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UNIVERSIDAD DE AQUINO BOLIVIA FACULTAD DE CIENCIA Y TECNOLOGÍA CARRERA DE INGENIERIA EN GAS Y PETROLEO

Perforación con la tecnología MPD para el control de presión Título

inyectando nitrógeno mediante el método Bullheading en el pozo HCY-2 tramo 3600-4200 del campo Huacaya . Nombres y Apellidos

Autor/es

Vania Thaylin Chocata Gomez

201307612

Alondra Mayra Laime Adrián

201207477

Ingrid Andrea Miranda Quispe

201106679

Pablo Ayrton Chavarria Huanca

200402615

Christian Teran Montaño

200405775

Carrera

Ing. en Gas y Petróleo

Docente

Ing. Gabriel Perez Ortiz

Fecha

Códigos

de mayo del 2020

Índice INTRODUCCION ................................................................ Error! Bookmark not defined. 1

PROYECTOS DE INVESTIGACIÓN ......................................................................... 2

1.1

Tipos de investigación ................................................................................................ 2

1.2

Definición de mini Proyecto ....................................... Error! Bookmark not defined.

OBJETIVO GENERAL ........................................................ Error! Bookmark not defined. 1.2.

Formación Abrasiva ................................................................................................... 3

1.3.

Perforación ................................................................................................................. 4

1.4.

Lodo de Perforación (Fluido de Perforación) ............................................................ 4

1.4.1.

Elegir la mejor de las dos alternativas del OBM Y WBM..................................... 4

1.5.

Tipos de pozos............................................................. Error! Bookmark not defined.

1.6.

Pozos Horizontales ..................................................... Error! Bookmark not defined.

1.6.1. 1.7.

Pozos Multilaterales ................................................ Error! Bookmark not defined. Profundidad TVD y MD ............................................ Error! Bookmark not defined.

5.7.2 Profundidad medida (MD) ........................................... Error! Bookmark not defined. 1.8.

Presion ........................................................................ Error! Bookmark not defined.

1.8.1.

Presión de Formación ............................................. Error! Bookmark not defined.

1.8.2.

Presión Hidrostática ............................................... Error! Bookmark not defined.

1.9.

BLOW OUT PREVENTOR (BOP) ........................... Error! Bookmark not defined.

1.9.1.

TIPOS DE BOP....................................................... Error! Bookmark not defined.

1.10.

EXPLICACION DE LA TECNICA ....................... Error! Bookmark not defined.

1.10.1. Nivel autogestionado ............................................... Error! Bookmark not defined. 1.10.2. Nivel automatizado ................................................. Error! Bookmark not defined. 1.10.3. Nivel optimizado ..................................................... Error! Bookmark not defined. 1.10.4. Nivel sigma .............................................................. Error! Bookmark not defined. 1.6.

DESARROLLO DEL MINI PROYECTO ................ Error! Bookmark not defined.

1.6.1.

Recolección y Procesamiento de Datos................................................................. 45

1.6.2.

Análisis de la información .................................................................................... 52

1.6.3.

Propuesta y Justificación de soluciones................................................................ 58

1.8.

CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ......... Error! Bookmark not defined.

INTRODUCCION ................................................................ Error! Bookmark not defined. 1.1.

PROYECTOS DE INVESTIGACIÓN ...................... Error! Bookmark not defined.

1.2.

OBJETIVOS DEL PROYECTO DE GRADO ......... Error! Bookmark not defined.

1.3.

MARCO REFERENCIAL ......................................... Error! Bookmark not defined.

1.4.

DESARROLLO DEL MINI PROYECTO ................ Error! Bookmark not defined.

1.5.

APLICACIÓN PRACTICA ....................................... Error! Bookmark not defined.

1.6.

CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ......... Error! Bookmark not defined.

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INTRODUCCION La finalidad por la cual se desarrolla este proyecto es para poder reducir los tiempos de perforación del tramo 3600-4200 (m) del pozo HCY-2 de campo Huacaya ubicado en el departamento de Santa Cruz utilizando la técnica MPD y por medio del método Bullheading se inyectara Nitrogeno para el control de presión. Las razones del proyecto es las características geológicas que presenta las formaciones en el tramo 3600-4200 (m) del pozo HCY-2 y controla la presión de fondo e incrementar que la ROP por tal motivo se propone utilizar la técnica MPD para dar mayor seguridad en las operaciones de perforación de pozos. Lo que se espera del proyecto, es controlar la presión de fondo con método Bullheading e incrementar la ROP reduciendo los tiempos de la perforación con la técnica MPD en el tramo 3600-4200 (m) del pozo HCY-2.

INTRODUCTION

The proposal by which this project is developed is to be able to reduce the drilling times of the section 3600-4200 (m) of the HCY-2 well of the Huacaya field located in the department of Santa Cruz using the MPD technique and through the method Bullheading will inject Nitrogen for pressure control. The reasons for the project are the geological characteristics of the formations in the 36004200 (m) section of the HCY-2 well, and it controls the bottom pressure and increases the ROP. For this reason, it is proposed to use the MPD technique to provide greater security. in well drilling operations. What is expected from the project is to control the bottom pressure with the Bullheading method and increase the ROP by reducing drilling times with the MPD technique in section 3600-4200 (m) of the HCY-2 well.

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1 1.1

PROYECTOS DE INVESTIGACIÓN Tipos de investigación

La Investigación descriptiva y aplicada o tecnológica, Tiene como objetivo confrontar la teoría con los hechos de la realidad: a problemas, circunstancias y características concretas, con resultados generalmente inmediatos. Ésta se fundamenta en los resultados de una investigación básica de tipo investigativa en el campo de la ciencia. Estamos usando

1.2 Definicion

En la industria petrolera, la tecnología MPD optimiza la ROP en una perforación de pozos petroleros tiene una gran importancia, para poder realizar un buen trabajo de completación y por el método de Bullheading es uno de los metodos de control de pozos que involucra el bombeo de fluidos de la formación de regreso a la misma en un pozo cerrado. El campo Huacaya es geológicamente similar al megacampo Margarita (Tarija), teniendo gas para impulsar al sector y aumentar las reservas gasíferas que tiene el país

La finalidad es mejorar los problemas que se presentan en la sección de estudio y perforar con la tecnología MPD para el control de presión inyectando nitrógeno mediante el método Bullheading en el pozo HCY-2 tramo 3600-4200 del campo Huacaya asi también evaluar los registros y datos que se tiene de la formación Iquiri, Los Monos para realizar los cálculos requeridos.

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1.3.Objetivo general.

Proponer la perforación con la tecnología MPD para el control de presion inyectando nitrógeno mediante el método Bullheading en el pozo HCY-2 tramo 3600-4200

del campo

Huacaya .

1° Objetivo específico. – Analizar las características de las formaciones productoras del pozo HCY-2. 2°Objetivo específico. – Calcular la leack of test y la ingeniería básica para posible operación de ahogo del pozo con el método bullheading. 3°Objetivo específico. – Realizar una tabla comparativa de los posibles escenarios que pudo haber sufrido el pozo HCY-2 sin una intervención adecuada del método bullheading

2.

MARCO REFERENCIAL

2.1. Formación Una formación o formación geológica es una unidad litoestratigráfica formal que define cuerpos de rocas caracterizados por unas propiedades litológicas comunes (composición y estructura) que las diferencian de las adyacentes. Es la principal unidad de división litoestratigráfica. Pueden asociarse en unidades mayores (grupos), subdividirse (miembros) o diferenciarse unidades menores significativas.

2.2. Formación Abrasiva Formación de roca constituida por granos o minerales duros con alta angulosidad. Que pueden provocar bajadas de ROP al momento de la perforación, la abrasividad se refiere al desgaste que produce un mineral sobre otro mineral u otro objeto por fricción por lo general el cuarzo es el mineral más abrasivo y por eso los trépanos que se emplean son de un material más duro como corindón y diamante.

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2.3. Perforación La operación de perforación puede ser definida como el proceso de “HACER UN AGUJERO”, es decir, un pozo cuyo objetivo es alcanzar el yacimiento (roca almacenadora) y conducir los hidrocarburos a la superficie. Así de simple como parece la definición, la operación de hacer un agujero es una tarea bastante compleja, delicada y costosa, por lo que debe ser planeada y ejecutada de tal manera que se efectúe en una forma segura y eficiente, para que finalmente se obtenga un pozo al mínimo costo y que permita conducir los hidrocarburos a la superficie.

2.4. Lodo de Perforación (Fluido de Perforación) Una mezcla de arcillas, agua y productos químicos utilizada en las operaciones de perforación para lubricar y enfriar el trepano, para elevar hasta la superficie el material que va cortando el trepano, para evitar el colapso de las paredes del pozo y para mantener bajo control el flujo ascendente del aceite o del gas. Es circulado a través de la tubería de perforación y hacia arriba hasta la superficie por el espacio entre la tubería de perforación y la pared del pozo (espacio anular). Los fluidos de perforación deben cumplir los siguientes requisitos: 

Adecuada reologia y densidad



Control de filtro



Mínima interacción roca-fluido



Cumplir los requisitos ambientales a costo razonable



Mínima corrosión



Lubricidad

2.4.1. Elegir la mejor de las dos alternativas del OBM Y WBM Utilizar un lodo a base de petróleo (OBM) durante la perforación para aumentar la eficiencia,

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reducir el riesgo y estabilizar el pozo, y luego convertir el OBM en un lodo a base de agua (WBM) para mejorarla limpieza y minimizar el deterioro de la terminación.

Figura 2: lodo a base de petroleo- lodo a base de agua Fuente: fluidos de perforación de emulsión (Schlumberger)

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Figura 3: fluidos OBM Y WBM Fuente: fluidos de perforación de emulsión (Schlumberger)

PERFORACIÓN CON MANEJO DE LA PRESIÓN (MPD)

1.1 PERFORACIÓN DE POZOS El propósito principal de perforar es construir un pozo; y sin importar que el pozo a perforar, sea exploratorio o un pozo de desarrollo, este necesita de la ejecución de algunos

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elementos para alcanzar tal propósito principal.

•

Penetración efectiva deltrepano

•

Mantener la integridad del pozo

•

Transporte de recortes

•

Libertad de movimiento de la tubería de perforación

•

Control de flujo en y fuera del pozo

•

Alcanzar el objetivo

•

Alcanzar el tiempo de ejecución esperado

•

Mantener el presupuesto

Con el tiempo, la posibilidad de encontrar reservas altamente productivas se ha reducido, y los actuales campos productores se depletan, las perspectivas de la perforación se hacen más marginales y de mayor reto; así la ejecución de los elementos mencionados arriba, en algunos casos, ya no pueden ser cumplidos con las técnicas comúnmente conocidas y usadas durante décadas.

La nueva tecnología viene a brindar una nueva oportunidad para la perforación de regiones que se pensaban imperforables por muchos aspectos, dando lugar a la iniciativa del planteamiento de nuevos procedimientos o mejoramiento de los existentes para la perforación y control del pozo.

1.2 PERFORACIÓN CONVENCIONAL Desde la perforación del primer pozo en Estados Unidos, se ha desarrollado un criterio básico para el control de las presiones de formación; este es el de evitar el influjo de fluidos

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de formación a superficie, esto se logra con el control de la columna estática ejercida por el fluido de perforación. A esta técnica se la conoce como perforación sobre balance, técnica en la que en todo momento se mantiene una presión de fondo de pozo mayor que la presión de la formación expuesta.

Para la aplicación de la perforación sobre balance, la presión de fondo de pozo debe ser mayor que la presión de formación; y cuando el fluido de perforación este estático, es decir sin circular, existe una presión hidrostática debida a la columna de lodo, donde la presiónhidrostática (PHyd) es mayor o iguala la presión de fondo depozo (PBH): PHyd ≥ PBH

Pero una vez las bombas son activadas y el sistema es dinámico otra vez se añade un nuevo componente al equilibrio (PAF):

PHyd + PAF = PBH

La presión anular PAF es la presión debida a la fricción que ocurre entre el fluido de perforación y cualquier otra superficie, como las paredes exteriores de las tuberías o la pared del pozo. La presión anular es función de los siguientes parámetros:

•

Velocidad de flujo

•

Geometría del pozo o

Diámetro de la tubería

o

Diámetro del pozo abierto

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o

Longitud de la tubería

Longitud del pozo abierto •

•

Rugosidad de la superficie o

Entre tubería y tubería

o

Entre la tubería y la formación

Propiedades de la lechada o

Densidad

o

Reología

o

Recortes

El manejo de la presión anular se realiza principalmente mediante el control de la densidad y las velocidades de flujo de las bombas de lodo; donde la presión de fondo de pozo PBH, es función de la columna hidrostática en la condición estática, y juntas PAF y PBH contribuyen dinámicamente al control de la presión de fondo cuando las bombas de lodo están circulando el fluido de perforación.

Otro término que describe la presión en el pozo es la densidad equivalente del lodo (EMW, Equivalent Mud Weight, por sus siglas en ingles), comúnmente conocida como densidad equivalente de circulación (ECD, Equivalent Circulating Density), ambos términos se definencomo presiones en cualquier profundidad entérminos de densidad.

Desde un punto de vista hidráulico, el objetivo de la perforación es el de construir un pozo que este dentro de una ventana limitada por la curva de presión de fractura de la formación y la presión de poro de esta (Drilling Window, Ventana de Perforación.

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En el pasado la curva de perforación mostrada era común, debida a que los reservorios encontrados eran nuevos; en el presente dicha ventana se ha reducido debido a que más frecuentemente se realizan re entradas en campos viejos pues los campos nuevos son cada vez más escasos.

Debido al agotamiento de los campos, las nuevas perforaciones se encuentran limitadas cada vez más, esto se refleja en la reducción, cada vez más común, del área limitada por la curva de la presión de fractura de la formación y la curva de presión de poro de la formación, esto es evidente en la ventana de perforación mostrada . Otro aspecto que no debe ser ignorado para la reducción de la ventana de perforación lo constituye la presión de colapso, que en algunos casos es igual o mayor que la presión de poro (Fig. 1.3).

Durante la perforación, la realización de ciertas operaciones que contribuyen en la fase de terminación del pozo, como bajada de cañería, Registros, pruebas de formación, etc., constituyen aspectos importantes para el normal desenvolvimiento de las operaciones de perforación. En la perforación convencional donde el circuito de lodos está abierto a la atmósfera, con frecuencia se confronta problemas de pegamiento de herramienta y/o amagos de reventón, lo que causa un incremento en el costo del pozo, pues el tiempo no productivo (NPT) se incrementa, además causando situaciones que pueden ser desconocidas por la cuadrilla que podrían llevar a prácticas inseguras si es que el personal no se encuentra bien entrenado. El monitoreo adecuado de la presión en el anular para un sistema abierto no es posible, solo es posible cuando el pozo es cerrado durante un amago de reventón, durante esta operación se pierde tiempo valioso en la observación del flujo que retorna por el anular, tiempo durante el cual el influjo podría empeorar, este tiempo desperdiciado viene a sumarse al NTP que incide directamente en el costo del pozo.

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Usualmente no se puede resolver de manera total un amago, pues la solución planteada a esta puede acarrear otros problemas, como perdidas de circulación cuando por tratar de ahogar el pozo y haber utilizado un lodo densificado se sobrepasa la presión de fracturamiento y se produce una pérdida de circulación, debido a que cuando la circulación se reinicia la presión por fricción se suma a las condiciones dinámicas (Fig. 1.4), demoras que al final se traducen en un incremento del NPT.

La pérdida de presión por fricción se define como la diferencia entre la presión de descarga aguas arriba y la presión de succión aguas abajo debida a la fricción; la cantidad de energía perdida entre los nodos depende del caudal, tamaño de la cañería, y características de fluido .

La pérdida continua del fluido de perforación hacia la formación no solo daña el potencial futuro de producción sino que también podría llevar a situaciones de control de pozo; la perdida de lodo tendrá que ser reemplazada de lo contrario la presión ejercida por la columna de lodo disminuirá y la posibilidad de un influjo y hasta su conversión en reventón aumenta con el tiempo.

1.3 PERFORACIÓN BAJO BALANCE Los orígenes del MPD se pueden encontrar en la utilización de específicas tecnologías desarrolladas por su antecesor; la perforación bajo balance (UBD).

La perforación bajo balance ha sido definida como una condición generada en cualquier momento que la presión de fondo de pozo en una perforación, completación, estimulación o intervención (la presión ejercida por la columna hidrostática del fluido y caídas de presión por fricción) es menor que la presión efectiva de formación.

situación con la adición de gas natural, Nitrógeno o aire a la fase liquida del fluido de perforación. 11

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La presión efectiva de circulación en fondo pozo del fluido de perforación es igual a la presión hidrostática de la columna de fluido, más las presiones debidas a fricción y la presión aplicada en superficie.

Perforación Sobre Balance OBD: Preservorio < P fondo pozo = Phidrostatica + P friccion + Pchoke Perforación Bajo Balance UBD: Preservorio > P fondo pozo = Phidrostatica + P friccion + Pchoke

En la perforación convencional de pozos (sobre balance) existe una presión hidrostática debida a la columna de fluido de perforación que siempre es diseñada para ser mayor a la presión de formación y que además representa el primer mecanismo de control de pozo (Fig. 1.6a).

En la perforación bajo balance un fluido más liviano reemplaza a la columna de fluido utilizada en la perforación convencional; entonces la presión de pozo en la perforación bajo balance es diseñada intencionalmente para ser menor a la presión de formación (Fig. 1.6b). Debido a que en la perforación bajo balance el fluido de perforación no actúa como un mecanismo de control de pozo, es que tal control se ejerce por tres mecanismos diferentes:

1. Presión hidrostática (pasiva), debida a los materiales en fondo pozo (densidades del fluido de perforación y recortes).

2. Presión debido a la fricción (dinámica), producida por el movimiento del fluido.

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3. Presión de Choke (de confinamiento o activa), producida por el sellado de la tubería que da como resultado una presión positiva en superficie.

Cuando se perfora bajo balance se produce un influjo de fluidos de formación que deben ser controlados y manejados en equipos superficiales. En condiciones de bajo balance no existe la formación de revoque así como tampoco existe la invasión de sólidos ni fluido de perforación hacia la formación, lo cual mejora la productividad del pozo al minimizar o casi eliminar el daño a la formación.

Una de las principales diferencias entre la perforación bajo balance y la convencional es que en la perforación convencional el control de presión es el factor principal para el control de pozo, mientras en la perforación bajo balance el control de flujo es el factor principal para el control de pozo.

Durante la perforación bajo balance los fluidos del pozo retornan a un sistema cerrado en superficie el BOP permanece cerrado, pues el pozo permanece aportando durante la perforación. Mientras en la perforación convencional, el BOP permanece abierto y los fluidos de pozo retornan a un sistema abierto a la atmósfera. El control.

secundario de pozo para la perforación bajo balance es aun provisto por los BOP como lo es en la perforación convencional.

Las operaciones de perforación bajo balance se refieren a la construcción y mantenimiento de pozos con empleo de equipos apropiados y controles donde la presión en fondo pozo es menor que la presión de formación, dando lugar a influjo intencionado de los fluidos de formación a superficie.

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En adición al mejoramiento de la rata de penetración, los principales objetivos de la perforación bajo balance son el de proteger, caracterizar y preservar el reservorio mientras se perfora, para que el potencial del pozo no se vea comprometido. Para alcanzar esto se alienta el influjo al pozo, situación que es controlada por tres equipos principales en superficie:

•

Cabeza rotativa (RCD)

•

Manifold de perforación

•

Separadores multifásicos

Si el pozo esta siendo producido mientras se perfora, el gas producido es quemado, re circulado o enviado a una planta.

1.4 PERFORACIÓN CON MANEJO DE LA PRESIÓN (MPD) Al contrario de la perforación bajo balance, la perforación con manejo de la presión no incentiva el influjo de fluidos al pozo. El objetivo principal del MPD es el de mitigar los riesgos durante la perforación e incrementar la eficiencia de operación por la disminución del tiempo no productivo (NPT). Los problemas operativos de perforación más relacionados con el NPT son:

•

Perdida de circulación

•

Pegamiento diferencial

•

Inestabilidad de pozo

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•

Incidentes de control de pozo

A continuación se brinda un breve resumen de cada uno de los problemas mencionados; incluyendo: causales, detección, prevención y soluciones convencionales a estos problemas.

1.4.1

Perdida de Circulación

La pérdida de circulación, es decir la pérdida de fluido de perforación hacia la formación (Figura 1.7), es uno de los problemas más críticos que se pueden encontrar durante la perforación convencional.

Una pérdida parcial de lodo a la formación no tiene necesariamente consecuencias inmediatas que impidan continuar con la perforación. Sin embargo las consecuencias pueden ser más severas si la rata de pérdidas aumenta o si se pierde completamente la circulación. Las consecuencias más comunes debidas a la perdida de circulación se mencionan a continuación.

•

Una pérdida en la cabeza hidrostática puede hacer que entren al pozo fluidos provenientes de las formaciones perforadas.

•

Daño a la formación (reducción de la permeabilidad de la formación, debida a los sólidos del lodo, lo cual no sólo impediría tomar unos buenos registros, sino también dañara el potencial productor de la zona de interés).

•

La pérdida de lodo hacia la formación encárese los costos de perforación.

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•

Problemas asociados deperforación.

Figura 1.7: Zona de Pérdida de Circulación Fuente: Well Control for the Drilling Team

Ocurrencias Hay varias situaciones de ocurrencias naturales o bien inducidas durante la perforación que pueden causar una pérdida de circulación:

•

Arenas superficiales frágiles e inconsolidadas.

•

Formaciones cavernosas o fracturadas naturalmente.

•

Reservorios depletados o formaciones con presiones sub‐normales, donde la densidad del lodo supera a la de formación.

•

Formaciones que se han debilitado o fracturado por operaciones de perforación incorrectas (Excesiva densidad del lodo, excesiva presión de circulación, presiones de surgencia o incrementos de presión al bajar tubería o al cerrar el pozo).

Detección Una alerta por una zona de pérdida puede ser dada por un aumento en la rata de perforación, esto puede ser debido a que la formación encontrada es frágil, inconsolidada, cavernosa o extremadamenteporosa.

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Las fracturas pueden ser detectadas por un incremento súbito en la rata de penetración acompañada por torque alto y errático.

La pérdida de circulación inicialmente será detectada por una reducción de flujo de lodo hacia la superficie, acompañada de una pérdida de presión. Si la situación continúa o empeora, el nivel del lodo en el tanque de succión bajará a medida que se pierde el lodo. En una situación aún más severa, habrá una total ausencia de retorno del pozo.

Problemas En el peor de los casos es cuando se pierde fluido a la formación, cae la altura de la columna de lodo dentro del anular y en consecuencia se reduce la presión hidrostática (Figura 1.7). Esta caída de presión hidrostática puede permitir que entren al pozo fluidos de otras formaciones (Kick).

En este caso, el pozo está fluyendo a una profundidad y perdiendo en otra. Los fluidos de formación pueden fluir entre los dos intervalos, resultando en un reventón subterráneo. Este flujo incontrolable de fluidos bajo la superficie, es una situación muy crítica y muy difícil de resolver.

Otras consecuencias puedenser:

•

Daño a la formación

•

Incremento en los costos como resultado del tiempo que lleve resolver los problemas (NPT) y el costo del lodo perdido.

•

Cambio en las propiedades del lodo, y cambios en las ratas de flujo para controlar la pérdida de circulación pueden reducir la eficiencia en la

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perforación.

•

Pega diferencial de tubería en la zona de pérdida o por encima de ella, debido a la ausencia de lodo en el anular.

Prevención La primera medida de prevención de una pérdida de circulación es evitar ser la causa de un fracturamiento de la formación. Con este fin se llevan a cabo pruebas de escape (leak ‐off test, LOT) y de integridad de la formación ( formation integrity test, FIT) debajo de cada zapata de revestimiento con el fin de determinar la presión de fractura antes de proseguir con la perforación en una nueva sección. Esta parte de la formación se estima que es la más frágil en dicha sección, pues es la que está más cerca de la superficie. Sin embargo es posible encontrar formaciones aún más frágiles.

Ya sabiendo la presión de fractura, el máximo peso del lodo y la presión de cierre para controlar un amago de pozo (sin fracturar la formación) pueden ser calculadas fácilmente. Estos valores no deben ser superados cuando se perfore la siguiente sección de pozo.

Si se encuentran formaciones con presiones que puedan requerir un peso de lodo superior para poder ser balanceada, el pozo generalmente deberá ser revestido antes de encontrar la zona con sobre‐presión. Así se puede proteger la formación más superficial y permitirá que se usen mayores pesos de lodo en las secciones más profundas del pozo.

partir de esto se puede decir que la rutina de control es mediante el peso adecuado del lodo.

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Los procedimientos durante las maniobras de viaje, principalmente el control de la velocidad de movimiento de la tubería, deben ser seguidos con el fin de evitar excesivas presiones de surgencia.

Soluciones Si ocurre una pérdida de circulación, se pueden adoptar ciertos procedimientos para minimizar y eventualmente evitar futuras pérdidas:

•

Reducir el peso del lodo (pero manteniendo el balance con las otras formaciones).

•

Reducir la rata de circulación(esto reduce la densidad equivalente de circulación, pero debe existir una velocidad anular suficiente para arrastrar los cortes y mantener limpio el hueco)

•

Incrementar la viscosidad del lodo (un lodo más viscoso reduce la rata de pérdida).

•

Estos parámetros, o la combinación de ellos pueden ser alterados sólo dentro de ciertos límites. Si estas modificaciones no detienen o reducen la pérdida de circulación, puede añadirse al lodo material de control de pérdidas (Material, LCM) que puede ser fibra de madera, cáscaras de nueces, cáscaras de semilla de algodón, cáscaras de arroz, conchas marinas, celofán o asfalto.

Este material de control de pérdidas (LCM) es bombeado en píldoras, pues el LCM no sólo hace más espeso el lodo sino que tiende a taponar las fracturas que estén causando la

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pérdida del lodo. Si ninguno de estos procedimientos funciona, un recurso.

final es el de bombear cemento en la zona fracturada. Se espera que esto selle la formación, evitando más pérdidas de circulación y se pueda continuar la perforación.

1.4.2

Pega de tubería

El término hueco apretado se aplica en situaciones cuando el movimiento de la sarta, sea de rotación o bien vertical, se ve restringido por determinados eventos o fuerzas en el hueco. En general se reconoce esta situación porque el torque se incrementa y se torna errático, se incrementa la carga en el gancho necesaria para levantar la tubería, o se incrementa el peso en el trepano o el arrastre cuando se baja la tubería.

Cuando no se puede levantar la tubería, se dice que la tubería se ha pegado. Dependiendo del mecanismo en particular con que haya ocurrido la pega, puede suceder que tampoco se pueda bajar, rotar, ni circular por dentro de la tubería.

Las causas de pega de tubería pueden ser clasificadas en forma general bajo tres mecanismos principales.

• Empaquetamiento (Pack‐off) o puenteo (bridge) • Pega diferencial. • Geometría de pozo.

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Empaquetamiento (Pack ‐off) o puenteo (bridge) El empaquetamiento ocurre cuando partículas pequeñas de formación caen dentro del pozo, asentándose y llenando el anular alrededor de la sarta de perforación. Ocurre generalmente alrededor del portamechas de diámetro grande o herramientas de diámetro cercano al del pozo (Figura 1.8), como los estabilizadores. De esta forma el anular resulta empacado, pegando la tubería.

El término puenteo (bridge) en general se reserva para material de gran tamaño que cae dentro del hueco y queda trabado entre la sarta y la pared del pozo, pegando la tubería. La pega diferencial puede ocurrir cuando se perfora una formación permeable, con presión de formación menor que la hidrostática.

Una torta o revoque de lodo se forma naturalmente sobre la pared del pozo. Un filtrado alto del lodo permitirá que se forme rápidamente un revoque muy grueso. Cuando existe un área de contacto entre la sarta y la pared del pozo, la presión diferencial atraerá la tubería hacia la pared del pozo. Algunas circunstancias como un pozo desviado o una sarta mal diseñada o sin estabilizadores pueden hacer que esta área de contacto se incremente, y por lo tanto la fuerza total sea mayor. Cuando existe área de contacto y la sarta queda estacionaria (durante conexiones, toma de registro de desviación, falla de equipo, etc.) el espesor del revoque puede incrementarse y formarse una zona de baja presión en el área de contacto de la tubería.

Esta fuerza de adherencia, además del grosor de la torta de lodo, hace que la tubería quede pegada, evitando movimiento vertical y rotación de la sarta. La circulación no se verá afectada. En general, si no se sabe reconocer zonas permeables de baja presión, la única indicación de una zona de pega diferencial es una sobre tensión cuando se levanta tubería. Puede que haya muy pocas señales de que puede ocurrir este tipo de pega.

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Geometría de Pozo Este tipo de pega de tubería ocurre cuando existe una combinación de geometría de pozo y cambios en la dirección del mismo, además de rigidez en el ensamblaje de fondo y la posición de los estabilizadores, lo que puede evitar que la sarta pase a través de una sección delpozo.

Las áreas con problemas pueden ser identificadas por el torque errático durante la perforación, pero la pega ocurrirá cuando se esté sacando o metiendo tubería .

Pega de tubería al bajar herramienta. Después de que una sección desviada, con posibilidad de patas de perro, ha sido perforada con un ángulo específico de levantamiento, el ensamblaje de fondo en general se cambiará para continuar la trayectoria dirigida del pozo.

Un ensamblaje de fondo demasiado rígido puede no ser suficientemente flexible para pasar dicha sección, pues los estabilizadores quedan colgados en secciones opuestas de la pared del pozo, evitando que la sarta pueda seguir bajando.

Si se han perforado formaciones abrasivas, y los trépanos han salido con su diámetro muy reducido, el hueco tendrá el diámetro efectivo reducido y al bajar el nuevo trepano se puede trabar en la sección del pozo de diámetro reducido. Si se registra una disminución en el peso cuando se pasa por esta sección, la sarta no debe ser forzada a pasar. En vez de esto, esta sección del hueco debe ser rimada cuidadosamente y ensanchada al diámetro correcto.

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Pega de tubería al sacar la herramienta Aquí la pega de tubería ocurre generalmente cuando se saca tubería debido a una de las siguientes causas.

•

La ocurrencia de patas de perro severas yse está usando un ensamblaje de fondo excesivamente rígido para aceptar los cambios.

•

Si entre los ojos de llave que han resultado de una pata de perro se traban los Portamechas.

•

Pueden producirse escalones producidos en la intercalación de formaciones duras y blandas.

•

Tambiénpuede haber micro patas de perro quese formandebido a los cambios de dirección cuando se han perforado intercalaciones de formaciones duras y blandas.

Inestabilidad de pozo La inestabilidad del agujero es responsable del tipo más serio de pegadura de tubería. Cuando el empacamiento se debe al colapso del agujero, con frecuencia se pierde herramienta y se tiene que hacer un sidetrack. Tal como su nombre lo indica, la inestabilidad del agujero se refiere a un agujero inestable que tiende a derrumbarse o colapsarse. Las formaciones no consolidadas, las formaciones fracturadas y las lutitas sometidas a esfuerzos químicos o mecánicos, son formaciones inestables que pueden llegar a derrumbarse y causar un empacamiento.

Cuando esperar problemas de inestabilidad de las lutitas Si la lutita está expuesta, los problemas de inestabilidad del agujero deben ser

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anticipados. Aún si la lutita es estable cuando se perfora, se debilitará con el tiempo debido a la invasión del filtrado. A medida que el filtrado invade a la lutita, el beneficio del esfuerzo radial es reducido y el daño al esfuerzo tangencial es incrementado. También se ve reducida la resistencia aparente de la roca por la reducción de la presión de confinamiento, producida por la presión diferencial, y la reducción de la fricción interna y cementación. Si la resistencia de la roca se reduce y se incrementa el esfuerzo tangencial, eventualmente, la lutita fallará. Es únicamente una cuestión de tiempo. La lutita también es problemática cuando:

•

El agujero no es perforado en forma perpendicular a los planos de sedimentación.

•

Existe una elevada anisotropía de esfuerzos como la de un régimen de falla inversa en comparación con el de una falla normal.

•

La lutita contenga un contenido elevado de bentonita, sea joven y relativamente débil.

•

La invasióndel filtrado es grande debido a la permeabilidad elevada, las fracturas, y las intercalaciones de arena y lutita, etc.

•

La densidad del lodo es reducida. Esto ocasiona una rápida reducción del esfuerzo radial debido a que los poros se cargarán con la invasión del filtrado de un previo sobrebalance.

•

La temperatura se incrementa, durante un viaje.

•

El tiempo de exposición del agujero descubierto es extenso.

•

La sarta es sujeta a una duración prolongada de vibraciones. La vibración de la sarta es incrementada con el aumento de la relación diámetro del agujero/ diámetro de la tubería, y con el aumento de la

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tensión y la velocidad de rotación de la sarta. •

La sarta de perforación realiza frecuentes viajes.

•

La forma del agujero no es circular.

Medidas Preventivas Para evitar los problemas de inestabilidad, debemos minimizar las condiciones que la originan. Algunas de estas condiciones, como la resistencia de la roca y los regímenes de esfuerzos, son propiedades inherentes que no podemos cambiar. Las propiedades del lodo, trayectoria del pozo, el diseño de la sarta, y los parámetros de perforación son los factores a los cuales debemos poner atención.

1.4.3

Incidentes de control de pozo

Un amago (kick) de pozo es un influjo de formación dentro del pozo que puede ser controlado en superficie. Para que esto ocurra, se deben cumplir dos criterios:

•

La presión de formación debe exceder la presión anular o la hidrostática. Los fluidos siempre fluirán en la dirección de la menor presión.

•

La formación debe ser permeable con el fin de que los fluidos puedan pasar de un sitio a otro.

Un reventón (blowout) sucede cuando no se puede controlar en superficie el flujo de fluidos de formación. Un reventón subterráneo ocurre cuando hay un flujo incontrolable entre dos formaciones. En otras palabras, una formación presenta un amago y al mismo tiempo en otra se está perdiendo circulación.

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Causas de amagos de reventón (Kicks)

• No mantener el hueco lleno cuando se esté sacando tubería. Cuando se saca tubería fuera del pozo, se debe bombear lodo dentro del pozo para reemplazar el volumen del acero que se ha sacado, de otra manera el nivel de lodo dentro del pozo descenderá causando a una reducción de la cabeza hidrostática. Mantener el pozo lleno es sumamente crítico especialmente cuando se sacan los Portamechas, debido a su gran volumen de acero.

• Pérdida de circulación Si se pierde fluido de perforación hacia la formación, esto puede llevar a una caída del nivel de lodo y reducir la presión hidrostática.

• Rata de penetración excesiva cuando se perfora a través de arenas gaseosas. Si se permite que entre mucho gas en el espacio anular, especialmente que suba y se expanda, esto causará una reducción en la presión anular.

• Formaciones sub‐presionadas. Pueden estar sujetas a fractura y pérdida de circulación, lo cual puede resultar en la pérdida de cabeza hidrostática en el anular.

• Formaciones sobre‐presionadas. Obviamente, si una presión de formación supera la presión anular, puede haber un amago de

26

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pozo.

Indicaciones de los amagos durante la Perforación Las siguientes indicaciones de flujo se describen en el orden típico en que se hacen presentes o son mesurables en superficie.

• Decreciendo gradual presión de la bomba. También puede verse asociada con un aumento en la rata de bombeo. La caída en la presión de bomba es el directo resultado de la densidad más baja de los fluidos que estén entrando al pozo, reduciendo la cabeza hidrostática. La caída de presión será más significativa a medida que ocurra la expansión del gas aportado. La caída de presión puede ser suave y gradual al principio, pero entre más tiempo pase sin que el amago sea detectado, más exponencial será la caída de presión.

• Incremento en el flujo de lodo que proviene del anular seguido de un incremento asociado en los niveles de los tanques. A medida que los fluidos de formación entran al pozo, un volumen equivalente de lodo necesariamente será desplazado a superficie. Esto se añade al volumen circulado, de tal forma que puede detectarse un aumento en la rata de flujo. En caso de que el influjo sea de gas, el desplazamiento de lodo se incrementará dramáticamente a medida que se efectúa la expansión.

• A medida que el influjo continúa se dan variaciones en el peso sobre el gancho (Hookload) y sobre el peso en el trepano (WOB) Aunque no es ciertamente un indicador primario, estas indicaciones se pueden detectar a medida que varía el efecto de boyancia sobre la sarta.

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• Si el influjo llega a la superficie existirá lodo contaminado, especialmente corte de gas. Densidad de lodoreducida. Cambio en contenido de cloruros (generalmente un incremento) Detección de Gas.

Indicaciones de presión, como derrumbes e incremento en la temperatura del lodo a la salida.

Indicadores de los amagos durante maniobras o viajes.

• Llenado de hueco insuficiente Cuando se está sacando tubería, y el pozo no está recibiendo el volumen de lodo igual para compensar la cantidad de tubería que se ha sacado, es muy probable que el fluido de un amago o kick haya entrado al hueco, o que se haya perdido lodo en la formación.

• Un viaje húmedo (“wet trip” ) Cuando hay presión e influjo debajo de la sarta, se impide que el lodo salga naturalmente por entre las boquillas del trepano, derramándose lodo cuando se abre la conexión.

• Pistoneo (Swabbing) El pistoneo excesivo puede ser identificado a través de un cambio en el volumen en el tanque de maniobra cuando se esté sacando tubería. Se puede apreciar inicialmente que el volumen en el tanque de maniobra aumenta antes de volver a caer para llenar el espacio dejado por la tubería al ser sacada.

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• Ganancia de volumen en los tanques. Un aumento constante en el tanque de maniobra muestra claramente que está ocurriendo un amago de pozo.

• Trepano perforado Un trepano perforado es más una alarma que un indicador de que el hueco está apretado, por el diámetro reducido del pozo a causa de la sobre‐presión. Deben tomarse todas las precauciones (por ejemplo, monitorear el pozo antes de sacar, minimizar el pistoneo, chequear el flujo) para evitar un amago durante las maniobras.

El control de pozo es más difícil si el trepano está fuera del pozo o por encima de la zona de influjo.

• El pozo no se puede cerrar (ni para tubería ni por el anular) si los Portamechas están pasando por los BOP.

Chequeos de flujo Un chequeo de flujo, para determinar si el pozo está estático o fluyendo se realiza de alguna de estas dos maneras:

•

Mirar personalmente dentro delhueco através de la cabeza delpozo y determinar visualmente si el pozo está fluyendo. (Este método es mejor para verificar si se está perdiendo lodo dentro del hueco)

•

Conectar la cabeza del pozo al tanque de viaje, y verificar el nivel por si hay cambios.

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Estos chequeos se realizan en las siguientes situaciones:

•

Cambios significativos en la rata de perforación.

•

Cualquier indicativo de un amago, especialmente cambios en el flujo de lodo.

•

Antes de bombear una píldora viscosa, antes de sacar tubería.

•

Después de que se han sacado las primeras paradas, para verificar que el pistoneo no ha inducido flujo.

•

Cuando el trepano está en la zapata del revestimiento.

•

Antes de sacar los Portamechas a través de la BOP.

•

Monitoreo constante del tanque de viaje aunque el pozo no tenga tubería dentro.

•

Si el pozo está fluyendo, el pozo debe cerrarse.

1.4.4

Definición de perforación con manejo de la presión MPD

El comité de perforación bajo balance y de presión manejable de la IADC (International Association of Drilling Contractors), ha definido al MPD como:

“La perforación con manejo de la presión es un proceso de perforación adaptativo usado para el control preciso del perfil de la presión anular a través del pozo. Los objetivos y

manejar

son

el de

el perfil

averiguar los

límites

de

presión

de

fondo

pozo

hidráulico de presión anular. La intención del MPD es

evitar el influjo continuo de fluidos de formación a la superficie. Cualquier influjo incidental a la operación será contenida usando un proceso adecuado. El proceso MPD emplea una colección de herramientas y técnicas que pueden mitigar los riesgos y costos asociados con la perforación de pozos que tienen limites ambientales en

30

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fondo pozo; mediante el manejo proactivo del perfil de presión hidráulica en el anular.

El MPD puede incluir un control de la contra presión, densidad del fluido, reología, n i v e l de fluido en el anular, fricción por circulación y la geometría del pozo, o la combinación de los mencionados. El MPD puede permitir una acción correctiva más rápida para tratar con variaciones de presión observadas. La habilidad para controlar dinámicamente las presiones anulares con los equipos que de otra manera serian antieconómicos”. El objetivo del MPD es utilizar un sistema cerrado y presurizable de retorno de lodos (Figura 1.12) para controlar la presión de fondo de pozo (bottomhole pressure, BHP) en una forma que elimina muchos de los problemas de perforación y estabilidad del pozo que son inherentes a las técnicas de perforación convencional.

El evitar influjos de formación a la superficie es también un objetivo de la perforación convencional, influjo que en esta técnica se denomina generalmente amago.

Debido a que la perforación bajo balance (UBD) favorece el influjo de los fluidos de formación al pozo, es que la perforación a presión controlada (MPD) se encuentra más alineada con la perforación convencional.

La mayor dificultad con la perforación convencional es que típicamente para mantener bajo control el pozo la presión hidrostática ejercida por la columna del fluido de perforación debe ser mayor a la presión de fondo de pozo tal que:

PHyd > PBH

31

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Cuando las bombas de lodo son activadas después de que se realizo alguna operación o se tuvo que cerrar el pozo por razones de seguridad, una nueva presión se añade a la presión hidrostática; esta es la presión en el anular debida a la fricción, esta causa un aumento dramático en el riesgo de perdida de circulación.

PHyd + PAF >> PBH

Como en la perforación convencional, con la técnica MPD se intenta perforar dentro de la ventana de perforación sin comprometer la línea de presión de poro/estabilidad del pozo a la izquierda y el gradiente de fractura a la derecha. Otra manera de expresar esta relación es:

PWBS ≤ PPP ≤ PHyd ≤ PDS ≤ PLC ≤ PFrac

Donde: PWBS es la presión de estabilidad del pozo PPP es la presión de poro PHyd es la presión hidrostática del pozo PDS es la presión de pegamiento diferencial PLC es la perdida de circulación PFrac es la presión de fractura de la formación MÉTODOS DEL MPD Existen dos enfoques básicos para utilizar la técnica MPD; reactivo y proactivo.

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1.5.1

MPD reactivo

El MPD reactivo utiliza métodos y/o equipo como una contingencia para mitigar problemas de perforación. Típicamente, el pozo se planea convencionalmente y el equipo/procedimientos de MPD se ejecutan en condiciones no esperadas, equipo como el dispositivo de control rotativo (RCD) que es una herramienta de reacción altamente efectiva que puede ser usada para mitigar el escape de fluidos del pozo a superficie. Este método es descrito aveces como una variaciónde HSE(HealthSafetyEnvironmental).

1.5.2

MPD proactivo

El MPD proactivo utiliza métodos y/o equipos para controlar activamente el perfil de presión anular a través de la perforación. Este enfoque utiliza un amplio rango de herramientas disponibles para controlar mejor el asentamiento de cañería, mejor control de los requerimientos de densidad y costo de lodos, y un control más fino de la presión para proveer advertencias más avanzadas de incidentes potenciales de control de pozo. Todo esto lleva a más tiempo perforando y menos tiempo desperdiciado en actividades NPT.

1.5.3

Variaciones del MPD

Existen muchas variaciones de la técnica de perforación MPD, las relevantes con la perforación en tierra son:

1. Control del flujo de retorno (Returns flow control) 2. Perforación a presión de fondo constante (CBHP) 3. Perforación con tapón de lodo presurizado (Pressurized Mud cup drilling)

33

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4. Método de perforación con gradiente doble (Dual – Gradient)

La descripción de cada una de estas variaciones se presenta más adelante en el capitulo II.

1.5 CRITERIOS SOBRE HIDRÁULICA DE PERFORACIÓN Como ya se dijo con anterioridad, la técnica MPD permite el control de la presión en fondo pozo, por la aplicación de una contrapresión que es regulable a mediada que las bombas se detengan o reactiven; lo que permite la casi eliminación de problemas relacionados con la puesta en marcha de las bombas y el incremento de la presión de fondo pozo en esta operación.

1.6.1

Estabilidad de pozo

La inestabilidad de pozo (PWBS) ocurre cuando la presión hidrostática de la columna de lodo es insuficiente para mantener la integridad del pozo, causando el derrumbamiento del pozo.

PWBS > PHYD o PWBS > PHYD + PAF

Otro mecanismo para la inestabilidad del pozo es la exposición intermitente de la formación a un ciclo de presión causado por la parada y reinicio de las bombas de lodo.

1.6.2

Pegamiento diferencial

34

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La condición de sobre balance es quizás el factor que contribuye en mayor medida al pegamiento de la cañería de perforación, donde la presión ejercida por la columna del lodo de perforación es mayor que la presión de formación.

Cuando la sarta de perforación esta centrada en el pozo, la presión hidrostática es igual en todas direcciones, pero cuando la sarta de perforación entra en contacto con el revoque de la pared opuesta de una formación permeable de menor presión de poro, la sarta de perforación puede atascarse o pegarse al revoque de la pared del pozo. Entonces una fuerza hidráulica actúa sobre la porción aislada de la sarta, por cada pulgada cuadrada

aislada por el revoque, existe una fuerza de confinamiento de la presión hidrostática diferencial conocida como el mecanismo de pega diferencial.

1.6.3

Perdida de circulación

La perdida de circulación puede ser definida como la perdida de lodo en la formación, esta perdida ocurre cuando la presión hidrostática del fluido de perforación excede el gradiente de fractura de la formación.

La condición de sobre balance es la principal causa de perdida de circulación, alídondela presión de la columna de lodo sobrepasa la presión de fractura. Con el uso de la técnica MPD se evita en gran manera un sobre balance que podría derivar en un fracturamiento de la formación y posterior perdida de circulación, esto se logra con el control activo del perfil hidráulico de perforación.

1.6.4

Incidentes de control de pozo

Los incidentes de control de pozo se desarrollan cuando la presión de pozo es menor a la presión de formación, lo que ocasiona un influjo de fluidos de formación al pozo causando problemas en superficie; la condición de sobre balance puede también crear las

35

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condiciones para el influjo de fluidos de formación al pozo cuando por exceso de la hidrostática se produzca una perdida de circulación en determinada formación y de no controlarse la caída de nivel del lodo podría llevar a una situación de influjo al pozo por la insuficiente presión ejercida por la columna ya disminuida.

Otra circunstancia para problemas de control de pozo seria el efecto de pistoneo creado por jalar la herramienta embotada y crear una diferencial de presión en fondo pozo que ocasionaría el influjo de fluidos de formación hacia el pozo.

En ambos casos descritos arriba, de no intervenir en el influjo de fluido en tales situaciones, este podría crecer a tal punto de ocasionar un amago de reventón y en situaciones críticas esta podría llevar a un reventón.

En muchas aplicaciones de la perforación con manejo de la presión (MPD), el pozo es cerrado para tolerar la presión, con esto la presión de fondo pozo puede ser controlada mejor con una contrapresión impuesta por un fluido incompresible junto con la presión hidrostática del lodo y la presión por fricción en el anular.

PBH = PHYD + PAF + PBACK

EQUIPO Y VARIACIONES DE LA PERFORACIÓN CON MANEJO DE LA PRESIÓN (MPD)

2.1 EQUIPO PARA LA PERFORACIÓN MPD La perforación con MPD requiere de ciertos equipos para el control de la presión anular. La mayoría de las variaciones del MPD utilizan un sistema cerrado; un dispositivo de control rotativo (RCD), una válvula sin retorno en al menos un tubo de la sarta y un choque manifold de perforación. Los RCD’s se encuentran especificados en la norma API

36

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16RCD y los manifolds en la norma 7NRV.

2.1.1

Cabeza rotativa

La localización típica del RCD (Figura 2.1) es sobre el preventor anular; esto significa que su uso no reemplaza al preventor anular sino brinda al BOP mayor rango de operaciones y flexibilidad. El diseño del RCD sigue consideraciones específicas para cada caso, como ser:

•

2.1.2

La geometría de la subestructura del mástil Válvula sin retorno

Las válvulas sin retorno son válvulas de un solo sentido que previenen el flujo aguas abajo en la sarta de perforación. Algunas de las válvulas sin retorno más comunes son:

•

Válvula de chapaleta (Figura 2.2)

•

Válvula de embolo

2.1.3

Choke Manifold de perforación

El uso del manifold para la perforación MPD (Figura 2.3) se recomienda solo cuando se tiene incidentes de controlde pozo. Este puede ser manual, automático o semi – automático.

2.1.4

Equipo opcional

El uso de equipo opcional mejora la ejecución de las variaciones del MPD, usando las herramientas apropiadas dentro de los confines de la ventana de perforación permite una construcción del pozo sin invitar un influjo no deseado.

37

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Dentro del equipo opcional usado por el MPD se tiene:

•

Microprocesador

•

Bomba de contrapresión (Figura 2.4)

•

Medidor de flujo (Figura 2.5)

•

Separadores

2.2 VARIACIONES DEL MPD Como ya se dijo la técnica MPD tiene sus orígenes y aplicación en la perforación costa fuera, con una gran variedad de técnicas derivadas del MPD; su aplicación a la perforación en tierra contempla las siguientes variaciones:

•

Control del flujode retorno

•

Perforación a presión de fondo de pozo constante

•

Perforación con tapón de lodo presurizado

•

Perforación con gradiente doble

Estas se describen a continuación.

2.2.1

Control del flujo de retorno

Cuando se perfora en un ambiente peligroso, es decir con altas concentraciones de gases

38

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tóxicos o cuando se utiliza fluidos de perforación peligrosos en un sistema de retorno de fluido abierto a la atmosfera más el agravante de la posibilidad de enfrentar amagos de reventón, existe un riesgo evidente para elpersonal de perforación yel medio ambiente.

La eficiencia de perforación debe mantenerse sin incurrir en situaciones de exposición a riesgo al personal y medio ambiente. Para tal efecto se deben ejecutar procedimientos para la minimización de tales riesgos.

La perforación con control del flujo de retorno viene a aplicarse en estos casos para minimizar los riesgos; esta variación del MPD, también llamada HSE MPD (Health Safety Environmental MPD), usa un sistema cerrado para manejar el retorno del anular que contiene fluidos peligrosos.

Con la simple instalación de un dispositivo de control rotativo (RCD), válvulas de retención en la sarta de perforación y un manifold; se lograra una perforación más segura con el manejo seguro de los fluidos tóxicos en este sistema cerrado. Cualquier retorno de gas es manejado en el sistema desgasificador convencional de la torre.

2.2.1.1 Características, ventajas y beneficios •

Totalcontenciónde todos los retornos delanular, previniendo la emisión de gases tóxicos a la atmosfera.

•

Controldelgas entrampado enel lodo ysu manejo conelsistema convencionalde manejo de gas del equipo de perforación.

•

Cuando se opera en cercanías a zonas pobladas, se evita la contaminación por gases tóxicos delaire.

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2.2.2

Perforación a presión de fondo constante

La perforación a presión de fondo de pozo constante (CBHP, Constant Bottomhole Pressure) implica la perforación con el control constante de la presión de fondo de pozo; aunque su objetivo principal es el de controlar las zonas más conflictivas con anomalías en la presión de formación expuesta en la perforación.

Este método utiliza un fluido de perforación más liviano de lo “normal” por lo que en condiciones estáticas la columna de lodo de hecho permanece estáticamente bajo balance, es decir, con una presión menor a la de la formación; el influjo de fluidos se evita con el incremento de la presión por fricción en el anular:

PHyd + PAF = PBH

Un dispositivo de control rotatorio (rotating control device, RCD), es instalado

sobre la válvula preventora de surgencia (blowout preventer, BOP) y un múltiple de

estrangulación (choke manifold) adicional permiten realizar este control. De hecho, el

cambio en la BHP que se produce a partir de la densidad equivalente de circulación (DEC) durante la perforación convencional se traslada a la superficie. En otras palabras en la variante CBHP, se reduce la densidad del lodo reemplazándose dicha disminución de densidad por contrapresión anular aplicada en superficie (Figura 2.8).

Al realizar las conexiones las bombas de lodo se detienen y el estrangulador se cierra para aplicar contrapresión en superficie. En el fondo del pozo la presión se mantiene constante. 40

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El resultado final es que, a medida que avanza la perforación del pozo ó se circula el mismo para limpiarlo, el valor estático de la BHP no se modifica. La perforación se puede realizar con menos DEC que en los pozos perforados convencionalmente, es menos probable que se supere la presión de fractura de la formación, no se producen pérdidas y la sección de pozo abierto se puede perforar a una mayor profundidad; tampoco se promueve el influjo de fluido de formación ya que la BHP estática proyectada se encuentra por encima de la presión poral de la formación. El pozo en ningún momento está en una situación de desbalance.

El MPD en su variante CBHP permite un asentamiento más profundo de los zapatos de las tuberías de revestimiento y puede, en última instancia, reducir la cantidad total de tuberías necesarias para alcanzar la profundidad final del pozo (PF). Esta ventaja entonces permite alcanzar la PF con un diámetro de pozo lo suficientemente grande para asegurar los objetivos de producción del mismo. MÉTODO DE BULLHEADING Bullheading, es un método utilizado en operaciones de reparación de pozos. El método de bullheading solo es posible cuando no hay obstrucción en el tubing y que se pueda inyectar el fluido a la formación. Si exceder la presión de rotura de la misma. El bullheading. Es uno de los métodos de control de pozos que se pueden utilizar en algunas ocasiones para controlar el pozo. El concepto de bullheading es bombear patadas a las formaciones mediante el uso de matar el peso del peso. La gente generalmente usa este método cuando la circulación

41

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normal es imposible y el método volumétrico no es factible de realizar.

¿Cuándo puede considerar utilizar el método de control del pozo bullheading?

Cuando el tamaño de la patada es muy grande, es posible que no pueda controlar el volumen excesivo que llega a la superficie. Cuando necesite reducir la presión de superficie para comenzar más bien las operaciones de control. Cuando existe la posibilidad de exceder la presión superficial y el volumen de gas en la superficie si se realizan los métodos convencionales (método de los perforadores, espera y peso y volumétrico). Cuando no hay tubería en el hoyo mientras recibes la afluencia. La afluencia contiene un alto nivel de H2S que puede causar la seguridad del personal en la plataforma. Cuando no hay forma factible de volver a tirarse al fondo para matar en el flujo a continuación. Para cada operación de perforación, la decisión de realizar bullheading debe discutirse porque si el pozo está cerrado y espera mucho tiempo antes de tomar la decisión de dirigir el pozo, podría ser muy difícil de realizar porque la presión superficial en ese momento puede aumentar. alto debido a la migración de gas. La posibilidad de empujar la patada hacia el depósito se reduce.

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factores que afectan la viabilidad de bullheading

Permeabilidad del depósito : El bombeo del fluido a un depósito de baja permeabilidad lleva más tiempo que el bombeo a una zona de alta permeabilidad. Podría requerir romper la formación para aniquilar con éxito el pozo. Clasificación de presión superficial : La clasificación de los equipos de superficie como BOP, cabeza de pozo, carcasa, etc. limitará la presión de bombeo máxima permisible. Tipo de afluencia : La afluencia de gas migrará e incrementará la presión de la superficie, sin embargo, la entrada de líquido (petróleo o agua) no causará un aumento en la presión de la superficie porque no migrará.

Grafico de bullheading basado en datos

La línea roja es la presión máxima. Si la presión excede la línea roja , la formación se romperá (zona de fractura). La línea azul representa la condición de cierre. Las presiones por debajo de la línea azul indican que el pozo esta en Bajo balance (Zona de Influjo). El área entre la línea roja y la azul es la zona de seguridad para la operación de Bullheading

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Para operaciones seguras, la presión de bombeo tiene que estar dentro de la zona de bullheading.

44

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Las formaciones pueden fracturarse si la presión de bombeo excede la línea de fractura.

1.6. 1.6.1.

Desarrollo del mini proyecto

Recolección y Procesamiento de Datos

A partir de la recopilación de diversos datos pertenecientes al pozo HCY-2, que pasa por la formación iquiri y los monos se mostró que hubo un tiempo de perforación en el tramo 36004200 (m) el cual debido a las características que presentan como en la formación los monos que al tener un contenido de Lutitas, arcilla y dinamititas intercaladas compactas, y que puedan generar complicaciones al momento de la perforación provocando desequilibrio en las presiones de fondo del pozo y por las cuales se mostró una disminución de la ROP y mayor tiempo de perforación que se puede ver Tabla de profundidad vs tiempo . DATOS

ABREVIACION

PROFUNDIDAD

H

3600 m.

PROFUNDIDAD TOTAL

HT

4200 m.

GRADIENTE ANORMAL

Ga

0.032Psia/ft

DFC

15 ppg.

DENSIDAD FLUIDO DE CONTROL

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CAIDA DE PRESION a favor de la FORMACION (la formación aporta presion)

AP

3500 psia.

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Esquema del pozo

Fuente: Programa de perforación HCY-2

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Curva profundidad vs. Tiempo

Fuente: Programa de perforación HCY-2

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Tabla de presiones

Fuente: Programa de perforación HCY-2

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UNIVERSIDAD DE AQUINO BOLIVIA

Tabla de perforación programada

Fuente: Programa de perforación HCY-2

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Cabezal de pozo HCY-2

Fuente: Programa de perforación HCY-2

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1.6.2. Análisis de la información

Método de regresar fluidos contra formación (bullheading) El “Bullheading” o Método de regresar fluidos contra-formación puede utilizarse en ciertas circunstancias durante las operaciones de perforación para bombear un flujo nuevamente hacia la formación. El éxito de las operaciones de forzamiento de fluidos dependerá, en gran medida, de dos factores. 1. La cantidad del hueco abierto 2. El punto de influjo en relación con una zona permeable

¿Cuándo se debe realizar una operación de “Bullheading” o forzamiento de

Si

fluidos? Cuando el volumen del influjo es grande.



Cuando en el desplazamiento del influjo por métodos convencionales



pudiera resultar en volúmenes excesivos de gas en condiciones de superficie Si se cree que el influjo contiene un nivel inaceptable de H2S.



Cuando ocurre un amago con la tubería fuera del fondo y no se considera



factible forzar la tubería nuevamente al fondo. Cuando se presenta un influjo sin tubería en el hueco.



Para reducir las presiones de superficie previo a la implementación de



otras operaciones de control d pozo. En pozos submarinos en aguas profundas donde hay un margen angosto



entre la presión de pozo y el gradiente de fractura.

52

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Gráficos de bullheading basado en los datos suministrados La línea roja es la presión máxima. Si la presión excede la línea roja, la formación se romperá (zona de fractura). La línea azul representa la condición de cierre. Las presiones por debajo de la línea azul indican que el pozo está en Bajo balance (Zona de Influjo). El área entre la línea roja y la azul es la zona de seguridad para la operación de Bullheading.

Para operaciones seguras, la presión de bombeo tiene que estar dentro de la zona de bullheading.

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Las formaciones pueden fracturarse si la presión de bombeo excede la linea de fractura.

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Fórmulas que se utilizaran para realizar la ingeniería básica del proyecto.  Ecuación para hallar la presión de formación Presión de formación (psi) = (densidad del lodo * 0.052*TVD) + presión de cierre  Ecuación para hallar la presión hidrostática

Presión hidrostática (psi) = densidad del lodo*0.052*TVD  Ecuación para hallar la presión de fractura

Presión de Fractura (psi) = Gradiente de Fractura (psi/ft) x Tope de Perforación TVD (ft)  Ecuación para hallar la presión hidrostática inicial

Presión Hidrostática Inicial (psi) = Presión de Formación (psi) – Presión de Cierre en el Cabezal

del

Tubing(psi)  Ecuación para hallar la Densidad Inicial Promedio del Fluido

Densidad Inicial Promedio del Fluido (lpg) = Presión Hidrostática Inicial (psi) ÷ (0.052 x Tope de Perforación TVD (ft))

 Ecuación para hallar el Peso del Lodo de Matar

Peso del Lodo de Matar (lpg) = Densidad Inicial Promedio del Fluido + (Presión de Cierre en Tubing (psi) ÷ 0.052 ÷ Tope de Perforación TVD (ft))



Ecuación para hallar Máxima Presión Inicial en Superficie 55

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Máxima Presión Inicial en Superficie (psi) = Formation Fracture Pressure (psi) –Initial Hydrostatic Pressure (psi)



Ecuación para hallar la Máxima Presión Final en Tubing

Máxima Presión Final en Tubing (psi) = Presión de Fractura (psi) – (Peso del Lodo de Matar (ppg) x 0.052 x Fin del Tubing TVD (ft)) – Densidad Inicial Promedio del Fluido (ppg) x 0.052 x (Tope de Perforación TVD (ft) – Fin del Tubing TVD (ft))



Ecuación para hallar la Presión Máxima Final

Presión Máxima Final (psi) = Presión de Fractura de la formación @ tope de perforación (psi) – (Peso de Matar del Lodo (ppg) x 0.052 x Tope de la Perforación TVD (ft))



Ecuación para hallar la Presión Final Máxima

Presión Final Máxima (psi) = Presión de Fractura de la formación @ Base de perforación (psi) – (Peso de Matar del Lodo (ppg) x 0.052 x Base de la Perforación TVD (ft))



Ecuación para hallar el Volumen Bombeado en la Tubería

Volumen Bombeado en la Tubería (bbl) = Factor de Capacidad del Tubing (bbl/ft) x Longitud del Tubing (ft)



Ecuación para hallar las Emboladas Bombeadas en Tubing 56

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Emboladas Bombeadas en Tubing (stk) = Volumen Bombeado en la Tuberia (bbl) ÷ Capacidad de Desplazamiento de la Bomba (bbl/strk)



Ecuación para hallar el Volumen Bombeado desde el Fin del Tubing hasta el

Tope de la Perforación

Volumen Bombeado desde el Fin del Tubing hasta el Tope de la Perforación (bbl) =Factor de Capacidad del revestidor (bbl/ft) x (Tope de Perforación TVD (ft) – Fin del Tubing TVD (ft))



Ecuación para hallar Emboladas Bombeadas desde el Fin del Tubing hasta el

Tope de la Perforación

Emboladas Bombeadas desde el Fin del Tubing hasta el Tope de la Perforación (stk) =Volumen Bombeado en Revestidor (bbl) ÷ Capacidad de Desplazamiento de la Bomba (bbl/strk) 

Ecuación para hallar el Volumen Bombeado desde Tope hasta la Base de la

Perforación

Volumen Bombeado desde Tope hasta la Base de la Perforación (bbl) = Capacidad del Revestidor (bbl/ft) x (Base de la Perforacion TVD (ft) – Tope de la Perforacion TVD (ft))



Ecuación para hallar el Volumen Bombeado desde Tope hasta la Base de la

Perforación

57

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Volumen Bombeado desde Tope hasta la Base de la Perforación (stk)) = Volumen Bombeado en revestidor (bbl) ÷ Capacidad de la Bomba (bbl/strk)



Ecuación para hallar la Reducción de la Presión en Tubing

Reducción de la Presión en Tubing (psi/stks requeridos) = (Maxima Presion Inicial en Superficie (psi) – Maxima Presión al Fin del Tubing (psi)) X Emboladas Requeridas (stks) ÷ Volumen en Tubing (stk) 

Ecuación para hallar la Reducción de la Presión en el Revestidor

Reducción de la Presión en el Revestidor (psi/stks requeridos) = (Maxima Presión Inicial al Fin del Tubing (psi) – Presión Maxima Final (psi)) X Emboladas Requeridas (stks) ÷ Volumen desde el Fin del Tubing hasta el Tope de la Perforación (stk)

1.6.3. Propuesta y Justificación de soluciones

Propuesta

Soluciones Conocer y estudiar los registros y datos que se

Analizar las características de las

tiene de la formación Iquiri, Los Monos para

formaciones productoras del pozo HCY-2.

realizar los cálculos requeridos.( Mediante el internet).

Calcular la leack of test y la ingeniería

Analizar y evaluar los parámetros de presión

básica para posible operación de ahogo del

permitidos para la inyección de nitrógeno.

pozo con el método bullheading.

58

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Para conocer que esta tecnología está diseñada Realizar una tabla comparativa de los

para el control de la presión en el fondo del

posibles escenarios que pudo haber sufrido

pozo si aumenta la eficiencia y seguridad de la

el pozo HCY-2 sin una intervención

perforación mientras se perfora formaciones

adecuada del método bullheading.

inestables y reduce tiempo y costos. Y comparar el antes y el después .

1.7.

APLICACIÓN PRACTICA

Propuesta de perforación con la tecnología

La finalidad es mejorar los problemas que

MPD para el control de presión inyectando

se presentan en la sección de estudio,

nitrógeno mediante el método Bullheading

mediante el control de presiones, en la

en el pozo HCY-2 tramo 3600-4200 del

inyección de nitrógeno mediante

campo Huacaya.

Bullheading.

Perforar con la tecnología MPD para el control de presión inyectando nitrógeno mediante el método Bullheading en el pozo HCY-2 tramo 3600-4200 del campo Huacaya 1. Analizar las características de las formaciones en estudio.

.

Evaluar los registros y datos que se tiene de la formación Iquiri, Los Monos para realizar los calculos requeridos.

2. Calcular la leack of test y la ingeniería básica para posible

Evaluar los parámetros de presión permitidos para la inyección de nitrógeno Programa de

59

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perforación HCY-2

operación de ahogo del pozo con el método bullheading.

APLICACIÓN PRACTICA

3. Realizar una tabla comparativa de los posibles escenarios que pudo haber sufrido el pozo HCY-2 sin una intervención adecuada del método bullheading. 1. Analizamos datos y parámetros mínimos para la perforación con

Programa de perforación HCY-2 el proyecto se desarrolla en 1 semana Calendario

Nitrógeno. 2. Analizar las características de las tecnologías MPD Y BULLHEADING

1° OBJETIVO ESPECÍFICO.-Analizar las características de las formaciones productoras del pozo HCY-2. Tabla de presiones

60

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Fuente: Programa de perforación HCY-2

61

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Fuente: Programa de perforación HCY-2

Litología de la sección Iquiri: la sección superior consiste de intercalaciones de areniscas, limolitas y niveles lutiticos. El intervalo intermedio consiste de areniscas, limolitas e intercalaciones delgadas de lutitas. La base consiste de areniscas intercaladas con lutitas y limolitas. Los monos: Esta formación está constituida por lutitas, limolitas y muy escasa presencia de arenas de grano muy fino. Tiene un moderado contenido orgánico , sin embargo es la principal roca madre de los hidrocarburos que se explotan en Bolivia y sus características litológicas le permien ser un excelente sello para el reservorio huamampampa. Problemas 

Baja ROP



Perdidas de lodo



Estabilidad de pozo



Vibraciones: Altas vibraciones y cabeceo de la herramienta



Problemas para bajar cañería debido a estabilidad de pozos y escalones.



Alta tendencia a la desviación 62

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

Abrasividad

2°OBJETIVO ESPECÍFICO. – Calcular la leack of test y la ingeniería básica para posible operación de ahogo del pozo con el método bullheading.

DATOS DEL POZO HCY-2 DEL CAMPO HUACAYA:

Profundidad del pozo

3600 m

Gradiente anormal

0.032 psia/ft

Densidad fluido de control

15 ppg

Caída presión a favor de la formación

3500 psia

Determinamos si el pozo va sufrir fractura del tramo12 ¼ hasta los 4200 m apartir de la prueba LOT (Leack Of f Test).

Determinar la presión inicial de circulación: PIC= 𝑮𝒑 ∗ 𝒉 𝑃𝐼𝐶 = 0.032 ∗ 3600 ∗ 3.28

63

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𝑃𝐼𝐶 = 377.856 𝑝𝑠𝑖𝑎

Calcular la presión final: 𝐏𝟐 = 𝟎, 𝟎𝟓𝟐 ∗ 𝛒𝐟𝐜 ∗ 𝐡𝐓 P2 = 0,052 ∗ 15ppg ∗ 4200 𝑚 ∗3.28 𝑓𝑡/𝑚 P2 = 10745.28 psia

𝑷𝑭𝑪 = 𝑷𝟐 ± Δ𝑷 𝑃𝐹𝐶 = 10745, 28 𝑝𝑠𝑖𝑎 + 3500 𝑝𝑠𝑖𝑎 𝑃𝐹𝐶 = 14245.28 𝑝𝑠𝑖𝑎

Hallar la presión de fondo de pozo: 𝐏𝐟𝐨 = 𝟎. 𝟎𝟓𝟐 ∗ 𝛒𝐟𝐜 ∗ Δ𝐇 Δ𝐇 = 𝐡𝐟 – 𝐡 ΔH = 4200m − 3600m ΔH = 600m ∗3,28 ft/m ΔH = 1968 ft Pfo = 0.052 ∗ 15 ∗ 1968 Pfo = 1535.04 psia + 3500 𝑝𝑠𝑖𝑎 Pfo = 5035.04 psia 𝐁𝐇𝐏 = 𝐏𝐟𝐨 − 𝐏𝟐 + 𝐏𝐈𝐂 + 𝑷𝑭𝑪

64

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BHP = 5035.04 − 10745.28 + 377.856 + 14245.28 BHP = 8912.896 psia

Calcular la densidad inicial: 𝐏𝐢 = 𝟎. 𝟎𝟓𝟐 ∗ 𝛒𝐢 ∗ 𝐡𝐢 𝝆ᵢ =

𝑷ᵢ 𝟎. 𝟎𝟓𝟐 ∗ 𝒉ᵢ

377856 𝑝𝑠𝑖𝑎

𝜌ᵢ =

0.052 ∗ 3600 𝑚 3.28

𝑓𝑡⁄ 𝑚

𝜌ᵢ = 0,62 𝑝𝑠𝑖𝑎 Determinar el DEC: 𝑫𝑬𝑪 =

𝐷𝐸𝐶 =

𝑩𝑯𝑷 + 𝝆ᵢ 𝟎. 𝟎𝟓𝟐 ∗ 𝒉𝑻

8912.896 + 0.62 0.052 ∗ 13776

𝐷𝐸𝐶 = 13.06 𝑝𝑝𝑔

Determinar la (Leack Off Test) LOT: 𝑳𝑶𝑻 =

𝐿𝑂𝑇 =

∆𝑷 + 𝝆ᵢ 𝟎. 𝟎𝟓𝟐 ∗ ∆𝑯

3500 + 0.62 0.052 ∗ 1968

𝐿𝑂𝑇 = 34.82 𝑝𝑝𝑔

𝑳𝑶𝑻 > 𝑫𝑬𝑪 34.82 >13.06

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NOTA: El LOT siempre debe ser mayor que el DEC, no se está fracturando el pozo por lo q se puede estrangular las presiones tranquilamente, si el DEC sobrepasa el LOT entonces se tendría un problema y se tendrá que modificar algún parámetro para obtener LOT > DEC

APLICACIÓN PRÁCTICA MÉTODO DE REGRESAR FLUIDOS CONTRA-FORMACIONES (BULLHEADING) Este método consiste en bombear contra-formación la capacidad de la o las tuberías de la sarta de perforación o a través de un aparejo de producción o sarta de perforación. El método se lleva a cabo cuando no hay obstrucciones en la tubería y puede lograrse la inyección de los fluidos del pozo, dentro de la formación sin exceder ningún límite de presión. Se desplaza todo el volumen en el interior de la tubería con la cantidad necesaria de un fluido de perforación o un fluido de reparación. Durante la etapa de perforación de un pozo, cuando se presenta un brote y dependiendo las condiciones; puede utilizarse esta técnica. Como es el caso de un brote con fluidos deambiente amargo y corrosivo (H2S o C02); donde luego de efectuar el cierre del pozo, analizar la situación y tomar la decisión a seguir; sea recomendable regresar los fluidos contra-formación (Bullheading) en lugar de sacarlos a la superficie y los consiguientes riesgos a la instalación del equipo y los trastornos respiratorios para el equipo de trabajo. ACTIVIDADES 1. Determinar las presiones de las tuberías con el pozo cerrado, TP y TR con su límite de cada una a la presión interna. 2. Tener los cálculos de volúmenes que se pretendan bombear. Elaborar una hoja de control de brotes con su cédula de trabajo contra el total de emboladas para desplazar los fluidos hasta el extremo de la tubería o la barrena. 66

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3. Al iniciar la operación, la bomba debe superar la presión del pozo, la cual podrá ser mayor que la presión en la tubería de perforación al cerrar el pozo (PCTP). A medida que la presión reducida de circulación está inyectando contra-formación la lectura en el manómetro, disminuirá conforme el fluido de control se acerca a la formación. 4. Al llegar el fluido a la formación, al no ser del mismo tipo del brote, causará una resistencia a la inyección contra-formación, incrementando la presión de bombeo. 5. Cuantificar el total de emboladas y parar la bomba. DESCRIPCIÓN DE LAS ACTIVIDADES: -

Deberá cuidarse en no rebasar ninguna presión máxima permisible, cuidando los valores de la hoja para el control de brotes y lectura en los manómetros.

-

Si en los cálculos se previno un sobre desplazamiento del fluido de control se determinará inyectarlo en la misma etapa.

-

Si el pozo aún registra presión, sucedió que el gas migró hacia arriba durante el bombeo contra-formación o bien el fluido utilizado no tenía la densidad requerida. Por lo que se evitará no fracturar la formación a la profundidad de la zapata de la tubería de revestimiento y en los demás puntos del sistema de control.

En operaciones de mantenimiento de pozos (workover), el inyectar contra-formación (Bullheading) puede tener limitaciones, en función al intervalo productor en explotación y condiciones del yacimiento cuando se pretenda aplicar este método. Podrá suceder que, los fluidos que aporte el intervalo productor sean demasiado viscosos, resultando que la operación se prolongue por bastante tiempo. -

Al aplicar el método por el interior de la tubería, es recomendable represionar el espacio anular de la TR para evitar una ruptura por el exterior de la TP. Por lo que deberán tenerse registradas las presiones internas a su límite de ruptura para no excederlas.

67

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-

El gas es un fluido más penetrable en relación al aceite y al agua salada. Por lo consiguiente puede ser menos necesario fracturar si el brote es gas.

-

El control contra-formación es una técnica común en un escenario de perforación. Cuando el pozo está perforado horizontalmente, es altamente fracturable, si la formación la componen carbonatos simples. Este no es un método recomendado para un pozo perforado verticalmente donde varias formaciones están expuestas a lo largo de la longitud del pozo.

-

En un escenario de reparación, en un pozo vertical u horizontal donde haya un agujero revestido, la mayoría de las formaciones son separadas por las tuberías de revestimiento y hay más control respecto a cuál formación se regresarán los fluidos del brote utilizando este método.

-

El gas siempre causará problemas de migración, siendo recomendable agregarle al fluido de control viscosificantes que retarden este proceso durante la operación de control.

-

El yacimiento puede tener baja permeabilidad y tal vez se requerirá exceder la presión de fractura, sin llegar al límite de ocasionar una pérdida de circulación.

-

Inyectar los fluidos contra-formación (Bullheading) no está limitado a bombear por el espacio anular. Sin embargo, las fricciones por este espacio son considerablemente menores que por dentro de la tubería de perforación. Esto permite una mayor disponibilidad en la presión de bombeo por el espacio anular, cuando se efectúa una operación contra-formación. Los siguientes aspectos deberán ser considerados: a) El brote puede estar arriba de una zona muy débil del pozo. b) El lodo podrá bombearse a un alto gasto en el cual el gas migre hacia arriba. c) Suficiente permeabilidad o fracturas inducidas o naturales pueden presentarse al forzar contra-formación los fluidos.

68

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d) Si la permeabilidad presente es suficiente y no se desea incluir una fractura adicional, las presiones en superficie no deberán excederse al tener en consideración las presiones de fractura calculadas.

Variables a considerar Permeabilidad de la formación 

Tipo de afluencia



Contaminación de afluencia con lodo



Posición de afluencia



Fuerza de la formación



Resistencia al estallido de la carcasa a la presión superficial y de la cabeza del pozo / BOP

FORMULAS QUE SE UTILIZARAN PARA REALIZAR LA INGENIERIA BASICA DEL PROYECTO 

Ecuación para hallar la presión de formación

Presión de formación (psi) = (densidad del lodo * 0.052*TVD) + presión de cierre



Ecuación para hallar la presión hidrostática

Presión hidrostática (psi) = densidad del lodo*0.052*TVD 

Ecuación para hallar la presión de fractura

Presión de Fractura (psi) = Gradiente de Fractura (psi/ft) x Tope de Perforación TVD (ft)

69

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

Ecuación para hallar la presión hidrostática inicial

Presión Hidrostática Inicial (psi) = Presión de Formación (psi) – Presión de Cierre en el Cabezal del Tubing (psi) 

Ecuación para hallar la Densidad Inicial Promedio del Fluido

Densidad Inicial Promedio del Fluido (lpg) = Presión Hidrostática Inicial (psi) ÷ (0.052 x Tope de Perforación TVD (ft)) 

Ecuación para hallar el Peso del Lodo de Matar

Peso del Lodo de Matar (lpg) = Densidad Inicial Promedio del Fluido + (Presión de Cierre en Tubing (psi) ÷ 0.052 ÷ Tope de Perforación TVD (ft)) 

Ecuación para hallar Máxima Presión Inicial en Superficie

Máxima Presión Inicial en Superficie (psi) = Formation Fracture Pressure (psi) –Initial Hydrostatic Pressure (psi) 

Ecuación para hallar la Máxima Presión Final en Tubing

Máxima Presión Final en Tubing (psi) = Presión de Fractura (psi) – (Peso del Lodo de Matar (ppg) x 0.052 x Fin del Tubing TVD (ft)) – Densidad Inicial Promedio del Fluido (ppg) x 0.052 x (Tope de Perforación TVD (ft) – Fin del Tubing TVD (ft)) 

Ecuación para hallar la Presión Máxima Final

Presión Máxima Final (psi) = Presión de Fractura de la formación *tope de perforación (psi) – (Peso de Matar del Lodo (ppg) x 0.052 x Tope de la Perforación TVD (ft)) 

Ecuación para hallar la Presión Final Máxima

Presión Final Máxima (psi) = Presión de Fractura de la formación * Base de perforación (psi) – (Peso de Matar del Lodo (ppg) x 0.052 x Base de la Perforación TVD (ft))

70

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

Ecuación para hallar el Volumen Bombeado en la Tubería

Volumen Bombeado en la Tubería (bbl) = Factor de Capacidad del Tubing (bbl/ft) x Longitud del Tubing (ft) 

Ecuación para hallar las Emboladas Bombeadas en Tubing

Emboladas Bombeadas en Tubing (stk) = Volumen Bombeado en la Tubería (bbl) ÷ Capacidad de Desplazamiento de la Bomba (bbl/strk) 

Ecuación para hallar el Volumen Bombeado desde el Fin del Tubing hasta el Tope de la Perforación

Volumen Bombeado desde el Fin del Tubing hasta el Tope de la Perforación (bbl) = Factor de Capacidad del revestidor (bbl/ft) x (Tope de Perforación TVD (ft) – Fin del Tubing TVD (ft)) 

Ecuación para hallar Emboladas Bombeadas desde el Fin del Tubing hasta el Tope de la Perforación

Emboladas Bombeadas desde el Fin del Tubing hasta el Tope de la Perforación (stk) = Volumen Bombeado en Revestidor (bbl) ÷ Capacidad de Desplazamiento de la Bomba (bbl/strk) 

Ecuación para hallar el Volumen Bombeado desde Tope hasta la Base de la Perforación

Volumen Bombeado desde Tope hasta la Base de la Perforación (bbl) = Capacidad del Revestidor (bbl/ft) x (Base de la Perforación TVD (ft) – Tope de la Perforación TVD (ft)) 

Ecuación para hallar el Volumen Bombeado desde Tope hasta la Base de la Perforación

Volumen Bombeado desde Tope hasta la Base de la Perforación (stk)) = Volumen Bombeado en revestidor (bbl) ÷ Capacidad de la Bomba (bbl/strk)

71

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

Ecuación para hallar la Reducción de la Presión en Tubing

Reducción de la Presión en Tubing (psi/stks requeridos) = (Máxima Presión Inicial en Superficie (psi) – Máxima Presión al Fin del Tubing (psi)) X Emboladas Requeridas (stks) ÷ Volumen en Tubing (stk) 

Ecuación para hallar la Reducción de la Presión en el Revestidor

Reducción de la Presión en el Revestidor (psi/stks requeridos) = (Máxima Presión Inicial al Fin del Tubing (psi) – Presión Máxima Final (psi)) X Emboladas Requeridas (stks) ÷ Volumen desde el Fin del Tubing hasta el Tope de la Perforación (stk) APLICACIÓN PRACTICA Datos del pozo MD: 5900 m -> 15288.71 ft 19352 TVD Tubing: 4500 m -> 14763.78 18696 ft Densidad del lodo: 1º = 14.2 lpg; 2º = 10.43 lpg Nitrógeno Gradiente de fractura: 15.8 ppg Presión de cierre: 580 psi Gradiente anormal 0.032 psia/ft 

Presión de formación (psi) = (densidad del lodo * 0.052*TVD) + presión de cierre

Presión de formación (psi) = (14.2* 0.052*19352) + 580

72

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Presión de formación (psi) = 14869.52 psi 

Presión hidrostática (psi) = densidad del lodo*0.052*TVD

Presión hidrostática (psi) = 14.2*0.052*19352 Presión hidrostática (psi) = 14289.52 psi



Presión hidrostática (psi) = densidad del lodo*0.052*TVD

Presión hidrostática (psi) = 10.43*0.052*19352 Presión hidrostática (psi) = 10495.75 psi Presión de fractura > 1200 psi 

Presion de Fractura (psi) = Gradiente de Fractura (psi/ft) x Tope de Perforación TVD (ft)

Presion de Fractura (psi) = 0.82 x 19352= 15868.64 psi 

Presión Hidrostática Inicial (psi) = Presión de Formación (psi) – Presión de Cierre en el Cabezal del Tubing (psi)

Presión Hidrostática Inicial (psi) = 14869.52 – 580 = 14289.52 psi 

Densidad Inicial Promedio del Fluido (lpg) = Presión Hidrostática Inicial (psi) ÷ (0.052 x Tope de Perforación TVD (ft))

Densidad Inicial Promedio del Fluido (lpg) = 14289.52 ÷ (0.052 x 19352) Densidad Inicial Promedio del Fluido (lpg) = 14.20 lpg 

Peso del Lodo de Matar (lpg) = Densidad Inicial Promedio del Fluido + (Presión de Cierre en Tubing (psi) ÷ 0.052 ÷ Tope de Perforación TVD (ft))

Peso del Lodo de Matar (lpg) = 14.20 + (580÷ 0.052 ÷19352) = 14,77 lpg

73

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

Máxima Presión Inicial en Superficie (psi) = Formation Fracture Pressure (psi) – Initial Hydrostatic Pressure (psi)

Máxima Presión Inicial en Superficie (psi) = 15868.64 – 14289.52 = 1579.12 psi Los Cálculos de Abajo se relacionan con la presión mientras se está realizando el Bullheading. 

Máxima Presión Final en Tubing (psi) = Presión de Fractura (psi) – (Peso del Lodo de Matar (ppg) x 0.052 x Fin del Tubing TVD (ft)) – Densidad Inicial Promedio del Fluido (ppg) x 0.052 x (Tope de Perforación TVD (ft) – Fin del Tubing TVD (ft))

Máxima Presión Final en Tubing (psi) = 15868.64 – (14.77 x 0.052 x 18696) – (14.20 x 0.052 x (19352 – 18696)) = 1024.97 psi 

Presión Máxima cuando el Peso de Lodo de Matar alcanza la Perforación Tope de la Perforación (19352 pies MD)



Presión Máxima Final (psi) = Presión de Fractura de la Formación * tope de perforación (psi) – (Peso de Matar del Lodo (ppg) x 0.052 x Tope de la Perforación TVD (ft))

Presión Máxima Final (psi) = 0.82 x 19352 – (14.77 x 0.052 x 19352) Presión Máxima Final (psi) = 1005.52 psi Base de la Perforación (18696 ft TVD) 

Presión Final Máxima (psi) = Presión de Fractura de la Formación *Base de perforación (psi) – (Peso de Matar del Lodo (ppg) x 0.052 x Base de la Perforación TVD (ft))

Presión Final Máxima (psi) = 0.82 x 18696 – (14.77 x 0.052 x 18696) Presión Final Máxima (psi) = 971.44 psi

74

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La presión final máxima más conservadora es 1005.52 psi. Como se puede notar, al tener como referencia el tope de la formación nos da un valor de la presión final máxima más conservador, por ello esa es la razón que se seleccione ese punto para los cálculos. 

Volumen Bombeado en la Tubería (bbl) = Factor de Capacidad del Tubing (bbl/ft) x Longitud del Tubing (ft)

Volumen Bombeado en la Tubería (bbl) = 0.7446 x 18696 = 13921.04 bbl 

Emboladas Bombeadas en Tubing (stk) = Volumen Bombeado en la Tubería (bbl) ÷ Capacidad de Desplazamiento de la Bomba (bbl/strk)

Emboladas Bombeadas en Tubing (stk) = 1099.31÷ 0.14 = 7852.21 emboladas 

Volumen Bombeado desde el Fin del Tubing hasta el Tope de la Perforación (bbl) = Factor de Capacidad del revestidor (bbl/ft) x (Tope de Perforación TVD (ft) – Fin del Tubing TVD (ft))

= 0.17378 x (19352 – 18696) = 113.99 bbl 

Emboladas Bombeadas desde el Fin del Tubing hasta el Tope de la Perforación (stk) = Volumen Bombeado en Revestidor (bbl) ÷ Capacidad de Desplazamiento de la Bomba (bbl/strk)

= 113.99 ÷ 0.14 = 814.28 emboladas 

Volumen Bombeado desde Tope hasta la Base de la Perforación (bbl) = Capacidad del Revestidor (bbl/ft) x (Base de la Perforación TVD (ft) – Tope de la Perforación TVD (ft))

= 0.17378 x (19352 – 18696) = 113.99 bbl

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

Volumen Bombeado desde Tope hasta la Base de la Perforación (stk)) = Volumen Bombeado en revestidor (bbl) ÷ Capacidad de la Bomba (bbl/strk)

= 113.99 ÷ 0.14 = 814.28 strokes Con el fin de empujar de regreso a todos los fluidos de la formación, se requiere que el volumen bombeado debe ser al menos desde la superficie hasta el final de la perforación cañoneada. 

Programa de Presiones Mientras se realiza Bull Heading Tiene el mismo concepto del método de control de pozos por Esperar y Pesar. Reducción de la Presión en Tubing (psi/stks requeridos) = (Máxima Presión Inicial en Superficie (psi) – Máxima Presión al Fin del Tubing (psi)) X Emboladas Requeridas (stks) ÷ Volumen en Tubing (stk)

Para estos Calculos , se selecciona 100 emboladas. 

Reducción de la Presión en Tubing (psi/required stks)

= (767.56 – 670.75) x 100 ÷ 7852.21= 410.02psi / 100 stks 

Reducción de la Presión en el Revestidor (psi/stks requeridos) = (Maxima Presión Inicial al Fin del Tubing (psi) – Presión Maxima Final (psi)) X Emboladas Requeridas (stks) ÷ Volumen desde el Fin del Tubing hasta el Tope de la Perforación (stk)

= (670.75 – 667.20) X 100 ÷ 186 = 91.22psi / 100 stks Tabla de resultados Presión de formación (psi)

= 14869.52 psi

76

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Presión hidrostática (psi)

=14289.52 psi

Presión hidrostática (psi)

=10495.75 psi

Presión de Fractura (psi)

=15868.64 psi

Presión Hidrostática Inicial (psi)

=14289.52 psi

Densidad Inicial Promedio del Fluido

= 14.20 lpg

(lpg)

Peso del Lodo de Matar (lpg)

=14,77 lpg

Máxima Presión Final en Tubing (psi)

=1024.97 psi

77

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Presión Máxima Final (psi)

=1005.52 psi

Presión Final Máxima (psi)

=971.44 psi

Volumen Bombeado en la Tubería (bbl)

=13921.04 bbl

Emboladas Bombeadas en Tubing (stk)

=7852.21 emboladas

Volumen Bombeado desde el Fin del

=113.99 bbl

Tubing hasta el Tope de la Perforación (bbl)

Emboladas Bombeadas desde el Fin del

=814.28

Tubing hasta el Tope de la Perforación

emboladas

(bbl)

Volumen Bombeado desde Tope hasta la

=113.99 bbl

78

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Base de la Perforación (bbl)

Volumen Bombeado desde Tope hasta la

=814.28 strokes

Base de la Perforación (stk))

Reducción de la Presión en Tubing

=410.02psi

/

100 stks

Reducción de la Presión en el Revestidor

=91.22psi / 100

(psi/stks requeridos)

stks

79

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CONCLUCIONES Y RECOMENDACIONES

Conclusiones Se concluye que con la aplicación MPD las perforaciones de pozos petroleros son eficientes ya que esta tecnología está diseñada para el control de la presión en el fondo del pozo, aumenta la eficiencia y seguridad de la perforación mientras se perfora formaciones inestables, por lo tanto reduce tiempo de perforación. Los cálculos realizados manualmente y fueron con una LOT de 34.82 ppg. Por lo que significa que el LOT es mayor de la DEC. Reducción de la Presión en Tubing 410.02psi / 100 stks y Volumen Bombeado en la Tubería (bbl) de =13921.04 bbl

Recomendaciones Se recomienda con la finalidad es mejorar los problemas que se presentan en la sección de estudio, mediante el control de presiones, en la inyección de nitrógeno mediante Bullheading. La tecnología MPD es uno de los arreglos por lo tanto se recomienda utilizar en todos los pozos petroleros de Bolivia y tener mayor seguridad al momento de la perforación porque está diseñada para el control de la presión en el fondo del pozo, aumenta la eficiencia y seguridad de la perforación mientras perfora formaciones inestables reduce costos.

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ANEXOS

CORTE ESTRUCTURAL

Fuente: Programa de perforación HCY-2

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ESQUEMA DE COSTOS DE PERFORACIÓN

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Fuente: Programa de perforación HCY-2

DIAGRAMA NORMAL Y CON CONTINGENCIAS

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Fuente: Programa de perforación HCY-2

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BIBLIOGRAFIA

1) REPSOL E&P BOLIVIA S.A. bloque Caipipendi campo Huacaya programa de perforación pozo huacaya-2 hcy-2 2) https://es.slideshare.net › bozstuart › perf...Perforacion direccional – SlideShare . 3) https://es.scribd.com › doc › Deber-de-P.Deber de Pozos Tipo J , S y H – Scribd. 4) https://www.runrunenergetico.com/internacional-halliburton-lanza-dispositivocontrol-giratorioavanzado-perforacion/https://www.slb.comPDF PowerDrive vorteX Powered Rotary Steerable System – Schlumberger . 5) https://www.slb.com › powerdrive_family. 6) https://www.slb.comPDF Sistema rotativo direccional PowerDrive vorteX RSS y barrenas – Schlumberger. 7) www.portaldelpetroleo.com › 2016/03 . 8) Perforación

Direccional,

Tipos

de

Perforación,

Propósitos

y

Motor

de

...https://www.slb.comPDF.

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