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ESCUELA MILITAR DE INGENIERIA “BOLIVIA” 1. TÍTULO OPTIMIZAR LA PERFORACION DIRECCIONAL CON LA HERRAMIENTA POWER DRIVE XCEED PARA EL POZO ITU-4D CAMPO ITAU 2. INTRODUCCIÓN Perforación direccional es la técnica que consiste en dirigir un pozo a través de una trayectoria predeterminada, para interceptar un objetivo designado en el subsuelo. En sus principios esta tecnología surgió como una operación de remedio. Se desarrollo de tal manera que se considera una herramienta para la optimización de yacimientos. Son varios los casos donde se aplica la perforación direccional. La geología local puede determinar una trayectoria complicada para un pozo, tal como perforar alrededor de domos salinos o encontrarse con formaciones de geología muy accidentada. No solo eso, puede ocurrir también que el yacimiento se encuentre en una zona donde resulte difícil perforar o se puede optar por la perforación direccional para optimizar, disminuir los costos y tiempo de perforación.

GRÁFICA 1.1.- APLICACIONES DE LA PERFORACIÓN DIRECCIONAL

FUENTE – PERFORACION DIRECCIONAL, FACULTAD DE INGENIERIA UBA

La perforación direccional comprende de los siguientes aspectos: tecnología de pozos horizontales, de alcance extendido, y multilaterales, el uso de herramientas que permiten determinar la inclinación y dirección de un pozo durante la perforación del mismo (MWD), estabilizadores y motores de fondo de calibre ajustable, barrenas bicéntricas, por mencionar algunos. Con frecuencia el control de la desviación es otro concepto que se relaciona con la perforación direccional. Se define como el proceso de mantener el agujero dentro de algunos limites predeterminados, relativos al ángulo de inclinación, o al desplazamiento horizontal con respecto a la vertical de ambos. Resulta evidente, que sin el avance de la tectología en cuanto a perforación direccional, no sería físicamente posible perforar un pozo con tales características de pozo direccional, debido que el mismo seria perforado en una locación poco adecuada o resultara más costosa o de mayor riesgo. Los sistemas rotativos direccionales permiten planificar geometrías de pozos complejos, incluyendo pozos horizontales y de alcance extendido. Posibilitan la rotación de la columna de perforación mientras se dirige la trayectoria del pozo, con lo cual se elimina el problemático modo de deslizamiento, propio de los motores direccionales convencionales.

Schlumberger, es la mayor empresa del mundo de servicios a yacimientos petroleros a nivel mundial. Desde el año 1997 se implementa la herramienta powerdrive xceed, que se especializa en la perforación

de pozos

direccionales. Powerdrive xceed un sistema RSS totalmente rotativo mejora el rendimiento de la perforación de varias maneras perforando más de metros y dejan una pared suave y de alta calidad facilitando las operaciones de cementación y de bajada de la tubería de revestimiento; representando un avance en lo que respecta a confiabilidad y eficiencia, facilitando la perforación de secciones más largas, optimizando el posicionamiento del pozo y reduciendo el tiempo de perforación. Loa ahorros resultantes pueden llegar a ser directos y sustanciales. En el presente trabajo, se busca optimizar la perforación de pozos direccionales con la herramienta powerdrive xceed, en la perforación del pozo ITU - 4D en el campo ITAU, ubicado en el departamento de Tarija, campo que busca optimizar la perforación direccional en sus pozos es por tal motivo que la propuesta es bien recibida.

3. ANTECEDENTES La tecnología de perforación direccional tuvo sus inicios en la década de los veinte. En 1930 se perforo el primer pozo direccional controlado por Huntington Beach, California. En 1943 se perforo el primer pozo de alivio en Conroe, Texas. Desde entonces los motores de desplazamiento positivo (PDM) que se colocan en los conjuntos de fondo (BHA) se utilizan para perforar todos los pozos direccionales. Con

el

paso

del

tiempo

fueron

apareciendo

nuevas

herramientas

complementarias a las convencionales, que ofrecen una mejor calidad de recolección de datos existentes durante la perforación. Ayudando así, a lograr un mejor direccionamiento del pozo para poder alcanzar el objetivo.

La perforación direccional contribuyo al primer paso para el desarrollo de la técnica de la perforación horizontal. Esta perforación direccional controlada es la técnica que permite la desviación intencional de un pozo desde la dirección vertical, siguiendo un determinado programa establecido en términos de la profundidad y ubicación relativa del objeto, espaciamiento entre pozos, facilidades de la ubicación de la localización en el punto de superficie y espesor del objeto a interceptar. A comienzos de los años 90 se desarrollaron las primeras herramientas direccionales de medición durante la perforación MWD (Measuring While Drilling) que son equipos adaptados a la sarta de perforación. Actualmente, han salido al mercado nuevas herramientas que tienen incorporadas otros sistemas de MDW, ese es el caso de Power Drive Xceed. Power Drive Xceed es un sistema direccional rotativo que ha sido diseñado para ser preciso y confiable en ambientes de perforación rigurosos y accidentados además reducen al espiralado del pozo debido a las variaciones de su trayectoria. Estos

orientan

la

barrera

a

través

de

un

mecanismo

interno

de

direccionamiento, extendiendo los beneficios de los sistemas direccionales rotativos a aquellas aplicaciones en las que los mecanismos alcanzan sus límites de rendimiento. El mecanismo interno

direccionamiento, totalmente

cerrado y resistente, de los sistemas Power Drive Xceed provee ventajas significativas en cuanto a desgaste y confiabilidad para una perforación productiva en ambientes abrasivos. También reducen la dependencia del direccionamiento respecto al contacto con la pared de pozo. Es ideal para la perforación de pozos de re-entrada en agujeros descubiertos agrandados o desmoronados y para la perforación productiva en formaciones blandas y estratificadas. Además, permite el uso de barrenas bicentricas para operaciones de perforación direccional. Debido a que los sistemas Power Drive Xceed no dependen del contacto con la pared del pozo para lograr el incremento angular, pueden desarrollar desviaciones en patas de perro y perforar pozos de re-entrada con

incrementos angulares de 8°/100 pies [8°/30.5m] a fin de colocar los pozos en el mejor lugar del yacimiento. Esta sistema Power Drive Xceed 900 RSS ayudo a colocar un pozo en mejor lugar en menos tiempo en el campo Dubarton, ubicado en el Mar del Norte. Este sistema RSS alcanzo una ROP de 450 pies/h [137m/h] y proveyó altas severidades de pata de perro en formaciones blandas durante la perforación de la fase de 12 1/4 pulgadas [311.12mm] del pozo. Los sistemas Power Drive Xceed forman parte de la familia de sistemas rotativos direccionales Power Drive. Todos estos sistemas poseen un diseño totalmente rotativo, lo cual les otorga ventajas significativas que tienen piezas o componentes no rotativos que rotan muy lentamente. Ya que este sistema es totalmente rotativo no requiere compromisos en las operaciones de perforación, no hay necesidad de disponer equipos o procedimientos especiales. El contrato de operación del bloque XX Tarija Oeste, donde está el Campo Itau, fue suscrito el 28 de octubre de 2006, refrendado por Ley 3664, del 23 de abril del 2007, y está en vigencia desde el 2 de mayo del mismo año. Itaú tiene una capacidad de (producción) de 5,7 millones de metros cúbicos día (MMmcd) de gas natural, parte del gas es para el contrato interrumpible. Itaú fue operada por Petrobras Bolivia SA en sociedad con otras empresas, tuvo una participación del 30%, Total el 41%, British Gas (BG) 25% e YPFB Chaco (subsidiaria de YPFB) el 4%. El 75% que fue producido por Petrobras en San Alberto e Itaú va destinado a Brasil para cumplir con el contrato del Gas Supply Agreement (GSA) entre Bolivia y Brasil, firmado el 16 de agosto de 1996 en la ciudad de Río de Janeiro. Itaú posee los pozos ITU-X1, ITU-X2 e ITU-X4. Este campo (Bloque XX Tarija Oeste) se ubica cerca de la planta de gas San Alberto. El campo San Alberto tiene dos plantas, cada una de éstas tiene una capacidad de producción de 6,6 MMmcd de gas natural y suman en total 13,2 MMmcd. A éstas se suma la planta de Itaú con capacidad de producción de 5,7 MMmcd y fue inaugurada el 31 de enero de este año. Estas tres hacen que se llegue a una capacidad de producción de 18,9 MMmcd.

Además, la petrolera brasileña Petrobras fue la operadora del Campo, debido a que la estructura del Itau es compartida con San Alberto,

GRÁFICA 3.1.-UBICACIÓN SATELITAL DEL CAMPO ITAU

FUENTE: Mapa, coordenadas GPS e imagen de satélite de Itaú en Tarija, Gran Chaco Itaú ( Lugar poblado ) Departamento: Tarija Provincia: Gran Chaco Municipio: Caraparí Latitud: -21.7

Longitud: -63.9

4. PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA 4.1

IDENTIFICACIÓN DEL PROBLEMA En los campos petroleros del sur de Bolivia existen formaciones geológicas complejas, donde se tiene problemas durante la perforación como ser:

inestabilidad del pozo debido a fuerzas tectónicas, alta tendencia de desviación, altos buzamientos, pérdidas, lo que provoca un elevado costo económico para la perforación de un pozo en esa zona geológica. Los problemas más frecuentes con los entrampamientos de herramienta sobre todo al atravesar la formación los Monos, el bajo régimen de penetración al atravesar esta formación debido a la dureza y al bajo rendimiento de los trépanos empleados para la penetración, las constantes perdidas de circulación en la hidráulica de perforación. Las soluciones a estas dificultades por lo general terminan en la realización de sidetracks que a la larga presentan los mismos problemas mencionados anteriormente. Es por eso que es imperativa la aplicación de nuevas tecnologías para disminuir el tiempo de perforación, una manera de solucionar esto es la propuesta de técnicas como la perforación direccional, pero aun así sin la tecnología necesaria, los problemas seguirían existiendo aumentando el costo total del proyecto y el tiempo de perforación. (se debe presentar parte de la solución) 4.2

IDENTIFICACIÓN DE LA SITUACIÓN PROBLEMÁTICA A fines de 1995, Petrobras Bolivia inició sus operaciones, de manera efectiva, a mediados de 1996. En el país, nuestra actuación está centrada en el desarrollo de la industria de hidrocarburos.

Al optimizar la perforación direccional en el mega campo de Itau, por los contratos que se tienen hasta el 2019 con los países vecinos Brasil y Argentina, por la estratigrafía del campo solo se extrae un 20% sobre el total del 100 % del reservorio, se pierde cantidad de hidrocarburos que generan gastos económicos y tiempos perdidos. Actualmente nuestras actividades en Bolivia incluyen, operaciones de exploración y producción de hidrocarburos. Se destacan nuestras operaciones en los megos campos de gas San Alberto, San Antonio e Itaú, localizados en el departamento de Tarija, que albergan las mayores reservas de gas natural del país. Con la estatal boliviana Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos

(YFPB), firmamos un contrato de suministro de gas natural al mercado brasileño, conocido como GSA (Gas Supply Agreement). El acuerdo establece la compra de un volumen máximo de 30 millones de metros cúbicos por día hasta el año 2019. La producción de los campos que operamos (San Alberto, San Antonio e Itaú) equivale a más del 51% de la producción de gas de Bolivia, del total que el país requiere para cumplir los compromisos del mercado interno y de exportación. 4.3

ANÁLISIS CAUSA-EFECTO ESTA EN OTRO DOCUMENTO

4.4

FORMULACIÓN DEL PROBLEMA Dentro las causas se tiene: Factores Geológicos que los datos son diferentes con la diferente estratigrafía, plegamiento de formación, tipo de roca, buzamiento de capas. Los parámetros de formación también tienen diferentes datos como ser la presión que cambia según cambia la profundidad, el caudal de lodo que se inyecta, el peso sobre el trepano que podría generar una fractura y las revoluciones por minuto que se tienen y se desgastan las aletas. La maquinaria se desgasta prematuramente debido a la extracción constante para insertar otras herramientas que vayan midiendo la presión, temperatura, porosidad, entre otros datos importantes, siendo que se debe estar pendiente de muchas herramientas para tomar diferentes datos que se pueden confundir por no poner atención correcta a una herramienta si no a varias. Dentro el área social el gobierno extiende los contratos a largos plazos para la exportación de gas, sin tener en cuenta que las reservas cubran un mercado interno y un mercado externo el cual no se puede romper contratos firmados.

Debido a los causa mencionadas en factores geológicos, parámetros de formación, múltiple maquinaria a utilizar y área social comprometida con el mercado interno y externo es que se tiene la causa de problemas durante la perforación que generan pérdidas provocando un elevado costo económico y desgaste prematuro de las herramientas.

5. Objetivos 5.1 OBJETIVO GENERAL 

Optimizar la perforación direccional con la herramienta Power Drive Xceed para el pozo ITU-4D Campo Itau, que coadyuve a la reducción del tiempo de las operaciones de perforación.

5.2 OBJETIVOS ESPECÍFICOS  Realizar un diagnóstico de producción del campo Itau “pozo ITU-4D”  Analizar los antecedentes de perforación de los pozos colindantes.  Caracterizar las formaciones del campo Itau  Realizar el diseño hidráulico el arreglo del fondo (BHA) con la herramienta Powerdrive Xceed.  Evaluar económica y técnicamente la aplicación de la herramienta Powerdrive Xceed. 5.3 MATRIZ DE OBJETIVOS ESPECÍFICOS – ACCIONES-TEMAS Objetivos

-

Realizar

Acciones

un

diagnóstico

de

-

Ubicar el área de estudio

-

Analizar el plan de producción

-

Evaluar el comportamiento económico

producción del campo Itau “pozo ITU-4D”

-

Analizar perforación

los antecedentes de de

los

-

pozos

Obtener

información

de

datos

históricos

colindantes -

Realizar estudio de las formaciones

-

Evaluar las características de los equipos de operación

 - Caracterizar las formaciones del campo Itau -

-

Realizar el diseño hidráulico el

-

Calculo de la severidad

-

Calculo del torque y arrastre

-

Información sobre plan direccional del

arreglo del fondo (BHA) con la

pozo y sistema de perforación

herramienta Powerdrive Xceed. -

Información sobre facilidades del uso de herramienta Power Drive Xceed

-

Arreglo del fondo (BHA), tamaño y tipo de “PD Xceed”

-

Calculo de hidráulica

-

Determinación de la inversión y costos

Evaluar económica y técnicamente la aplicación de

del proyecto.

la herramienta Powerdrive Xceed.

-

Análisis

comparativo

economico direccionales.

de

las

tecnicoherramientas

-

Obtener información de la existencia de pérdidas durante la producción

6. Justificación 6.1

JUSTIFICACIÓN TÉCNICA

La tecnología de la herramienta Power Drive Xceed, presenta muchas ventajas a la hora de realizar la perforación direccional. Se trata de una herramienta que provee ventajas significativas en cuanto a desgaste y confiabilidad para una perforación productiva en ambientes abrasivos. También reducen la dependencia del direccionamiento respecto al contacto con la pared de pozo.

6.2

JUSTIFICACIÓN ECONÓMICA

Dada las ventajas que tiene esta herramienta Power Drive Xceed de una nueva era tecnológica que permite disminuir considerablemente los tiempos de perforación. Conociendo que la industria petrolera es de alto riesgo, el tiempo se traduce en dinero. Por lo que al reducir los tiempos de perforación, se reduce el costo del pozo, dando a la empresa operadora un ahorro de dinero enorme en el costo del proyecto final. (Ver costo de la herramienta)

6.3

JUSTIFICACIÓN SOCIAL

El trabajo está realizado con el objetivo de disminuir el tiempo de perforación e incremental la producción, el cual sería de gran beneficio para nuestra sociedad ya que e sería conducida en algo muy beneficioso para la misma en cuanto a una mejor calidad de vida también cubriendo las necesidades del mercado interno y externo, por los grandes beneficios que traería el aumento de producción. 6.4

JUSTIFICACIÓN AMBIENTAL

La contaminación involucra todas las operaciones relacionadas con la explotación y producción de hidrocarburos, que conducen al deterioro gradual del ambiente, afecta do en forma directa al suelo, agua, fauna y flora. El proyecto responderá a las leyes ambientales de Bolivia y otras normas análogas ambientales vigentes. De esta manera se hará cumplir la LEY N° 1333 DEL MEDIO AMBIENTE que, en el Articulo 26°, establece que en toda AOP (actividad, obra, proyecto), para poder ser implementado debe contar con la licencia ambiental. Siguiendo la normativa anterior, el proyecto igualmente cumplirá con los Artículos N°23 al 35 del REGLAMENTO DE PREVENCION, siendo el estudio de evaluación de impacto ambiental de categoría 2 en el RPCA. 7. Alcance 7.1

ALCANCE TEMÁTICO

Temática que involucra el proyecto:  Perforación Petrolera  Geología  Fluidos de perforación  Registro de pozos

7.2

ALCANCE GEOGRÁFICO

El campo ITAU se encuentra ubicado en el Bloque XX- Tarija Oeste ubicado en el departamento de Tarija en predios de la actual Planta de Gas San Alberto. El pozo ITU-4D está ubicado en el campo del mismo nombre, Bloque XX Tarija Oeste. Se ha planificado el pozo dirigido (itu-4D), cuyo objetivo es atravesar las areniscas de la Fm. Huamampampa (H0-H4), con az de 198º y angulo vertical de 65º al llegar a los 5441m (MD).

(Foto de ubicación) 7.3

ALCANCE TEMPORAL

El trabajo de optimización deberá ser realizado en un tiempo aproximado de un año, realizando un análisis necesario de todos los datos obtenidos, identificando problemas y proponiendo soluciones 7.4 ALCANCE INSTITUCIONAL El alcance para las petroleras implementando la herramienta es: Petrobras con 30%, YPFB Chaco con el 4% además de BG Bolivia que tiene el 25% y el 41% queda para Total, mediante la aprobación de Ley por el Gobierno.

8. Marco teórico 8.1

DESARROLLO DE LA FUNDAMENTACIÓN TEÓRICA (MÍNIMO) “San Alberto e Itaú aportan una producción de 456 millones de pies cúbicos por día de gas natural, 9.413 barriles por día (BPD) de condensado y aproximadamente 638 BPD de gasolina”, detalló el vicepresidente de la estatal petrolera durante la visita de una delegación de líderes de opinión de diferentes medios de información a estas plantas gasíferas. Los dos campos ubicados en la provincia Gran Chaco del departamento de Tarija ocupan parte de los municipios de Yacuiba y Caraparí. Cuentan con pozos exploratorios y de desarrollo que aportan todo el caudal de gas de la planta. San Alberto El campo San Alberto (Bloque San Alberto) se encuentra ubicado en la serranía del Aguaragüe de la Faja Sub- Andina Sur y posee ocho pozos productores (SAL-13, SAL-10, SAL-14, SAL-12, SAL-15, SAL-17, SAL-11 y SAL-16). La asociación está conformada por Petrobras Bolivia S.A. 35%, YPFB Andina S.A. (subsidiaria de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos) 50% y Total E&P Bolivie Sucursal Bolivia 15%. Itaú El campo Itaú posee los pozos ITU-X1, ITU-X2 e ITU-X4. El campo Itaú (Bloque XX Tarija Oeste) se ubica cerca de la Planta de Gas San Alberto

La asociación está conformada por Total E&P Bolivie Sucursal Bolivia 41%, YPFB Chaco S.A. (subsidiaria de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos) 4%, Petrobras S.A. 30 y BG Bolivia Corporación 25%. Estas plantas extraen las impurezas contenidas en el gas provenientes de los pozos productores, realizar la separación y estabilización del condensado y, finalmente, la compresión del gas para exportarlo. La planta de gas cuenta con un laboratorio químico donde se realiza la cromatografía en distintos puntos. La cromatografía se realiza con la finalidad de saber las condiciones del gas y condensado tanto en la entrada como en la salida de la planta, es decir, esto se realiza para saber qué se encuentra bajo las siguientes especificaciones de venta tanto para el gas y el condensado.

8.1.1 ASPECTOS GEOLOGICOS La compresión de la geología es importante para encontrar nuevos yacimientos y para una representación más detallada del descubrimiento. La información que se obtiene en superficie mas la información obtenida en la perforación, sirve para correlacionar el suelo con el subsuelo y aplicar así conocimientos para proyectar futuras operaciones. 8.1.1.1Estratigrafia La litoestratigrafia escribe y categoriza las rocas según sus condiciones litológicas y geológicas. Sigue la Ley de Superposición en la que las formaciones de rocas más nuevas se depositan sobre las más antiguas. Las formaciones de interés para Itau 4D van desde el carbonífero (Tarija, Itacuami, Tupambi) hasta el devónico (Iquiri, Monos y Huamampampa)

8.1.1.2Geologia Estructural La geología estructural se relaciona con la geometría de las rocas deformadas y los mecanismos que causan la deformación en la parte superior e la corteza terrestre. a) Fallas b) Pliegues c) Discontinuidades

8.1.2 PERFORACION DIRECCIONAL La perforación direccional es el proceso de dirigir el pozo a lo largo de una trayectoria hacia un objetivo predeterminado, ubicado a determinada distancia lateral de la localización superficial del equipo de perforación. En sus principios esta tecnología surgió como operación de remedio, se desarrollo de tal manera que se considera una herramienta para la optimización de yacimientos. 8.1.3 APLICACIONES DE LA PERFORACION DIRECCIONAL

Los direccionales, tienen diversas aplicaciones. A continuación nombraremos los principales motivos para la perforación de pozos direccionales. 1. Perforar varios pozos desde un lugar de are limitado, por ejemplo desde la costa:

Fuente-. Registros y Perforación Direccional - Schlumberger

2. Perforación de pozos en lugares de difícil accesos-. Los recursos debajo de precipicios empinados y montañas, debajo de lagos y áreas habitadas normalmente de perforación direccional controlada.

Fuente-. Principios de perforación direccional, schlumberger 3. Perforación de zonas de fallas-. Las capas de hidrocarburo pueden estar relacionadas con una falla, por lo que se debe perforara dentro de la formación en un ángulo y dirección de la trayectoria del pozo.

Fuente-. Principios de perforación direccional, schlumberger 4. Perforación para alcanzar más objetos con la misma trayectoria del pozo-. Muchas zonas de hidrocarburo pueden ser económicas mediante la planificación de una trayectoria de pozo que pueda alcanzar varios objetivos. Esto sucede con mayor frecuencia en la perforación off –shore 5. Desvió lateral (sidetrack)-. Puede ser necesario perforar alrededor de equipo perdido u otras barreras, o moverse a un lugar del pozo en un pozo de producción. A veces también, se debe detener y corregir el recorrido del pozo nuevamente hacia una orientación vertical después de que se obtiene una desviación no deseada

Fuente-. perforación

Principios de direccional, schlumberger

6. Perforación multilateral-. Con un revestimiento intermedio colocado pueden perforar varias prospecciones dentro de una determinada distancia desde el mismo lugar y en el mismo pozo. 7. Perforación alrededor de un domo salino-. Un domo salino, ha penetrado atreves de las capas de la formación, crea reservorios únicos y durante la perforación de exploración y producción habrá necesidad de realizar una o perforación direccional para alcanzar las cavidades del reservorio 8. Pozos de alivio-. En una situación crítica del pozo, puede ser necesario perforar dentro de la parte inferior de un pozo desde un lugar en la superficie a cierta distancia. En este contexto es fundamental la explosión subterránea o de superficie. 8.1.3 SARTA DE PERFORACION La sarta de perforación es una columna de tubos de acero, de fabricación y especificaciones especiales, en cuyo extremo inferior va enroscada a la sarta de porta mechas y en el extremo de esta enroscado el trepano, pieza también de fabricación y especificaciones especiales, que corta los estratos geológicos para hacer el hoyo que llegara a la profundidad planificada. A toda sarta le imparte su movimiento rotatorio el sistema del mismo nombre que va enganchado en la parte superior de la sarta. El numero de revoluciones por minuto que s impone a la sarta, depende de las características de los estratos como también del peso de la sarta que se deje descansar sobre el trepano, para que este pueda efectivamente cortar las rocas y ahondar el hoyo. Dentro de los objetivos mas importantes de la sarta de perforación se incluyen:  Transmitir el movimiento rotatorio al trepano.

     

Servir de conducto de circulación. Dar paso al trepano. Sacar y meter el trepano. Efectuar pruebas de formación. Colocar tampones de cemento. Cementar las tuberías de revestimiento.

Del fondo de pozo hacia arriba de la sarta de perforación la componen esencialmente:  El trepano  Los porta mechas (Drill Collars)  Las barras pesadas (heavy Weight)  Tubería de perforación (Drill Pipe) Además debe tenerse presente que los componentes de lasa sartas siempre se seleccionan para responder a las condiciones de perforación dadas las propiedades y características de las rocas y del tipo de perforación que se desee llevar a cabo, bien sea vertical, direccional, inclinada u horizontal. Estos parámetros indicaran si la sarta debe ser normal, flexible, rígida o provista también de estabilizadores, centralizadores, motores de fondo para la barrera u otros adiamientos que ayuden a mantener la trayectoria y buena calidad del pozo. 8.1.3.1 Trépanos El trepano es la herramienta de corte localizada en el extremo inferior de la sarta de perforación que se utiliza para cortar o triturar la formación durante el proceso de la perforación rotatoria. 8.1.4 DISEÑO DE SARTA DE PERFORACION Este diseño consta en el análisis mecánico, direccional e hidráulico de cada uno de los componentes que integran la sarta de perforación.

Fuente-. La sarta de perforación petrolera - Core Los tres trípodes de diseños mencionados antes, son muy importantes para el buen funcionamiento de la sarta de perforación. En este subtitulo nos avocaremos al diseño mecánico y direccional, dejando al diseño hidráulico para otro subtitulo. a) Diseño Mecánico Para el diseño mecánico de la sarta de perforación, se deben tomar en cuenta los esfuerzos de tensión, torsión, comprensión y colapso. Estos cuatro esfuerzos son los que intervienen en toda la operación de la sarta. Es también muy importante el control del peso de la sarta puesto que es también un factor influyente en el rendimiento y resistencia de los tubulares por lo que está compuesto la misma. Es necesario realizar el análisis de cada uno de los esfuerzos para cada uno de los componentes de la sarta de perforación, puesto que cada uno de los componentes tiene distintas características de fabricación. Pero se toma en cuenta factores de cada uno de los esfuerzos que se detallan a continuación:  Factor de Diseño por Tensión, rige la tensión máxima permisible en el sistema.  Margen de sobre tensión MOP, capacidad de tensión deseada por encima del peso colgante de la sarta en la superficie.  Exceso de Peso DF(BHA) de la Herramienta de Fondo (BHA), cantidad de la herramienta de fondo en términos de peso, en exceso del peso usado para perforar, se usa para asegurarse de que todas las cargas de compresión y de torsión se mantengan en los lastra barrena.  Factor de diseño de Torsión, no se requiere un factor de diseño. Los acoples se ajustan hasta un 60% de su capacidad torsional y están diseñados para resistir hasta un 80% de la capacidad de torsión del tubo. De esta forma si el diseño limita el apretado del acople, hay un factor de diseño construido dentro del sistema.  Factor de Diseño al Colapso, la capacidad en el cuerpo de la tubería es considerada inferior para tomar en cuenta la reducción en el esfuerzo a la tensión biaxial.  Factor de Diseño para el Estallido, se consideran estallidos sin tolerancia para efectos axiales.  Factor deDiseño para Pandeo DFb, en pozos muy desviados es posible operar la tubería de perforación en comprensión, siempre y cuando no este empleada. El factor de diseño al pandeo es análogo al factor para exceso de peso del BHA ya discutido, DFbha para pozos rectos o ligeramente desviados en el cual este factor tiene el efecto de alargar el BHA, el DF b reducirá el peso permitido para perforar pozos altamente desviados. Durante la localización del diseño de la sarta de perforación, existen una serie de cálculos, tablas y graficas que se deben aplicar. Ahora mencionaremos los

pasos a seguir para el diseño de los elementos más importantes de la sarta de perforación como son los Drill Collars y Drill Pipes. a. Diseño Mecánico para Drill Collars I. Diámetro externo máximo del DC que se pueda manejar, pescar y usar para perforar. II. Selección de Conexiones  Razón de Resistencia a la Flexión  Capacidad de Torque III. Exceso de peso en la herramienta de fondo para proveer el peso sobre la barrena WOB y mantener la tubería en tensión.  Peso sobre el trepano (Weight of Bit WOB) IV. Estabilización Los DC y otros componentes de la herramienta de fondo son mucho mas rígidos que la tubería de perforación y en ellos gran parte de los esfuerzos por doblamiento se transfieren a las conexiones. Estos esfuerzos por doblamiento pueden causar falla por fatiga en las conexiones. Normalmente el DC con diámetro externo mas grande que se puede correr con seguridad es la mejor opción. Puesto que de esa manera se evita en gran medida el pandeo y la tendencia de movimiento hacia direcciones lisas. b. Diseño Mecánico para Drill Pipes Una vez concluida el diseño del dril collars se deben colocar las tuberías de perforación que permitirá:  Sostener el peso de la herramienta de fondo  Sostener el peso de la tubería entere la herramienta de fondo y la superficie  Soportar el margen de sobre tensión seleccionado  Soportar las fuerzas de las cuñas sobre la tubería que tratan de aplastara I. Diseño para la tensión. La mayor tensión (carga de trabajo Pw) sobre la sarta de perforación se presenta en el tramo superior cuando se llega a la máxima profundidad perforada.

b) Diseño Direccional El primer paso en la planeación de cualquier pozo direccional es diseñar la trayectoria de agujero para alcanzar un objeto dado. El diseño inicial debe proponer los diferentes tipos de trayectoria que pueden ser perforados económicamente. El segundo, o diseño final, debe incluir los efectos de las condiciones geológicas sobre los aparejos de fondo (BHA´s), que serán utilizados y otros factores que pudieran influenciar la trayectoria final del agujero. Por lo tanto, podemos decir que la selección del tipo de trayectoria dependerá principalmente de los siguientes factores:  Características de la estructura geológica  Espaciamiento entre pozos

 Profundidad vertical  Desplazamiento horizontal del objetivo.  Parámetros a Analizar en el Diseño de la Perforación Direccional A continuación, se presentan definiciones comúnmente usadas. Frecuentemente se utilizan términos técnicos norteamericanos en la comunicación y forman la base para la siguiente lista, ya que usan rutinariamente.  Distancia medida MD: Es la distancia medida del pozo en relación con la RT. En otras palabras, la longitud del pozo a lo largo de la trayectoria.  Profundidad Vertical Real TVD: esta es la profundidad vertical hacia un objetivo determinado o una profundidad medida definida. esto se ilustra geométricamente con una proyección normal del pozo en un eje vertical a través del centro del sistema de rotación.  Azimut : Dirección geográfica. El azimut en un punto de trayectoria del pozo describe la dirección en dicho punto en la relación con una referencia norte en un mapa de grilla. El azimut se mide como un ángulo entre 0 y 360 grados en sentido horario en relación con el norte de grilla como cero grados.  Inclinación: inclinación del pozo desde una orientación vertical. Un pozo completamente vertical tendrá inclinación de 0 grados y en un pozo completamente horizontal tendrá inclinación de 90 grados.  Kick Of Point KOP: es el punto de inicio donde el pozo comienza el cambio planeado en ángulo (inclinación) o dirección (azimut) y se da como una profundidad medida en metros. El término se utiliza principalmente para el punto en la trayectoria del pozo donde comenzamos a aumentar el ángulo desde la orientación vertical para un pozo perforado direccionalmente.  Sección de Aumento: es la sección planificada de aumento del ángulo, que comienza con el KOP y consta de toda esa parte del recorrido que se perfora para lograr el cambio planeado en ángulo/dirección.  Fin de Aumento EOB: es la profundidad del punto en la trayectoria el pozo donde finaliza la sección de aumento de ángulo y hemos logrado el cambio de ángulo/dirección planeado del recorrido del pozo.  Sección de Retención o Sección Tangencial: es una sección recta planificada que sigue a una sección de aumento de ángulo donde la trayectoria del pozo en esta sección está en una línea recta de un ángulo y dirección definidos.  Sección de Caída: es un pozo que se perfora direccionalmente para una trayectoria del pozo que tiene inclinación reducida. La sección tiene su propio KOP definido y puede convertirse en una sección tangencial o continuar a la profundidad final como una sección de caída.

 Objetivo: es la meta o el área de interés para el pozo. El objetico se define a partir de las predicciones geológicas y se ubicara en la parte superior de reservorio. El “Centro del Objetivo” proporcionara la posición de trayectoria ideal del pozo para penetrar el área de interés. El tamaño y la forma del objeto definen el margen de error y es posible que haya requisitos para una inclinación determinada o azimut en donde interceptar el objetivo.

Fuente-. Principios de perforación direccional, Schlumberger  Arreglos de Fondo en Perforación Direccional En la trayectoria del pozo, debido que un mal diseño de esta parte significaría En la trayectoria del pozo, debido que un mal diseño de esta parte significaría una perdida tanto de tiempo como de dinero. Para el control direccional de un pozo se utilizan tres principios: A. El Principio de Fuicrum: se usa para construir el ángulo (incrementar la inclinación del agujero) B. El Principio de Estabilización: se usa para mantener el ángulo y la dirección. C. El Principio del Péndulo: se usa para hacer caer (reducir) el ángulo. Dependiendo del principio que se quiera usar, se realiza un diseño de sarta de perforación. Son varios los arreglos posibles de sarta de perforación, a continuación mostraremos algunos de ellos.  Métodos de Desviación de un Pozo 1. Rotación del aparejo de perforación (BHA) Mediante el emplazamiento de los estabilizadores y barrena permiten controlar el incremento o reducción angular sin un BHA direccional. Generalmente, el

emplazamiento y el tamaño de los estabilizadores si el conjunto favorecerá el incremento o reducción angular. 2. Motor de navegación  Rotación: La totalidad de collar gira (igual que en la perforación convencional) y tiende a perforar hacia adelante.  Desplazamiento: Para iniciar un cambio en la dirección del pozo, se detiene la sarta de perforación en una posición tal que la sección curva del motor se encuentre ubicada en la dirección de la nueva trayectoria, por lo que la porción del collar que no rota se desliza por detrás del conjunto direccional.

Motor de navegación  Rotación: La totalidad del collar gira (igual que en la perforación convencional), tiende a perforar hacia adelante.  Desplazamiento: Para iniciar un cambio en la dirección del pozo, se detiene la sarta de perforación en una posición tal que la sección curva del motor se encuentre ubicada en la dirección de la nueva trayectoria, por lo que la posición tal que la sección curva del motor se encuentra en la dirección de la nueva trayectoria, por lo que la porción del collar que no rota se desliza por detrás al conjunto direccional. Selección del Trepano -

Selección de trépanos triconos La selección y optimización de trépanos de perforación, a partir de la evolución y el desarrollo de nuevas tecnologías. La Asociación Internacional de Contratistas de Perforación (IADC) ha desarrollado un sistema estandarizado para clasificar las barrenas tectónicas de rodillo (para los diferentes tipos de roca). Se clasifican de acuerdo a: La estructura de corte que se adapte a las condiciones de perforación y pueda cumplir con el objetivo establecido y planificado:

 Tipo de Estructura de corte  Parámetros de diseño – Cantidad de filas/aletas – Tamaño de insertos/cortadores – Agresividad de la estructura de corte

 Condiciones Hidráulicas – Estándar, Anti-embolamiento, Anti-erosión  Características adicionales – Protección requerida (calibre, piernas) – Limitador de Torque  Características Adicionales

Para evitar confusiones entre los tipos de trépanos equivalentes en relación con las distintas empresas y calidad el IADC creó un sistema de “código IADC”, de clasificación de tres dígitos, como se relaciona a continuación:  El primer digito, se identifica el tipo de estructura de corte y también el diseño de la estructura de corte con respecto a la formación, 1. Dientes fresados para formación blanda. 2. Dientes fresados para formación media. 3. Dientes fresados para formación dura. 4. Diente de inserto de tungsteno para formación muy blanda.

5. Diente de inserto de tungsteno para formación blanda. 6. Diente de inserto de tungsteno para formación media. 7. Diente de inserto de tungsteno para formación dura. 8. Diente de inserto de tungsteno para formación extremadamente dura.  El segundo digito, identifica el grado de dureza de la formación en la cual se usara el trepano. Varía de suave a dura, como se relaciona a continuación. a. Para formación suave. b. Para formación medio suave. c. Para formación media dura. d. Para formación dura.  El tercer digito, identifica el grado el sistema de rodamiento y lubricante del trepano: 1. Con toberas para lodo y balero estándar. 2. De toberas para aire y lodo con dientes diseño en “Y” y balero estándar. 3. Balero estándar con protección en el calibre. 4. Balero sellado y protección al calibre. 5. Balero sellado y protección al calibre. 6. Chumacera sellada. 7. Chumacera sellada y protección al calibre. 8. Para perforación dirección. La siguiente tabla muestra en forma esquemática y generalizada, el código IADC descrito anteriormente para la selección y clasificaciones de trépanos triconos.

TABLA ¿?.- CODIGO IADC PARA TREPANOS TRICONOS

FUENTE.- BARRENAS E HIDRÁULICA, SCHLUMBERGER

8.1.5 HIDRAULICA DE PERFORACION La hidráulica de perforación de pozos se refiere a la interrelación de los efectos de viscosidad, tasa de flujo y presión de circulación sobre el comportamiento eficiente del fluido de perforación. La perforación de pozos petroleros requiere de una hidráulica que cumpla con los objeticos de mejorar la eficiencia de la barrena y proveer un eficiente acarreo de los recortes de formación a la superficie. El sistema hidráulico está integrado por el equipo superficial, la sarta de perforación y el espacio anular. El cálculo hidráulico en este sistema define el diámetro optimo de las toberas de la barrena, con el cual se obtendrá la potencia hidráulica del flujo del fluido de perforación que promueva la optima remoción de recotes, incremento en la velocidad de penetración y en la vida de la barrena, una reducción en el costo total de la perforación 1 . GRÁFICA ¿?.- COMPONENTES DEL SISEMA HIDRÁULICO

FUENTE.- PRINCIPIOS DE PERFORACION HIDRAULICA, SCHULUMBERGER

1

PEMEX, Guía de diseño para la hidráulica de pozos petroleros, año 2006 La perforación de pozos petroleros requiere de una hidráulica que cumpla con los objetivos de mejorar la eficiencia de la barrena y proveer un eficiente acarreo de los recortes de formación a la superficie. El sistema hidráulico está integrado por el equipo superficial, la sarta de perforación, y el espacio anular. El cálculo hidráulico en este sistema define el diámetro óptimo de las toberas de la barrena, con el cual se obtendrá la potencia hidráulica del flujo del fluido de perforación que promueva la óptima remoción de recortes, incremento en la velocidad de penetración y en la vida de la barrena. En consecuencia, una reducción en el costo total de la perforación.

Hacer agujero se refiere, la función de la hidráulica y fluido de perforación es únicamente eliminar los recortes del fondo del pozo y del agujero. La remoción instantánea de los recortes debajo de la barrena es prácticamente imposible; sin embargo, la utilización apropiada de la energía hidráulica disponible puede minimizar la permanencia de los recortes en el fondo y evitar sean remolidos por la barrena y de esta forma incrementar la velocidad de penetración. Por lo tanto, se puede establecer que la aplicación de la hidráulica no tiene como función perforar el agujero, sino acelerar la remoción de los recortes.

Generalmente se ha aceptado el hecho de que se requiera de un gasto de flujo suficiente para limpiar la barrena y que la velocidad del fluido a través de las toberas sea la necesaria a fin de liberar los recortes debajo de la barrena, que son retenidos contra el fondo del pozo por efectos de la presión diferencial. Por otra parte, se ha establecido que la velocidad del fluido debajo de la barrena tiene un mayor efecto sobre la velocidad de penetración que el gasto de flujo. En muchas formaciones suaves y medias es difícil determinar el límite de limpieza del fondo necesaria para obtener una mayor velocidad de penetración. En muchos casos, la velocidad de penetración es tan alta que parece que el agujero está siendo excavado por la acción del fluido y la hidráulica. ANÁLISIS DE LA HIDRÁULICA DE LA BARRENA (TREPANO). La presente secuencia de cálculos ha sido diseñada con el fin de permitir al técnico analizar con rapidez y exactitud los diversos parámetros de la hidráulica de la barrena. Se proporcionan ciertas Reglas básicas como lineamientos para que los principiantes interpreten los datos resultantes. Debe recordarse que dichas “Reglas” no son absolutas y tampoco se aplican a todos los casos. Cada vez que se excedan los valores máximos, existe la posibilidad de reducir la vida útil de la barrena. -

Prueba de pérdida de fluido (LOT) Esta prueba se lleva acabo inmediatamente después de re perforar desde debajo de la tubería de revestimiento para obtener una estimación critica de los limites de densidad del lodo que puede utilizarse para perforarse en forma segura hasta la profundidad de entubación. Después de perforar a través del cemento, en la zapata de entubación y a travez de aproximadamente 3 a 6 metros (10 a 20 pies) de formación nueva, el perforador hace circular los recortes a la superficie para confirmar que el trepano ha penetrado en formación nueva. Luego el pozo se cierra en su interior se bombea fluido de perforación para incrementar gradualmente la presión sobre la formación. Finalmente, la presión se desviara respecto de un incremento que describe una línea recta, lo que indica, que el fluido de perforación se ha pedido o ingresado en la formación.

PLANEACION Y PROGRAMACION DE LA PERFORACION DE UN POZO La perforación de un pozo requiere de una planeación formal ya que para lograr los objetivos se requieren: estudios científicos, técnicas y experiencias en las

actividades involucradas desde la localización del punto a perforar hasta la terminación del pozo. Una base para la planeación en el análisis de la situación que se refiere al estudio de datos pasados, presentes y futuros, en forma equivalente. La planeación de la perforación del pozo es una etapa de suma importancias, donde se establecen ciertos parámetros de viabilidad: a) Economía:  Estimación del costo de perforación, determinando la factibilidad económica destinada a la perforación del pozo.  Control del costo para la minimización de los gastos totales de la perforación a través de programas apropiados “programas de simulación” b) Equipo de maquinaria y herramientas adecuado c) Equipo de Protección Personal (EPP) d) “Protección al medio ambiente” El equipo seleccionado para el proceso de perforación es multidisciplinario que se compone de: Geólogos, Químicos, Licenciados para los aspectos regulatorios del área, Supervisores de campo, Ingeniero Petrolero y entre otros profesionales calificados para la coordinación de la planeación. El objetivo de la perforación es construir un pozo útil: un conducto desde el yacimiento hasta la superficie, que permita su explotación racional en forma segura y al menor costo posible2. ---------------------2 CEDIP: Diseño de la perforación de pozos

Análisis de información 1. Información Geólogos a. Profundidad del horizonte objetivo. b. Cimas estimadas de las formaciones. c. Profundidad y posibles formaciones productoras.

d. Requerimientos de muestreos de las formaciones (canal, núcleos, etc.) e. Requerimientos de pruebas de formación. f. Requerimientos de registros geofísicos, eléctricos, etc. g. Profundidades de asentamiento de las tuberías de revestimientos y sarta de tubería de perforación.

2. Datos de pozos vecinos a. Columna estratigráfica. b. Historia grafica. c. Registros de barrenas. d. Datos de prueba s de formación. e. Registro de presiones de fondo. f. Registros del fluido de perforación. g. Registro de las tuberías de revestimiento y cementación. h. Riesgos y zonas problema. i.

Registros eléctricos y geofísicos.

j.

Terminaciones.

3. Costos Estimados del Pozo en Proyecto a. Perforacion del pozo. b. Sarta de tuberías de revestimiento y tubería de producción. c. Conecciones superficiales de preoduccion.

4. Varios a. Limpieza y preparación del sitio. b. Equipo y servicio de muestreo. c. Registros. d. Agua y Combustible. e. Fluidos de perforación y Productos químicos. f. Servicios de cementación.

g. Transporte (personal, maquinaria, equipo, etc.). h. Baleo, disparos, edificación, fracturamiento, etc. i.

Barrenas.

j.

Renta del equipo.

8.2.2 TECNOLOGIAS USADAS DURANTE LA PERFORACION La necesidad de reducir tiempos de operación, costos, optimización de producción, mejorar la seguridad operativa y explotar zonas que antes eran imposibles acceder, fue y son un reto para diversas compañías dedicadas a la exploración y explotación de posos hidrocarburifero. Los sistemas de perforación automatizados mitigan el riesgo ocasionado

al

personal del equipo de perforación, reducen los costos y mejoran la eficiencia. Operar estos sistemas de modo remoto constituirá el próximo paso en la industria del petróleo y el gas que se halla en el proceso de maduración, permitiendo que los operadores utilicen a sus especialistas más calificados de cualquier localización para vigilar continuamente y controlar las operaciones de perforación 3. ……………………………… 3. SCHULMBERGER: Una Nueva Forma de Perforar Tal es el caso de las tecnologías de Medición Durante la Perforación (MWD por sus siglas en ingles) y Registros Durante la Perforación (LW D por sus siglas en ingles),

ambas herramientas representan

la

oportunidad

de

lograr

una

optimización en la obtención de parámetros tanto de la perforación, disminuyendo así los problemas que pusiesen existir durante la perforación de un pozo.

Medición Durante la perforación (MWD) El término de mediciones durante perforación (MWD) se introducen hace más de 15 año y sus inicios se limitaba en mediciones direccionales y registros de rayos gama naturales y resistividad. La evaluación de las propiedades físicas, generalmente la presión, la temperatura y la trayectoria del pozo en el espacio tridimensional, durante la extensión de un pozo. La adquisición de mediciones durante la perforación (MWD) es ahora una

práctica estándar en los pozos direccionales marinos, en los que el costo de las herramientas es compensado por el tiempo de equipo de perforación y las consideraciones asociadas con la estabilidad del pozo si se utilizan otras herramientas. Las mediciones se adquieren en el fondo del pozo, se almacenan un cierto tiempo en una memoria de estado sólido y posteriormente se transmiten a la superficie. Los métodos de transmisión de datos varían entre una compañía y otra, pero generalmente consisten en la codificación digital de los datos y su transmisión a la superficie como pulsos de presión en el sistema de lodo. Estas presiones pueden ser ondas senoidales positivas, negativas o continuas. Algunas herramientas MWD poseen la capacidad para almacenar las mediciones para su recuperación posterior con cable o cuando la herramienta se extrae del pozo si el enlace de transmisión de datos falla. Las herramientas MWD que miden los parámetros de una formación (resistividad, porosidad, velocidad sónica, rayos gamma) se conocen como herramientas de adquisición de registros durante la perforación (LWD). Las herramientas LWD utilizan sistemas similares de almacenamiento y transmisión de datos, y algunas poseen más memoria de estado sólido para proporcionar registros de mayor resolución después de extraer la herramienta, que la que es posible con el sistema de transmisión de pulsos a través del lodo con un ancho de banda relativamente bajo4. ……………………… 4 SCHULMBERGER: Glosary Oilfield

La tecnología MWD proporciona información sobre las condiciones en las que se perfora, que incluye:  Temperatura de pozo.  Presión (poro, anular y formación)  Pruebas de impacto.  Pruebas de fluido, presión y temperatura.  Torque y peso en la barrena (WOB).  Volumen de flujo de lodo.  Geo navegación.

 Perforación direccional (profundidad, inclinación, dirección, azimut).

Las primeras herramientas MWD fueron desarrolladas a comienzos de la década de 1970 para medir las propiedades relacionadas con la perforación, tales como la inclinación y el azimut, que son esenciales en las operaciones de perforación direccional. Importantes mediciones adicionales, tales como el esfuerzo de torsión, el peso sobre la barrena (WOB, por sus siglas en ingles) y la temperatura, permiten a los perforadores y a los ingenieros de perforación vigilar rutinariamente (monitorear) los parámetros de desempeño de la perforación en el fondo del pozo, en tiempo real, en lugar de inferirlos a partir de las mediciones de superficie. La tecnología MWD, está relacionada primordialmente para dirigir eficazmente la posición del pozo, esto resulta crucial para permitir que los perforadores direccionales ajusten las trayectorias de los pozos para dar cabida a la información geológica nueva proveniente de los registro LWD en tiempo real5. ……………………… 5 LA COMUNIDAD PETROLERA: Innovaciones en tecnología LWD Y MWD

Las herramientas LWD, en forma general están compuestas básicamente por:

a) Sección se sensores: toma los registros. b) Sección de Interfaces (modelo de control): codifica los registros y manda a la sección de transición. c) Sección de Transmisión: envía los datos a superficie. d) Equipo de superficie: se interpretan los datos y leen en software a tiempo real.

VENTAJAS *Reducción del tiempo de perforación. *Ahorro en los costos de operación. *Toma de decisiones de tiempo de real.

*Producción anticipada. *Mejora la productividad en pozos horizontales. Cabe mencionar que diversos autores incluyen dentro de los estudios MDW a los rayos gama, resistividad y densidad-neutrón, y caliper, esto es porque dichas mediciones son utilizadas para fines de correlación, direccionamiento y evaluación de formación para evitar rupturas daños en el pozo o en las herramientas y seguir el intervalo de interés en pozos horizontales6. ……………………… 6

SCHLUMBERGER: Nuevas Tecnologías Aplicadas Durante La Perforación, año

2010 La herramienta MDW consiste en tres secciones básicas: 

Fuente de energía. a base de baterías de litio o de turbinas.



Sección de sensores. Para definir la trayectoria del pozo. Comúnmente acelerómetros (para medición de inclinación de azimut), magnetómetros (para medición de la dirección de referencia en un pozo) con base norte magnético, y otros sensores: presión, rayos gama y la resistividad son colocados en secciones separadas de la herramienta.



Transmisores. De dos maneras: mediante ondas de presión a través de lodo o mediante señales electromagnéticas a través de la formación.

Registros durante la perforación La tecnología LWD (Logging While Drilling), proporciona información petrofísica en tiempo real mientras se perfora. Tienen la ventaja de medir las propiedades de formación antes de que exista el efecto de invasión. Muchos pozos son difíciles hasta imposibles de medir con instrumentos convencionales con cable, sobre todo en pozos desviados. En estas condiciones LWD asegura que algunas mediciones en el pozo sean tomadas mientras que con los registros convencionales no es posible7. Los parámetros medidos por una herramienta LDW son: a) Rayos gama: el registro de GR es una medición de la radioactividad natural de las formaciones. En las formaciones sedimentarias el

registro normalmente refleja el contenido de arcilla de las formaciones

porque

los

elementos

radioactivos

tienden

a

concentrarse en arcillas y lutitas. b) Resistividad de formación: La mayoría de las formaciones que se registran para buscar saturaciones potenciales de petróleo y gas, se componen de rocas que, al estar secas, no conducirán una corriente eléctrica; esto es, la matriz de roca tiene una conductividad nula o una conductividad infinitamente alta. Una corriente eléctrica fluye solo a través de agua intersticial que satura la estructura porosa e la formación, mas solamente si el agua intersticial contiene sales disueltas. c) Mediciones sónicas: Uno de los indicadores de fracturas mas antiguos es la propagación de las ondas sónicas dentro y alrededor del agujero revestido. las mediciones tomadas en la propagación de ondas sonoras responden a las propiedades mecánicas de las rocas y el medio no las afecta. d) Caliper (calibrador): Al perforar una zona fracturada, los bordes rocosos de las fracturas a menudo se desportillan, lo que agranda el agujero en el plano del sistema de fractura. El agrandamiento del agujero en particular el agrandamiento en una formación que debería tener un agujero circular y calibrado puede indicar fracturas. e) Mediciones nucleares de porosidad: o Densidad: Una fuente radiactiva, que se aplica a la pared del agujero en un cartucho deslizable, emite a la formación rayos gama de mediana energía. Se puede considerar estos rayos gama como partículas de alta velocidad que chocan con los electrones en la formación. Con cada choque, los rayos gama pierden algo de energía, aunque no toda, le ceden el neutrón y continúan con la energía disminuida. Esta interacción se la conoce como Efecto Compton. Los GR dispersos que quedan

alrededor, que está a una distancia fija de la fuente, se encuentran para indicar la densidad de la formación. o Neutrón: so partículas eléctricamente nulas; cada una tiene una masa casi idéntica a la masa del un átomo de hidrogeno. Una fuente radiactiva en la sonda emite constantemente neutrones de alta energía. …………………………….. 7 SCHLUMBERGER: Nuevas Tecnologías Aplicadas Durante La Perforación, año 2010

8.2

ESTADO DEL ARTE

Sosteniendo la efectividad de la herramienta Power Drive Xceed, comparamos las características del campo Itaú pozo Itaú-4D con las características de otros pozos los cuales ya han implementado la herramienta y conjuntamente con los antecedentes comprobamos la optimización de perforación direccional con la herramienta herramienta en pozos de similares características que el pozo Itaú 4D.  Schlumberger Anuncia los Resultados del Tercer Trimestre de 2013 (Schlumberger Limited) October 28, 2013 07:00 PM Eastern Daylight Time HOUSTON--(BUSINESS WIRE)--Schlumberger Limited (NYSE: SLB) informó hoy ingresos para el tercer trimestre de 2013 de 11 610 millones de USD con respecto a 11 180 millones de USD en el segundo trimestre de 2013 y 10 500 millones de USD en el tercer trimestre de 2012. “Llamada en Conferencia de las Ganancias de Schlumberger” Tweet this Los ingresos de las operaciones continuas atribuibles a Schlumberger, excluyendo cargos y créditos, fueron de 1710 millones de USD, lo que representa un aumento del 12 % secuencialmente, y un aumento del 24 % con respecto al año anterior. Las ganancias diluidas por acción de las operaciones continuas, sin incluir cargos

y créditos, fue de 1,29 USD con respecto a 1,15 USD en el trimestre anterior, y de 1,04 USD en el tercer trimestre de 2012. Schlumberger registró créditos netos de 0,51 USD por acción en el segundo trimestre del 2013 y cargos de 0,02 USD por acción en el tercer trimestre de 2012. Schlumberger no registró ningún cargo ni crédito durante el tercer trimestre de 2013. Los ingresos por Servicios en Yacimientos Petroleros (Oilfield Services) de 11 610 millones de USD aumentaron un 4 % en forma secuencial y se incrementaron un 11 % con respecto al año anterior. Los ingresos operativos antes de impuestos por Servicios en Yacimientos Petroleros de 2500 millones de USD aumentaron un 10 % en forma secuencial y se incrementaron un 20 % con respecto al año anterior. Los márgenes operativos superaron el 20 % en todas las áreas, y se expandieron en todos los Grupos de Producto. América del Norte estuvo a la cabeza de estos resultados, con una nueva marca en los ingresos globales respaldada por una sólida actividad en alta mar y por la reactivación estacional de las actividades en el oeste de Canadá. Las operaciones terrestres en los Estados Unidos mostraron una sorprendente resiliencia gracias a las mejoras en la eficiencia, la nueva penetración de tecnologías y ganancias de participación de mercado en un mercado altamente competitivo, con una cantidad de equipos que se mantuvo mayormente constante. A la cabeza de los resultados internacionales, estuvieron el Oriente Medio y Asia, con crecimiento en los mercados clave de Arabia Saudita e Irak; mientras tanto, la actividad en alta mar cobró fuerza en Asia, y las perforaciones en tierra y las actividades de estimulación mejoraron en la China. En Europa/CEI/África, se apreció una fuerte actividad durante el verano en Rusia y en Asia Central, así como un crecimiento estacional en la actividad marina de WesternGeco en el área. La actividad de América Latina se vio impulsada por la Gestión Integrada de Proyectos y las operaciones de la Gerencia de Producción de Schlumberger. Las perspectivas económicas globales no parecen tener grandes cambios, dado que ciertas noticias relativamente alentadoras entre los países de la OCDE y la China compensaron las expectativas de crecimiento más bajas de algunas de las principales economías emergentes. En los Estados Unidos, las tendencias subyacentes son positivas, y el nivel de incertidumbre macroeconómica fue reducido en el último término luego de la resolución temporal del debate fiscal. La demanda de petróleo en 2013 volvió a revisarse en alza, y las estimaciones actuales para 2014 apuntan a un crecimiento aún más fuerte de la demanda. En

términos generales, el mercado continúa apoyando los precios Brent en los niveles actuales, mientras que los precios internacionales del gas natural no sufren modificaciones. La revisión de gastos de E&P en alza realizada en junio sigue siendo confirmada por la mejora en la cantidad de equipos de perforación y el aumento en la actividad de los clientes. Dado este panorama, nos sentimos optimistas respecto a las perspectivas de la industria. Consideramos que el tamaño de nuestras operaciones y el alcance de nuestras ofertas representan ventajas competitivas importantes, y nuestra organización ahora se concentra en llevar estas iniciativas a cabo en paralelo con el mantenimiento de un enfoque igual de claro sobre nuestra ejecución operativa por medio de la integración, la calidad y la eficiencia". Servicios en yacimientos petroleros: Los ingresos del tercer trimestre, de 11 610 millones de USD, aumentaron un 4 % secuencialmente y un 11 % con respecto al año anterior. Los ingresos del área internacional, de 7910 millones de USD, aumentaron 209 millones de USD, o el 3 % secuencialmente, mientras que los ingresos del área de América del Norte, de 3600 millones de USD, crecieron 245 millones de USD, o un 7 % secuencialmente. El ingreso del tercer trimestre estableció una nueva marca, tanto para el área de América del Norte como para la internacional. Por segmento, los ingresos del Grupo de Caracterización de Reservorio, de 3230 millones de USD, crecieron un 7 % secuencialmente, mientras que los ingresos del Grupo de Perforación , de 4410 millones de USD, aumentaron un 3 %. Estos aumentos se debieron a las fuertes actividades de exploración y perforación tanto, en alta mar como en los mercados terrestres clave del mundo; estos beneficiaron a las tecnologías Wireline, Servicios de Prueba, Perforaciones y Mediciones, y M-I SWACO. Los ingresos de WesternGeco también aumentaron por la mejora de las actividades globales de las embarcaciones marinas, que conducen a un alto uso de los activos durante el trimestre. Los ingresos del Grupo de Producción, de 4020 millones de USD, crecieron un 3 % a pesar de la transferencia del negocio submarino de Schlumberger a OneSubsea™, una empresa conjunta de Cameron y Schlumberger, al final del segundo trimestre. Sin contar este efecto, el Grupo de Producción creció 6 % en forma secuencial, principalmente a causa de los grandes resultados en tecnologías de Servicios de Pozo, Terminaciones y Elevación Artificial, y de los proyectos de Schlumberger Production Management (SPM). La reactivación estacional en el oeste de Canadá posterior al corte de primavera fue responsable del aumento secuencial en la actividad de Servicios de Pozo, y una gran cantidad también provino de las mejoras en la eficiencia de los

servicios de fracturamiento hidráulico terrestre en los Estados Unidos, lo cual permitió el despliegue de cuatro flotas adicionales del equipamiento existente, a pesar de la continua debilidad de los precios. Por área, América del Norte lideró secuencialmente el aumento, con ingresos de 3600 millones de USD que crecen 7 %. En esta área, el rendimiento estuvo impulsado por el negocio en alta mar, que estableció una nueva marca para los ingresos trimestrales, las operaciones en tierra del oeste de Canadá que se reactivaron luego del corte de primavera del trimestre anterior, y las operaciones en tierra de los Estados Unidos que aumentaron debido a mejoras en la eficiencia, penetración de nuevas tecnologías en crecimiento y ganancias de participación de mercado. Los ingresos de Oriente Medio y Asia, de 2800 millones de USD, aumentaron un 5 %, principalmente debido al crecimiento continuo facilitado por una cartera diversificada de proyectos y actividades en Arabia Saudita y en Irak, mientras se publicaron tasas altas de crecimiento en los Emiratos Árabes Unidos y en Qatar. La fuerte actividad de las embarcaciones marinas de WesternGeco en los mercados geográficos de Brunéi, Malasia y Filipinas e Indonesia, así como el aumento de actividades de perforación y estimulación terrestre en la China, contribuyeron también a estos mejores resultados. Los ingresos de Europa/CEI/África, de 3180 millones de USD, aumentaron 2 % debido a la gran actividad de embarcaciones marinas de WesternGeco en el mar del Norte y en la Guinea Ecuatorial, y al pico de actividad de perforación y exploración en Rusia y Asia Central durante el verano, mientras que las actividades en Angola y el norte de África continuaron atenuadas debido a demoras en los proyectos. Para el tercer trimestre, los ingresos del área reflejan la ausencia de resultados del negocio submarino, que se transfirieron a la empresa conjunta OneSubsea en el segundo trimestre de 2013. Si se excluye el efecto de esta transferencia, los ingresos para el área crecieron 5 % en forma secuencial. Los ingresos de América Latina, de 1930 millones de USD, crecieron 1 %, y hubo un fuerte crecimiento secuencial en Venezuela y la Argentina. También contribuyeron al crecimiento los resultados de producción incremental más altos provenientes del proyecto SPM en el Ecuador. Sin embargo, estos aumentos se vieron parcialmente compensados por una disminución en el Brasil debido a una cantidad menor de equipos, tanto en tierra como en aguas profundas. Los ingresos operativos antes de impuestos en el tercer trimestre, de 2500 millones de USD, aumentaron un 10 % secuencialmente y aumentaron un 20 % con respecto al año anterior. En todo el mundo, los ingresos operativos antes de impuestos de 1840 millones de USD aumentaron un 9 % secuencialmente, mientras que los ingresos operativos antes de impuestos para América del Norte, de 730 millones de USD, aumentaron un 10 % secuencialmente. Los ingresos

operativos antes de impuestos del tercer trimestre también establecieron una nueva marca, que fue impulsada por las áreas internacionales. De manera secuencial, el margen operativo antes de impuestos de 21,5 % aumentó 114 puntos base (basis point, bps), dado que el margen operativo internacional antes de impuestos se expandió en 134 bps en alza a 23,3 %. Medio Oriente y Asiatuvieron una mejora secuencial en el margen de 151 bps para alcanzar un 26,1 %; Europa/CEI/África registró un aumento de 189 bps en alza a 22,5 %, y América Latina se mantuvo igual, en 20,6 %. La expansión de los márgenes internacionales se debió a los buenos resultados de Rusia y Asia Central, que se debieron al despliegue de tecnologías que dejan más margen durante las campañas pico de perforación y exploración durante el verano. El aumento en las actividades de cableado de perfilaje y sísmicas, de alto margen, también ayudó a impulsar los márgenes internacionales aún más en el Oriente Medio y en Asia, a medida que aumentaba el trabajo de exploración. El margen operativo antes de impuestos de América del Norteaumentó 57 bps secuencialmente hasta 20,3 % a medida que el oeste de Canadá se recuperaba del corte estacional de primavera, en el trimestre anterior. En los Estados Unidos, el margen terrestre siguió expandiéndose basado en las mejoras en la eficiencia, mejor utilización y menores costos de la materia prima en los servicios de estimulación de bombeo de presión. El margen operativo en alta mar de América del Norte continuó creciendo basado en la mayor actividad y el desarrollo tecnológico, pero los resultados generales disminuyeron secuencialmente a causa de las ventas más bajas hechas a múltiples clientes durante el trimestre. De manera secuencial y por segmento, el margen operativo antes de impuestos del Grupo de Caracterización de Reservorios subió 27 bps en alza a 30,4 % debido a las fuertes actividades de exploración que beneficiaron las tecnologías de Wireline (perfilaje por cable) y de Servicios de Prueba. El margen operativo antes de impuestos del Grupo de Perforaciónaumentó 154 bps en alza a 20,3 % a través del mejor rendimiento operativo de Perforaciones y Mediciones así como del aumento de la rentabilidad de los proyectos de IPM (Integrated Project Management) en América Latina y en las áreas de Oriente Medio y Asia. El margen operativo antes de impuestos del Grupo de Producción aumentó 165 bps hasta alcanzar un 17,6 % sobre la rentabilidad mejorada en Servicios de Pozo, en tanto que el oeste de Canadá se recuperaba del corte de primavera del trimestre anterior y mientras el margen terrestre de los EE. UU. continuaba expandiéndose basado en una mejor eficiencia, mejor utilización y costos más bajos de materia prima. En América Latina y en Asia, los proyectos SPM también siguieron aumentando los márgenes en expansión del grupo.

En Turkmenistán, a Schlumberger se le adjudicó un contrato de la Turkmengeology State Corporation por tecnologías del Grupo de Perforación y servicios de cementación de Servicios de Pozo a fin de acelerar el desarrollo de Galkynysh, uno de los yacimientos de gas más grandes del país. En el contrato se incluyen motores de perforación Schlumberger, barrenas de perforación Smith, fluidos de perforación M-I SWACO y servicios de cementación de Servicios de Pozo destinados a una campaña de desarrollo de pozos; esta tiene el objetivo de aumentar la eficiencia operativa y de cumplir con las agresivas metas de producción de gas. En el sur de Texas, se desplegaron tecnologías de Schlumberger para el Consorcio de Optimización de Terminaciones de Eagle Ford de BHP Billiton, Lewis Energy, Marathon Oil y Swift Energy, en varios pozos horizontales ubicados en la formación no convencional de Eagle Ford. Se adquirieron datos de pozo abierto con el triple combo con conexión de línea SureLog* Thrubit de cable y los servicios de escaneo acústico Wireline Sonic Scanner* transportados por medio de la tecnología TuffTRAC*; estos datos se utilizaron para generar diseños de terminaciones optimizadas con el software de diseño de estimulaciones Mangrove* para Servicios de Pozo. La producción de cada pozo se evaluó con datos provenientes del sistema de adquisición de registros de producción de pozos Wireline Flow Scanner*, transportado por la tecnología de tractor de cable de fondo de pozo MaxTRAC*; y el análisis se realizó con el software Petrel* E&P de Soluciones de Información Schlumberger (SIS, Schlumberger Information Solutions) y plataformas de software para pozos Techlog* a fin de evaluar el impacto del reservorio y la calidad de la terminación. Como resultado, las tecnologías y los flujos de trabajo de Schlumberger permitieron que las terminaciones optimizadas aumentaran el número de grupos de disparos, lo cual contribuyó a la producción en un 28 %; esto elevó a todos los pozos del Consorcio al cuartilo superior en términos de rendimiento, en comparación con sus pares. Statoil adjudicó tres contratos de varios años a Schlumberger para la provisión de fluidos de perforación y terminación, el manejo de residuos en alta mar y los servicios de cementación en la plataforma continental noruega. Los contratos a tres años, con opción a tres instancias adicionales de dos años, abarcan servicios de perforación y de fluidos de terminación para varios equipos de perforación y servicios de cementación en hasta nueve plataformas y seis equipos de aguas profundas. La adjudicación estuvo basada en los términos comerciales, en QHSE (Quality, Health, Safety & Environment) y en los antecedentes probados de Schlumberger sobre su calidad de productos y servicios, ejecuciones confiables y despliegue de tecnología.

En Kazajistán, se desplegó una combinación de tecnologías Wireline para Zhaikmunai LLP a fin de adquirir datos de registro de producción en dos pozos de producción horizontal, un pozo de producción muy desviado y un pozo de inyector horizontal ubicados en el yacimiento de Chinarevskoe. Se utilizaron tecnologías de servicios de producción para la adquisición de registros de producción de pozos horizontales y desviados Wireline Flow Scanner y PS Platform* para registrar la adquisición de datos en los pozos de producción y los inyectores respectivamente. Las sartas de herramientas se transportaron eficientemente gracias al sistema de tractor con cable de fondo de pozo MaxTRAC, que permite adquirir datos mientras avanza con el tractor hacia abajo. El perfil de flujo se cuantificó de manera exitosa en los pozos de producción. Los resultados de los análisis de la adquisición de registros de producción se usaron para monitorear la producción en lapsos de tiempo, actualizar el modelo dinámico del reservorio y ubicar la fuente de producción de agua en algunos pozos. En Libia, se presentaron las tecnologías del probador modular de la dinámica de formación Wireline MDT* y de Quicksilver Probe* en combinación con el sistema InSitu Fluid Analyzer* para las operaciones petroleras de Akakus, con el objetivo de obtener muestras de agua de alta calidad de un pozo perforado con lodo basado en agua. A fin de estimar de manera precisa la resistividad y las concentraciones iónicas del agua de formación, era fundamental conseguir una muestra de agua no contaminada del filtrado del lodo basado en agua. La tecnología Quicksilver Probe fue eficaz para separar el filtrado del agua de formación, mientras que los sensores de fondo de pozo InSitu Fluid Analyzer permitieron mediciones en tiempo real de los niveles de contaminación previos a la toma de las muestras. El resultado fue que se llenaron dos cámaras de muestra con agua de formación pura, libre de toda contaminación de filtrado, lo cual habilitó al operador a que llevara a cabo el análisis requerido para optimizar el proceso de inyección de agua del yacimiento. En el oeste de Texas, los servicios petroquímicos de Schlumberger desarrollaron un modelo mecánico del subsuelo para ExL Petroleum, LP con el fin de mitigar los riesgos y reducir los costos de construcción de pozos horizontales en un yacimiento conocido por sus complicadas condiciones para la perforación. En la evaluación de la formación, se utilizaron las tecnologías de espectroscopía de captura elemental Wireline ECS* y las de escaneado acústico Sonic Scanner, que se transportaron por la sección horizontal con el tractor para servicios en pozo entubado TuffTRAC. La combinación de estas tecnologías y el flujo de trabajo resultante permitieron que el operador reposicionara las secciones laterales del pozo y eliminara una sarta de tuberías de revestimiento, con un ahorro en costos de terminación del 10 %, de 200 000 USD por pozo.

Woodside otorgó a WesternGeco la adquisición del levantamiento sísmico Fortuna de 4000 km2 en 3D en la plataforma en alta mar noroeste de Australia, con la tecnología sísmica isométrica marina IsoMetrix*. Programado para comenzar en diciembre de 2013, este será el primer relevamiento de Australia que utilice tecnología IsoMetrix, y proporcionará las bases para los futuros programas de exploración y evaluación para Woodside en esta región. Con este contrato, la tecnología IsoMetrix se habrá desplegado en alta mar en cuatro continentes durante 2013. A WesternGeco se le adjudicó un importante contrato de la Abu Dhabi Marine Operating Company (ADMA-OPCO) para que realizara un relevamiento con cable del fondo marino (OBC, Ocean-Bottom Cable) de 800 km2 en el yacimiento Umm Shaif, en el mar de Abu Dhabi; se usará tecnología Q-Seabed* y la técnica de adquisición de fuentes sísmicas simultáneas SimSource*. Se utilizarán dos embarcaciones de fuente para el relevamiento; esto tiene el objetivo de brindarle al cliente un conjunto de datos actual y de última generación que habilitará la toma de decisiones respecto del desarrollo del yacimiento y la recuperación secundaria. En el terreno brasileño, la Agencia Nacional de Petroleo (ANP) adjudicó a WesternGeco un contrato para el procesamiento y la interpretación de un levantamiento electromagnético en 2D de la cuenca de Parecis, una de las cuencas de frontera que la ANP está evaluando para definir los futuros bloques de ofertas para la exploración y la producción. El proyecto será gerenciado por el Centro de Excelencia de Electromagnética Integrada de WesternGeco e incluye diseño del relevamiento, adquisición de datos, procesamiento dentro del yacimiento e interpretación avanzada. En México, Pemex adjudicó a WesternGeco GeoSolutions un contrato por varios años en el centro dedicado de procesamiento en Poza Rica, lo cual permite el acceso a las tecnologías líderes de WesternGeco; estas comprenden inversión de la forma de onda total, migración de tiempo inverso, perforación guiada por la sísmica y migración guiada por la física de rocas. Estas tecnologías de última generación darán apoyo a Pemex con un nivel sin precedentes de soluciones integradas para una mejor generación de imágenes, caracterización de reservorios y apoyo para las perforaciones. En Angola, los Servicios de Prueba desplegaron el sistema de pruebas de reservorio de fondo de pozo Quartet* con telemetría inalámbrica de fondo de pozo Muzic* para Maersk Oil en el Bloque 16 de aguas profundas. Los servicios que forman parte del sistema Quartet incluyen el sistema de alta integridad de

aislamiento del pozo para pruebas de yacimientos CERTIS*, la tecnología de válvula dual remota inteligente IRDV*, el muestreo de fluidos de reservorio en línea SCAR* y los medidores de presión de cuarzo de alta resolución Signature*. El diseño flexible del sistema Quartet de un solo viaje eliminó la necesidad de realizar varios recorridos, y la transmisión y el monitoreo inalámbricos de la presión del fondo del pozo facilitaron el análisis transitorio en tiempo real, lo cual optimizó la toma de decisiones y permitió que el operador ahorrara cuatro días de costoso tiempo de equipamiento. Tanzania Petroleum Development Corporation (TPDC) adjudicó a SIS un acuerdo de licenciamiento de software por varios años para sus actividades de exploración de petróleo y gas. En el acuerdo se incluye la plataforma de software Petrel E&P para obtener una mejor comprensión del potencial inexplorado del subsuelo y para seleccionar de manera precisa las extensiones correctas que mejoren el éxito de la exploración al tiempo que se reducen los riesgos y las incertidumbres operativas. Este acuerdo también incluye el software para pozos Techlog que garantiza que los pozos que se perforarán interceptan los sitios óptimos y que se recolectan todos los datos del pozo necesarios para cuantificar el potencial del reservorio. La decisión estratégica de adoptar las plataformas con tecnología de Schlumberger apoya el compromiso que la TPDC tiene respecto de volver a enfocarse en las actividades principales de petróleo y gas, y de acelerar su evolución como empresa operativa independiente. En el Brasil, Perenco adjudicó a Schlumberger PetroTechnical Services un estudio de exploración integrado en los bloques 39, 40 y 41 de aguas profundas en la cuenca de Espirito Santo. El estudio integral incluye procesamiento sísmico, inversión sísmica, datos de varios clientes, un modelo mecánico del subsuelo y predicciones de presión de poro en 3D. Los resultados del estudio darán apoyo a los planes de la campaña de perforación exploratoria de Perenco en 2013, en la cual los pozos de aguas profundas se concentrarán en los reservorios postsalinos al perforar secuencias rudimentarias con incertidumbres y complejidades relacionadas con las desafiantes tectónicas subsalinas y salinas. En Kurdistán, Perforaciones y Mediciones desplegó, por primera vez, el sistema direccional rotativo PowerDrive Xceed* para HKN, Inc. en un pozo desviado del yacimiento de Mangesh. La tecnología PowerDrive Xceed ayudó a mejorar el rendimiento de las perforaciones en la sección desviada (de 17,5 pulgadas) en un 65 %; perforó la sección cinco días antes de lo planificado y puso en marcha el pozo con éxito de una posición vertical a una inclinación de 55° en poca

profundidad al tiempo que cumplía con todos los objetivos del plan de pozo direccional. En la China, Perforaciones y Mediciones estableció un nuevo récord en perforaciones en la bahía de Bohai para CNOOC, mientras hacía ocho pozos direccionales en el yacimiento de Qikou. En las secciones de pozo de 8 pulgadas, la tecnología rotativa direccionable impulsada PowerDrive vorteX* ayudó a aumentar la tasa de penetración en 114 % comparado con los sistemas de perforación convencionales anteriores. Como resultado del despliegue de las tecnologías de Perforaciones y Mediciones, el tiempo de construcción para aquellos pozos con profundidades totales de entre 3500 metros y 4000 metros se redujo de forma significativa, y esto permitió que el operador ahorrara aproximadamente veintiséis días de tiempo de equipo en comparación al plan de construcción de pozos. En Rusia, la experiencia de las Tecnologías del Grupo de Perforación Schlumberger y el Centro de Ingeniería Petrotécnica ayudaron a que ERIELL tuviera éxito en la perforación del primer pozo horizontal a través de la compleja formación Achimov en el yacimiento Urengoyskoe, al noroeste de Siberia. Se desarrolló un modelo geomecánico para superar los principales desafíos y poder perforar a través de la formación Achimov, que tiene alta sobrepresión, una ventana estrecha de densidad de circulación equivalente y formaciones inestables que se encuentran entre las capas productivas. Se utilizó la tecnología de adquisición de registros sónicos multipolares durante la perforación SonicScope* de Perforaciones y Mediciones para actualizar el modelo geomecánico en tiempo real a fin de evitar problemas de estabilidad de los pozos, los cuales insumen dinero. Además, con la combinación de la tecnología de sistema rotativo direccional PowerDrive X6* con una broca de compacto de diamantes policristalinos (PDC, polycrystalline diamond compact) Smith personalizada y el sistema de fluidos de perforación M-I SWACO Megadril*, se perforó el pozo quince días antes de lo planificado, lo cual generó un gran ahorro en costos para el operador. El margen operativo antes de impuestos del 17,6 % aumentó 165 bps secuencialmente sobre una mejor rentabilidad en los Servicios de Pozo, en tanto que el oeste de Canadá se recuperaba del corte de primavera del trimestre anterior y mientras el margen terrestre de los EE. UU. Continuaba expandiéndose basado en una mejor eficiencia, mejor utilización y costos más bajos de materia prima. En América Latina y en Asia, los proyectos SPM también siguieron aumentando los márgenes en expansión del grupo.

8.3

POSIBLES SOLUCIONES  MOTORES DE LODO O MOTORES DE DESPLAZAMIENTO POSITIVO (PDM) Los motores de desplazamiento positivo PDM también conocidos como motores de fondo o motores de lodo como se muestra en la figura 2.6, son los más utilizados tanto en la perforación direccional como en la perforación horizontal, debido a su amplio rango de tamaños, a los bajos requerimientos de potencia hidráulica, lo cual permite tener una mayor y más amplia selección de barrenas; esta herramienta tiene una mejor flexibilidad de velocidades de rotación y combinación de troques y el principal factor es que este método tiene un menor costo unitario.

Motor de desplazamiento fuente-. Motores hidráulicos de desplazamiento positivo y fluidos Estos motores contienen un rotor instalado en el interior del estator, en su interior la cavidad se encuentra revestida de goma, lo cual provoca que este tipo de motores no puedan utilizarse o su eficiencia no se la mejor en zonas donde existen altas temperaturas y debido al fluido de perforación el cual ocasiona un mayor desgaste y menor tiempo de vida útil, en estos motores de fondo el estator. La mayoría de los motores de fondo funcionan con el fluido de perforación, pero se han fabricado motores que trabajan con aire, los cuales rara vez se

utilizan; los motores tienen un amplio rango de velocidades, de aproximadamente 100 rpm (revoluciones por minuto) a más de 800 rpm, en operaciones se han desarrollado diferentes variaciones de motor, como el motor bend-housing, el que tiene un cojín al extremo inferior del codo (housing), el que utiliza dos cuchillas estabilizadoras en forma de V en la parte inferior del codo (housing) y el motor con una doble articulación que tiene dos uniones (Bends) en direcciones opuestas lo que incrementa el ángulo de construcción.  ENSAMBLAJES DE FONDO ROTATORIOS (ROTARY BOTTOMHOLE ASSEMBLIES). Los ensamblajes son un arreglo de diferentes herramientas desde barrenas, estabilizadores, motores de fondo, turbinas, escariadores o ensanchadores, lastra barrenas (drill collars), uniones (subs) y herramientas especiales usadas en el fondo de la sarta de perforación, es uno de los métodos menos costosos para desviar un pozo aunque al correr el ensamblaje rotativo es muy difícil de predecir hacia donde caminara, si a la derecha o la izquierda, al igual si se requiere de un gran número de viajes para cambiar el arreglo de estabilizadores o para hacer correcciones al ser corrido con un motor; por lo anterior, este método ya no es rentable. En este tipo de ensamblajes la tendencia de desviación se debe a la flexibilidad de las lastra barrenas (drill collars) y a las fuerzas que actúan en el ensamblaje para que las lastra barrenas se doblen para generar la desviación, el punto de tangencia es en el cual la lastra barrena toca con el lado inferior del agujero y la distancia L es desde el punto tangencial hasta la barrena, la cual se afecta por el peso aplicado a la barrena, al tamaño del agujero, la inclinación del agujero, el tamaño de las lasta barrenas y de la curvatura del agujero; entre más peso se aplique a la barrena el punto tangencial se moverá hacia la barrena acortando la distancia L.

Ensamblaje donde se observa el Punto Tangencial, la Distancia L y Fuerza Resultante en la Barrena fuente-.Tecnología y desarrollo para la perforación de pozos

Otro punto importante que afecta la desviación de los ensamblajes, es la rigidez presentada en las lastra barrenas ya que al ser muy rígidas ocasionara que se flexionen menos, lo cual incrementara la longitud L lo que producirá que se mueva el punto tangencial y esto generara que la tendencia de desviación se incremente o se disminuya. Existen tres tipos básicos de ensamblajes de fondo (BHA) usados en la perforación direccional los cuales son:  Ensamblajes de construcción o de aumento. 

Ensamblajes de disminución.



Ensamblajes de mantener.

 CUCHARA O CUÑA DE DESVIACIÓN (WHIPSTOCK) La cuchara o cuña de desviación (Whipstock) es una vieja herramienta utilizada ampliamente para generar un cambio en la trayectoria de un pozo, sus principales usos son realizar operaciones de desviación (sidetrack), al igual para realizar una operación de desvió tanto en agujero descubierto o con tubería de revestimiento, existen dos tipos de cucharas desviadoras: la cuchara desviadora recuperable y la cuchara desviadora permanente. La cuchara de desviación recuperable, está formada por una cuchara o cuña invertida de acero, cóncava, el lado interior se encuentra acanalado para que la cuchara pueda ir guiando a la sarta de perforación al punto de inicio de desviación, esta herramienta tiene ángulos que varían entre 1º y 5º. En la parte inferior se encuentra una punta de cincel, la cual se asienta en el agujero o en el tapón de cemento y evita que gire la cuchara cuando la barrena está trabajando, en su parte superior de la barrena se coloca una porta barrena, el cual nos ayudara a poder recuperar a la herramienta.

Cuchara Desviadora (Whipstock) fuente-. Principales herramientas utilizadas en operaciones de perforación direccional La cuchara desviadora permanente, se utiliza en agujeros donde existe un medio donde asentarlo y está conectado con un pasador cizallable, el cual se coloca con un conjunto compuesto por un molino, un orientador y tubería extra pesada , esta cuchara se orienta usando métodos convencionales, posteriormente se le aplica peso lo cual provocara que se rompa el pasador que une a la cuchara con el molino, girando lentamente la sarta de molienda, una de las ventajas de este tipo de cucharas es que realizan un agujero de calibre completo y por otro lado una desventaja es el pasador ya que se puede quebrar prematuramente lo cual generara un trabajo de pesca muy costoso.

HERRAMIENTA POWER DRIVE XCEED Este método es viable y confiable, resiste como totalmente rotativo, cuenta con un control de fondo del pozo para las secciones tangenciales mediante un mecanismo de mantenimiento de la línea del circuito cerrado  Sección Direccional: el arreglo orienta continuamente el eje inclinado de la barrena para controlar la dirección de la perforación y la severidad de pata de perro de agujero.  Sistema de Control: los dispositivos electrónicos y el paquete de sensores obtienen mediciones para controlar el arreglo direccional.  Modulo de Generación de Potencia: el turboalternador suministra potencia para el direccionamiento y el control. HERRAMIENTA POWER DRIVE XCEED

9. Hipótesis 9.1

DESCRIPCIÓN

Al no contar con los equipos necesarios para lograr una producción más optima en un tiempo determinado, se utiliza la herramienta Power Drive Xcedd en el campo Itau, el cual es preciso y confiable ya que llega a reducir el tiempo de

las operaciones de perforación. Así logrando una estabilidad

económica alrededor de los lugares dependientes del pozo en producción

9.2

ANÁLISIS DE VARIABLE La variable independiente en este caso sería la optimización de la perforación direccional utilizando la herramienta de nueva era tecnológica Power Drive Xceed por no contar con los equipos necesarios que tengan la misma eficiencia que esta herramienta. La variable dependiente es el porcentaje recuperable, optimización debido a la reducción de tiempo sin perdidas dando estabilidad económica.

9.3

DEFINICIÓN CONCEPTUAL

La optimización de la perforación direccional con la herramienta Power Drive Xceed tiene como principio fundamental una mejor producción del pozo acelerando el proceso de producción recuperando no menor al 35% del hidrocarburo que se encuentra en el entrampamiento. 9.4

OPERACIONALIZACIÓN DE VARIABLES

Dimensiones: -

Cambio de presiones durante el proceso de extracción de los hidrocarburos

-

Eficiencia de la herramienta

-

Tipos de maquinaria que se tiene a disposición

Indicadores: -

Atm o mmHg

-

%

-

Tecnología

10. Matriz de consistencia

11. Diseño de la Investigación 11.1

TIPO DE ESTUDIO

 investigación de campo: se realiza la investigación en el mismo lugar, en el campo Itau, pozo Itau 4D  investigación exploratoria: investigando nuevas herramientas que ayudaran a un incremento en la producción.

11.2

MATRIZ DE DISEÑO METODOLÓGICO

Objetivos específicos

Realizar un diagnóstico de producción del campo Itau

Acciones

-

Determinar las principales características de pozos direccionales

técnicas,

Ubicar el área de -observación, estudio -investigación Analizar el plan de documental de campo, producción -topografía Valorar datos -medición,datos histórico estadísticos Evaluar el comportamiento económico

-

Obtener información de datos históricos

-

Realizar estudio de las formaciones

-

Métodos, instrumentos

Evaluar las características de los equipos de

-observación, investigación descriptiva, información paginas -observación, investigación documental

de

operación Determinar la presión del pozo al momento de aplicar la herramienta Porwer Drive Xceed

-

-

Elaborar un análisis técnico y el análisis costo beneficio del método de recuperación mejorada aplicada

11.3

los de -

Realizar pruebas mediante computadoras para poder obtener la presión adecuada de inyección

-

Analizar los niveles de producción que existente durante los últimos años

-

Obtener información de la existencia de pérdidas durante la producción

-

Experimentación , investigación exploratoria, datos estadísticos Observación, documentos referentes a los antecedentes del pozo Técnicas de análisis

-observación, investigación documental

MÉTODOS, TÉCNICAS, INSTRUMENTOS

Observación, investigación documentada

11.4

Analizar resultados obtenidos estudios anteriores

de

campo,

trabajos

anteriores

e

información

UNIDAD DE ANÁLISIS

YPFB Andina, campo Itau, pozo Itau 4D provincia Gran Chaco, bloque San Alberto de la ciudad de Tarija 11.5

POBLACIÓN

11.6

MUESTREO

12. Cronograma de trabajo

13. Presupuesto

14. Bibliografía  ROBERTO HERNANDEZ SAMPIERI, CARLOS FERNANDEZ COLLADO, PILAR BAPTISTA LUCIO, Metodología de la investigación.  Justiniano Zegarra Verastegui. 4 Formas de Elaborar Tesis y Proyectos de Grado. Bolivia  MINISTERIO DE HIDROCARBUROS Y ENERGÍA, Campos Gasífero y Petrolíferos de Bolivia, Noviembre 2015.  JULIO ADRIAN PADILLA CRUZ, Aplicación de la herramienta powerdrive xceed para minimizar los problemas durante la perforación del pozo ITU – 4D, Noviembre de 2013  ROLY MIRANDA FLORES, Optimización de la producción mediante la aplicación de la perforación radial en el pozo CLP - 52. La Paz 2013  http://www.la-razon.com/economia/Gas-Itau-contrato-interrumpiblealimentara_0_2016998303.html [19 octubre 2015. 20:15]  https://prezi.com/tr_edgyuukhq/aplicacion-de-la-herramientapowerdrive-xceed-para-minimizar/

[22 Octubre 2015. 18:46]

 http://www1.ypfb.gob.bo/index.php?option=com_content&view=article&i d=2617:construccion-de-la-planta-de-procesamiento-de-gas-itauavanza-en-mas-del-80-&catid=121:agencia-de-noticias&Itemid=196 [4 noviembre 2015. 22:41]  http://mapasamerica.dices.net/bolivia/mapa.php?nombre=Itau&id=2441 [10 de noviembre 2015. 21:20]  http://www.petrobras.com/es/paises/bolivia/ [11 de noviembre 2015. 19:20]  http://www.plataformaenergetica.org/content/10682

 http://www.la-razon.com/economia/Gas-Itau-contrato-interrumpiblealimentara_0_2016998303.html  http://www.erbol.com.bo/noticia/economia/17032014/ypfb_dos_campos _producen_456_mm_de_pies_cubicos_de_gas  http://boliviaemprende.com/proyectos/inauguran-planta-de-gas-naturalde-itau-en-tarija  http://www.americaeconomia.com/negocios-industrias/bolivia-petrobrasingresa-operar-el-campo-itau  http://www.eabolivia.com/economia/4552-ypfb-bg-y-total-acuerdanaumentar-produccion-en-itau.html  http://www.lapatriaenlinea.com/?nota=51846  http://ingenieria-depetroleo.lacomunidadpetrolera.com/2009/06/innovaciones-entecnologia-lwd-y-mwd.html  http://www.businesswire.com/news/home/20131028006736/es/