ½ pulgadas debe tener doble línea de

cortadores y protección en el calibre puesto que son formaciones

medianamente duras muy intercaladas que pueden provocar desgaste

prematuro, perdida de avance y viajes no programados pro cambio de

broca

229

Se recomienda un motor de baja velocidad (0.28 rev/galón) para evitar

sobregirar (rpm) el ensamblaje de fondo debido a la diversidad de litologías

a encontrarse en la sección Napo (calizas, lutitas, arenas, etc.) y causar el

daño prematuro en la broca y Evitar vibraciones de cualquier tipo o buscar

mitigar las mismas para minimizar el daño en la estructura de corte de la

broca, sobretodo en el área del calibre.

Evitar en lo posible el excesivo rimado en las zonas abrasivas.

Los viajes de calibración se deben realizar a las 50 horas a fin de mantener

el hoyo en buenas condiciones y estable e impedir posteriores pegas de

tubería.

Minimizar el número de viajes de tubería por cualquier motivo es

fundamental para optimizar el proceso.

Se recomienda la eliminación de la sección de 26 pulgadas por aspectos

técnicos y económicos ya explicados.

Seguir el plan de brocas de manera muy certera y precisa para lograr

obtener los beneficios operacionales y económicos que se proyectan.

230

NOMENCLATURA

ANNULUS Es el espacio entre la tubería de

perforación y la pared del hueco o el

interior del revestimiento

BHA Ensamble de fondo

BHHP Caballaje hidráulico de la broca

BOP Preventor de reventones

CSG Tubería de revestimiento

DC Tubería de perforación pesada

(lastrabarrena)

DLS Severidad de la pata de perro

DP Tubería de perforación

ECD Límite de la densidad equivalente de

circulación

GPM Galones por minuto “caudal”

HSI Índice de Presión por pulgada cuadrada

con la que impacta el fluido contra la

formación

HWDP Tubería de perforación extra pesada

IADC Asociación Internacional de

Contratistas de Perforación

KOP Inicio de la Curvatura en la Trayectoria

231

del Pozo

LNR Tubería colgada

LWD Registrando mientras se perfora

MD Profundidad medida en la trayectoria

del hueco

MWD Midiendo mientras se perfora

PDC Diamante policristalino compacto

PSI Presión del fluido

PV Viscosidad plástica

ROP Tasa de penetración

RPM Revoluciones por minuto

SPM Estroques por minuto

SPP Máxima presión de tubería vertical

TBG Tubería de producción

TFA Área total de flujo de las boquillas en la

broca

TOOLFACE Orientador de la herramienta

TVD Profundidad medida desde la vertical

WOB Peso sobre la broca

YP Punto cedente

232

BIBLIOGRAFÍA

1. ADAMS, N. J. (1985). “Drilling Engineering, A Complete Well Planning

Approach”. TULSA.

2. Afrouz, A. (1992). Practical Handbook of Rock Mass Classification Systems

and Modes. LONDON: CRC PRESS.

3. ARCH. (2014). Archivo . Quito.

4. BAKER HUGHES. (2007). DRILLING ENGENEERING BOOK. TULSA.

5. BAKER HUGHES. (2010). Hughes Naming and Features. EEUU.

6. BAKER HUGHES. (2010). Recaps Pozos perforados en Sacha. Quito.

7. BAKER HUGHES. (2014). BHIO DRILLING PROGRAMS. QUITO.

8. BAKER HUGHES. (2014). PERFORMANCE ALL BIT RUNS. QUITO.

9. BAKER HUGHES. (2014). RECAP POZOS SACHA. QUITO.

10. Burgoyne, A. (1991). Applied Drilling Engineering. Texas.

11. Carden, R. (2007). Horizontal and Directional Drilling. PetroSkill.

12. CCDC. (2012). Programas de Perforación en el campo Sacha. Quito.

13. EL COMERCIO, E. (2014). Sacha sorprende con nuevas reservas de

petróleo. QUITO, Pichincha, Ecuador.

14. ENI AGIP. (1999). Drilling Design Manual.

15. GEODIAMOND. (2011). GeoDiamond Dull Grading Manual. Houston:

IceBerg Graphics.

16. HALIBURTON. (2012). AEC ROLLER CONE.

17. HALLIBURTON. (2008). DULL GRADING MANUAL. HOUSTON, TEXAS.

18. Halliburton. (2012). The Bit Runner's Handbook.

19. HALLIBURTON, S. D. (2007). Directional Drilling Manual.

20. Johancsik, e. a. (2002). Torque and Drag in Directional Wells- Prediction

and Measurement. SPE.

233

21. Mayes, T., & Waker, R. (1998). Design of Muds for Carrying Capacity. SPE.

22. Mitchell, B. (1995). Advanced Oilwell Drilling Enginnering. En B. Mitchell,

Advanced Oilwell Drilling Enginnering (pág. 404).

23. Osorio, R. (2002). Perforación de Pozos Petroleros.

24. PEMEX. (2008). Barrenas e Hidráulicas de Perforación . México DF.

25. PEMEX. (2009). Guia para la Selección de Brocas. Mexico DF.

26. PEMEX. (2009). Guia Para la Selección de Brocas. México DF.

27. PETROPRODUCCIÓN. (2010). Archivo Campo Sacha.

28. PRASSL, W. (2003). Drilling Engineering. En W. PRASSL. Curtin University

of Technology.

29. Rafael, O. (2008).

30. RIO NAPO CEM. (2011). ARCHIVO DE PRODUCCIÓN CAMPO SACHA.

31. RIO NAPO CEM. (26 de Septiembre de 2014). RIO NAPO CEM .

Recuperado el SPptiembre de 2014, de www.rionapocem.com.ec

32. Rio Napo CEM. (9 de Enero de 2015). Producción Diaría ORN-Sacha.

Recuperado el 15 de Enero de 2015, de

http://www.rionapocem.com.ec/images/contenidos/producciondiaria.pdf

33. RIO NAPO, C. (2012). Reporte de Producción y Pozos Perforados. Quito.

34. Schlumberger. (2004). “Tecnología de Perforación”.

35. SCHLUMBERGER. (2006). Nuevos Rumbos en la Perforación rotativa

Direcconal . Oil Field Review.

36. SMITH INTERNATIONAL. (2005). TEORIA DE MECHAS.

ANEXOS

234

Anexo # 1 Programa de Brocas pozo Sacha 241D


235


Anexo # 2 Programa de Brocas pozo Sacha 422D

236

Anexo # 3 Boquillas usadas las brocas del pozo Sacha 241D


Anexo # 4 Boquillas usadas las brocas del pozo Sacha 422D


237

Anexo # 5 Evaluación de la broca triconica de 26" Pozo 221D

Desgaste:


238

Anexo # 6 Evaluación de la broca PDC de 16 pulgadas Pozo 241D

Desgaste:


239

Anexo # 7 Evaluación de Desgaste de la broca PDC de 12 ¼ pulgadas Pozo 241D

Desgaste:


240

Anexo # 8 Cortadores y Aletas de la broca PDC de 12 ¼ pulgadas después de

atravesar el conglomerado Superior de Tiyuyacu Pozo 241D


241

Anexo # 9 Calificación de desgaste de la Broca Tricónica de Insertos para el

Conglomerado Inferior en el pozo Sacha 422D

Desgaste:


242

Anexo # 10 Evaluación de Desgaste de la broca PDC de 8.5 pulgadas Pozo 241D

Desgaste:


243

Anexo # 11 Masterlog de litología Conglomerado inferior pozo Sacha 282D

Fuente: (Petrokem, 2014)

244

Anexo # 12 Perfil Direccional del pozo Sacha 241D


ANÁLISIS Y DISEÑO DE UN PLAN DE BROCAS ESTANDARIZADO ...

Documents

Transcript of ANÁLISIS Y DISEÑO DE UN PLAN DE BROCAS ESTANDARIZADO ...