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TRABAJO ESPECIAL DE GRADO
DESARROLLO DE UNA HERRAMIENTA COMPUTACIONAL
PARA EL DISEÑO DE UNA SARTA DE PERFORACIÓN DE
POZOS HORIZONTALES
Presentado ante la Ilustre
Universidad Central de Venezuela
Por la Br. Mendoza L. Wilmary A
Para optar al Título
de Ingeniera de Petróleo
Caracas, Febrero 2012
TRABAJO ESPECIAL DE GRADO
DESARROLLO DE UNA HERRAMIENTA COMPUTACIONAL PARA EL
DISEÑO DE UNA SARTA DE PERFORACIÓN DE POZOS
HORIZONTALES
TUTOR ACADÉMICO: Prof. Pedro Díaz
TUTOR INDUSTRIAL: Ing. Asdrúbal Gamboa
Presentado ante la Ilustre
Universidad Central de Venezuela
Por la Br. Mendoza L. Wilmary A.,
Para optar al Título
de Ingeniera de Petróleo
Caracas, Febrero 2012
DEDICATORIA
iii
DEDICATORIA
A DIOS, por darme la oportunidad de tener la familia que tengo, y darme
la salud y sabiduría para poder lograr todas las metas que me he
planteado hasta hora.
A MIS ABUELOS, por siempre inculcarme los principios y valores
humanos que se deben tener en la vida, además de ese cariño tan especial
que sólo ustedes saben dar.
A MIS PADRES, por todo su amor y apoyo incondicional, teniéndome
paciencia en los momentos que lo he necesitado.
A MI HERMANA, por intentar comprenderme en todo momento aun que
no entendiera mucho del tema.
A MI NOVIO, por estar conmigo a lo largo de toda esta etapa,
compartiéndola y apoyándome, se que sin ti las cosas se me hubiesen
hecho más complicadas, y por que de ahora en adelante vamos a seguir
compartiendo nuestras vidas juntos…
Finalmente a MI, por mi dedicación y esfuerzo, por no dejarme vencer por
los altibajos presentes, y poder cumplir con mi meta deseada ser Ingeniero
de Petróleo…!!!
WILMARY ALEJANDRA MENDOZA LOPE
AGRADECIMIENTOS
iv
AGRADECIMIENTOS
A la Universidad Central de Venezuela, “La casa que vence las sombras”,
por permitir formarme como profesional en sus aulas y por darme el orgullo de
siempre poder ser llamada UCEVISTA!
Al Ing. Asdrubal Gamboa, actual Gerente de Unidad de Negocios de
Weatherford Latín América, por darme la oportunidad de realizar mi Trabajo
Especial de Grado dentro de su equipo de trabajo.
A la Ing. Betcy Maraguacare, quien me brindó su confianza y paciencia, y
además dedico tiempo para enseñarme parte de sus cocimientos.
Al Ing. Cesar Berdugo, actual Gerente de Operaciones de Campo de
Weatherford Latín América, por dame su confianza y apoyo durante la
realización de mi Trabajo Especial de Grado. A todo el personal que
conforma Drilling Services, que labora en Weatherford Latín América,
especialmente José Torres, con quien tuve la oportunidad de aprender y
compartir a lo largo del tiempo que duró mi trabajo.
A Edgar Fuenmayor, mi compañero de tesis por tenerme toda la paciencia
del mundo.
A mi tutor académico Ing. Pedro Díaz, por su buena disposición al
brindarme el apoyo y la asesoría tanto técnico como no técnica en lo
referente al desarrollo del Trabajo Especial de Grado.
A mi familia, por estar allí siempre para mi, y ofreciéndome todo su cariño y
atención. A mi novio, por siempre estar conmigo no dejándome de caer.
WILMARY ALEJANDRA MENDOZA LOPEZ
RESUMEN
v
Mendoza L., Wilmary A.,
DESARROLLO DE UNA HERRAMIENTA COMPUTACIONAL
PARA EL DISEÑO DE UNA SARTA DE PERFORACIÓN DE
POZOS HORIZONTALES
Tutor Académico: Prof. Pedro Díaz. Tutor Industrial: Ing. Asdrúbal Gamboa.
Tesis. Caracas. U.C.V Facultad de Ingeniería Escuela de Ingeniería de Petróleo.
Año 2012, 149 pp.
Palabras Clave: Parámetros de Operación, Herramienta Computacional,
Perforación, Base de datos, Sarta de Perforación.
Resumen. El presente trabajo de investigación tiene como objetivo el desarrollo de
una herramienta computacional que permita compilar las mejores prácticas
operaciones de la compañía Weatherford Latín América división Oriente, a fin de
lograr un diseño de sarta de perforación que permita optimizar el tiempo y costos
asociados a dicha actividad para pozos horizontales en la Faja Petrolífera del Orinoco,
para ello se tomaron como referencia un grupo de pozos perforados por la compañía
en el oriente del país, de los cuales se tomaron en cuenta sólo aquellos que se
encontraban en la zona de estudio y en su adyacencias. Se definieron y evaluaron un
conjunto de parámetros estáticos, dinámicos, asumibles y calculables, tales como:
diámetro del hoyo, profundidad inicial medida, profundidad vertical verdadera, entre
otros; los cuales permitieron realizar la escogencia de las configuraciones de sartas
exitosas de acuerdo a las fases (hoyo intermedio u hoyo de producción) de
perforación del pozo, estas conforman la base de datos utilizada por la herramienta
computacional, así mismo se realizó una comparación del uso del motor de fondo con
el sistema de rotación continua (RSS) la cual no fue concluyente debido a la poca
experiencia que se tiene con el uso de RSS. Seguidamente con la base de datos
estructurada se realizó el diseño de la herramienta computacional, a fin que la misma
se utilice como un registro y al introducir nuevos parámetros de operación, esta los
compare, arrojando como resultado una configuración de sarta que se ajuste a los
parámetros introducidos, luego se realizó una validación de los resultados para
comprobar el buen funcionamiento de la misma utilizando Jar Placerment, el cual es
un programa de optimización de la ubicación del martillo. Finalmente los resultados
arrojados por la herramienta computacional le permitirán al usuario tener una guía al
momento de la toma de decisión, para escoger la configuración de sarta de
perforación que mejor se ajuste a los requerimientos operacionales en campo.
ÍNDICE GENERAL
vi
ÍNDICE GENERAL
ÍNDICE DE TABLAS ................................................................................................. xi
ÍNDICE DE FIGURAS .............................................................................................. xiii
CAPÍTULO I: PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA……………………………..3
I.1 PROBLEMA............................................................................................................ 3
I.2 OBJETIVOS ............................................................................................................ 4
I.2.1 Objetivo General ............................................................................................... 4
I.2.2 Objetivos Específicos ....................................................................................... 4
I.3 ALCANCE .............................................................................................................. 5
I.4 JUSTIFICACIÓN .................................................................................................... 5
I.5 LIMITACIONES ..................................................................................................... 6
CAPÍTULO II:MARCO TEÓRICO ............................................................................. 7
II.1 PERFORACIÓN DIRECCIONAL ........................................................................ 7
II.2 RAZONES PARA PERFORAR DIRECCIONALMENTE .................................. 7
II.3 LIMITACIONES DE LA PERFORACIÓN DIRECCIONAL…………………...9
II.4 PERFORACIÓN HORIZONTAL ....................................................................... 10
II.6 DISEÑO DE SARTA DE PERFORACIÓN ........................................................ 11
II.7 PARTES DE LA SARTA DE PERFORACIÓN ................................................. 12
II.7.1 Mecha o barrena de perforación. ................................................................... 12
II.7.2 Barra de Perforación ...................................................................................... 13
II.7.3 Tubería de Perforación Pesada ...................................................................... 14
II.7.4 Tubería de Perforación (Drill Pipe) .............................................................. 16
II.7.5 Herramientas especiales ................................................................................ 17
II.7.5.1 Sustitutos (Crossover) ............................................................................ 17
II.7.5.2 Estabilizadores ........................................................................................ 18
II.7.5.3 Martillo (Jar) .......................................................................................... 19
II.7.5.5 Motores ................................................................................................... 20
II.7.5.6 Herramientas de medición ...................................................................... 23
II.8 TIPOS DE ENSAMBLAJES DE FONDO DE POZO ........................................ 26
ÍNDICE GENERAL
vii
II.8.1 Ensamblaje de construcción (Tipo Fulcro)................................................... 26
II.8.2 Ensamblaje Pendular .................................................................................... 27
II.8.3 Ensamblaje para mantener ............................................................................ 28
CAPÍTULO III: DESCRIPCIÓN DEL ÁREA EN ESTUDIO .................................. 29
III.1 UBICACIÓN GEOGRÁFICA DE LA FAJA PETROLÍFERA DEL ORINOCO
..................................................................................................................................... 29
III.2 DATOS GENERALES DE LA FPO. ................................................................. 30
III.3 DESCRIPCIÓN GEOLÓGICA DE LA FPO. .................................................... 32
III.3.1 Características principales de las formaciones. ............................................ 33
III.4 CARACTERÍSTICAS ESTRUCTURALES DE LA FPO. ................................ 39
III.5 ÁREA BOYACÁ. ............................................................................................... 40
III.5.1 Ubicación Político-Administrativa............................................................... 40
III.5.2 Ubicación Geográfica................................................................................... 40
III.5.3 Características generales del Campo ............................................................ 41
III.6 ÁREA JUNÍN. .................................................................................................... 42
III.6.1 Ubicación Político-Administrativa............................................................... 42
III.6.2 Ubicación Geográfica................................................................................... 42
III.6.3 Características generales del Campo ............................................................ 43
III.7 ÁREA AYACUCHO. ........................................................................................ 43
III.7.1 Ubicación Político-Administrativa............................................................... 43
III.7.2 Ubicación Geográfica.................................................................................. 44
III.7.3 Características generales del Campo ............................................................ 44
III.8 ÁREA CARABOBO.......................................................................................... 45
III.8.1 Ubicación Político-Administrativa............................................................... 45
III.8.2 Ubicación Geográfica.................................................................................. 45
III.8.3 Características generales del Campo ........................................................... 46
CAPÍTULO IV: MARCO METODOLÓGICO .......................................................... 47
IV.1. TIPO DE INVESTIGACIÓN ............................................................................ 47
IV.2. METODOLOGÍA DE TRABAJO ..................................................................... 49
IV.2.1 Revisión bibliográfica .................................................................................. 50
ÍNDICE GENERAL
viii
IV.2.2 Selección de localización ............................................................................. 50
IV.2.3 Recolección de información ........................................................................ 50
IV.2.4 Determinación de Parámetros ...................................................................... 50
IV.2.5 Construcción y Sistematización de la Base de Datos .................................. 53
IV.2.5.1 Descripción de los problemas operacionales ........................................ 55
IV.2.6 Análisis comparativo entre DHM y RSS. .................................................... 59
IV.2.7 Desarrollo de la herramienta computacional ............................................... 60
IV.2.7.1 Visualización y diseño de la herramienta computacional ..................... 60
IV.2.7.2 Desarrollo de los algoritmos previos a la programación. ..................... 61
IV.2.7.3 Generación de los algoritmos previos al desarrollo de la herramienta
computacional ..................................................................................................... 61
IV.2.7.4 Desarrollo del lenguaje de programación utilizado por la herramienta
computacional para la selección de sartas de perforación .................................. 64
IV.2.7.5 Depuración de errores de la programación ........................................... 65
IV.2.8 VALIDACIÓN DE LA HERRAMIENTA COMPUTACIONAL .............. 69
IV.2.9 ANÁLISIS DE RESULTADOS .................................................................. 69
IV.2.10 CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ........................................ 70
CAPÍTULO V: ANÁLISIS DE RESULTADOS ....................................................... 70
V.1 Selección de la localización. ................................................................................ 73
V.2 Determinación de los parámetros. ........................................................................ 74
V.3 Sistematización de la base de datos. .................................................................... 84
V.4 Comparación entre DHM y RSS. ......................................................................... 84
V.4.1 Comparación Teórica .................................................................................... 85
V.4.2 Comparación Práctica. .................................................................................. 89
V.4.2.1 Análisis comparativo entre los pozos GS-331 y GS-332. ...................... 93
V.4.2.2 Análisis comparativo entre los pozos NZZ-270 y el pozo NZZ-279 ..... 97
V.4.2.3 Análisis comparativo entre los pozos NZZ-274 y el pozo NZZ-279 ... 101
V.5. DESCRIPCIÓN DE LA HERRAMIENTA COMPUTACIONAL “WILED 1.0 –
BHA SELECTOR” .................................................................................................... 109
ÍNDICE GENERAL
ix
V.6 VALIDACIÓN DE LOS RESULTADOS ARROJADOS POR LA
HERRAMIENTA COMPUTACIONAL .................................................................. 109
V.6.1 Caso I: Parámetros de la experiencia en estudio cargados en la base de datos
(Pozo CIB-374) ..................................................................................................... 109
V.6.1.1 Resultados arrojados por Wiled 1.0- BHA selector .............................. 110
V.6.1.2 Resultados arrojados por el Jar Placement .......................................... 111
V.6.2. Caso II: Parámetros de la experiencia en estudio no cargados en la base de
datos (Pozo E4-P27). ............................................................................................. 111
V.6.2.1 Resultados arrojados por Wiled 1.0-BHA selector ............................... 113
V.6.2.2 Resultados arrojados por el Jar Placement .......................................... 113
V.6.3 Caso III: Parámetros de pozo en planes de perforación (Pozo NZZ-282) .. 113
V.6.3.1 Resultados arrojados por Wiled 1.0 – BHA Selector. ........................... 113
V.6.3.2 Resultados arrojados por el Jar Placement .......................................... 115
CONCLUSIONES .................................................................................................... 116
RECOMENDACIONES. .......................................................................................... 117
REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS ...................................................................... 118
ABREVIATURAS Y SIMBOLOS ........................................................................... 121
GLOSARIO .............................................................................................................. 123
ANEXOS .................................................................................................................. 128
ANEXO 1: TABLAS DE TUBERIAS ..................................................................... 128
ANEXO 2: POBLACIÓN INICIAL ......................................................................... 131
ANEXO 3: INFORMACIÓN DE POZOS PERFORADOS POR LA COMPAÑÍA
WEATHERFORD LATÍN AMÉRICA, DIVISIÓN ORIENTE, DRILLING
SERVICES ................................................................................................................. 139
ANEXO 4: HOJA TÉCNICA DE MOTOR DE FONDO SISTEMA 6 ¾ DE
WEATHERFORD LATÍN AMÉRICA, DIVISIÓN ORIENTE, DRILLING
SERVICES ................................................................................................................. 146
ANEXO 5: HOJA TÉCNICA DE HERRAMIENTA ROTARIO DIRECCIONAL
SISTEMA 6 ¾ DE WEATHERFORD LATÍN AMÉRICA, DIVISIÓN ORIENTE,
DRILLING SERVICES .............................................................................................. 147
ÍNDICE GENERAL
x
ANEXO 6: HOJA TÉCNICA DE MOTOR DE FONDO SISTEMA 8 1/4 DE
WEATHERFORD LATÍN AMÉRICA, DIVISIÓN ORIENTE, DRILLING
SERVICES ................................................................................................................. 148
ANEXO 7: HOJA TÉCNICA DE HERRAMIENTA ROTARIO DIRECCIONAL
SISTEMA 8 1/4 DE WEATHERFORD LATÍN AMÉRICA, DIVISIÓN ORIENTE,
DRILLING SERVICES .............................................................................................. 149
ÍNDICE DE TABLAS
xi
ÍNDICE DE TABLAS
Tabla II. 1 Tipo de pozos horizontales. ....................................................................... 10
Tabla II. 2 Grados más comunes en las tuberías de perforación ................................. 16
Tabla II. 3 Clasificación de las tuberías de perforación por longitud ......................... 16
Tabla II. 4 Pesos unitarios más comunes de las tuberías de perforación .................... 16
Tabla III. 1 Datos Generales de la FPO…………………………………………...…31
Tabla III. 2 Descripción de las Formaciones que conforma la FPO. .......................... 33
Tabla IV. 1 Parámetros de evaluación de la matriz…………………………………54
Tabla IV. 2 Problemas operacionales.......................................................................... 55
Tabla IV. 3 Clasificación de las prácticas operacionales. ........................................... 56
Tabla IV. 4 Ejemplo de Matriz de caracterización. .................................................... 57
Tabla IV.5 Ejemplo de ponderación de las experiencias………………………...…..58
Tabla IV. 6 Características comunes de los pozos seleccionados …………………..67
Tabla IV.7 Parámetros característicos de los pozos seleccionados en fase de
construcción ............................................................................................................... 68
Tabla IV.8 Parámetros característicos de los pozos seleccionados en fase de
navegación .................................................................................................................. 69
Tabla V. 1 Pozos perforados dentro o en las cercanías del PSO por Weatherford...70
Tabla V. 2 Clasificación de los parámetros comparativos. ......................................... 73
Tabla V. 3 Mejores prácticas operacionales correspondientes a los BHA#1 al BHA
#22 ............................................................................................................................... 75
Tabla V. 4 Mejores prácticas operacionales correspondientes a los BHA#23 al BHA
#44 ............................................................................................................................... 78
Tabla V. 5 Mejores prácticas operacionales correspondientes a los BHA#45 al BHA
#67 ............................................................................................................................... 81
Tabla V. 6 Sistemas de 6 ¾ pulg. ................................................................................ 84
Tabla V. 7 Sistemas de 8 pulg. .................................................................................... 85
Tabla V. 8 Pozos comparados según la herramienta de perforación utilizada............ 86
Tabla V. 9 Características comunes de los pozos seleccionados. ............................... 87
ÍNDICE DE TABLAS
xii
Tabla V. 10 Problemas operacionales surgidos en las corridas para la construcción de
los pozos GS-332, GS-331, NZZ-270, NZZ-279 y NZZ-274.................................... 88
Tabla V.11 Sartas seleccionadas por la herramienta computacional según los
parámetros de operación. Pozo CIB-374. ................................................................. 110
Tabla V.12 Parámetros de operación del martillo según su ubicación. Pozo CIB-374.
................................................................................................................................... 111
Tabla V.13 Sartas seleccionadas por la herramienta computacional según los
parámetros de operación del Pozo E4-P27................................................................ 112
Tabla V. 14 Parámetros de operación del martillo según su ubicación para el Pozo
E4-P27. ...................................................................................................................... 113
Tabla V.15 Sartas seleccionadas por la herramienta computacional según los
parámetros de operación del Pozo NZZ-282. ........................................................... 114
Tabla V.16 Parámetros de operación del martillo según su ubicación para el Pozo
NZZ-282. ................................................................................................................... 115
Tabla A.1 Valores de peso de las barras de perforación (lbs/pie)…….……………128
Tabla A.2 Datos sobre las capacidades y el desplazamiento de tubería pesada rango II
y III ............................................................................................................................ 129
Tabla A.3 Datos de dimensiones de tubería pesada rango II .................................... 130
Tabla A.4 Datos de dimensiones de tubería pesada rango III ................................... 130
Tabla B.1Coordenadas de los pozos horizontales suministrados por la compañía
perforado con DHM………………………….……………………………………..131
Tabla C.1 Coordenadas de los pozos horizontales suministrados por la compañía
perforados con RSS………………………………………………………………...135
Tabla D. 1 Nomenclatura de la matriz de caracterización………………………….139
Tabla D. 2 Matriz de Caracterización. ...................................................................... 140
Tabla D. 3 Ponderación de las experiencias............................................................. 144
ÍNDICE DE FIGURAS
xiii
ÍNDICE DE FIGURAS
Figura II.1 Ejemplo de mechas PDC, diamante y bicéntricas..................................... 13
Figura II.2 Barras de Perforación ................................................................................ 14
Figura II.3 Tubería de perforación pesada .................................................................. 15
Figura II.4 Sustitutos ................................................................................................... 18
Figura II.5 Estabilizadores .......................................................................................... 19
Figura II.6 Martillo...................................................................................................... 20
Figura II.7 Monel ........................................................................................................ 20
Figura II.8 Motor de fondo.......................................................................................... 21
Figura II.9 Herramienta Rotatoria Direccional ........................................................... 22
Figura II.10 Sistema HEL™ de MWD ....................................................................... 24
Figura II 11 Multi-Frequency Resistivity (MFR™) ................................................... 25
Figura II.12 Ensambles Convencionales de construcción para Perforación Rotaria y
respuesta del ensamble de Construir ........................................................................... 27
Figura II.13 Ensambles Convencionales de caída del ángulo para Perforación Rotaria
y respuesta del ensamble a tumbar .............................................................................. 28
Figura II.14 Ensambles Convencionales empacados para Perforación Rotaria y
respuesta del ensamble a mantener ............................................................................. 28
Figura III.1 Ubicación y división de la Faja Petrolífera del Orinoco…….…………29
Figura III.2 Mapa de distribución API en la FPO ....................................................... 30
Figura III.3 Cuenca Oriental de Venezuela. ................................................................ 32
Figura III.4 Configuración estructural esquemática de la FPO................................... 40
Figura III.5 Ubicación del área de Boyacá.................................................................. 41
Figura III.6 Ubicación del área de Junín ..................................................................... 42
Figura III.7 Ubicación del área de Ayacucho ............................................................. 44
Figura III.8 Ubicación del área de Carabobo .............................................................. 45
Figura IV.1 Esquema de trabajo…………………………………………….…………………………….49
ÍNDICE DE FIGURAS
xiv
Figura IV.2 Esquema general del funcionamiento de la herramienta previo al
desarrollo computacional. ........................................................................................... 60
Figura IV.3 Algoritmo de funcionamiento del botón pozo. ........................................ 62
Figura IV.4 Algoritmo de funcionamiento del botón herramientas y lodo. ................ 63
Figura IV.5 Algoritmo de funcionamiento del botón parámetros. .............................. 63
Figura IV.6 Algoritmo del proceso para obtención de los resultados. ........................ 64
Figura IV.7 Vista de pantalla de resultados del Jar Placement. ................................. 67
Figura V.1 Pozos perforados dentro o en las cercanías del PSO por Weatherford.72
Figura V.2 Perfil de un pozo horizontal. ..................................................................... 86
Figura V.3 Comparación de velocidades de perforación entre los pozo GS-332 y GS-
331 ............................................................................................................................... 89
Figura V.4 Comparación de ROP vs MD de perforación entre los pozo GS-332 y GS-
331 ............................................................................................................................... 90
Figura V.5 Comparación de Inclinación vs MD de perforación del pozo GS-332 ..... 91
Figura V.6 Comparación de Inclinación vs MD de perforación del pozo GS-331 ..... 91
Figura V.7 Comparación de DLS vs MD de perforación del pozo GS-332 ............... 92
Figura V.8 Comparación de DLG vs MD de perforación del pozo GS-331............... 92
Figura V.9 Comparación de velocidades de perforación entre los pozo NZZ-270 y
NZZ-279 ...................................................................................................................... 93
Figura V.10 Comparación de ROP vs MD de perforación entre los pozo NZZ-270 y
NZZ-279 ...................................................................................................................... 94
Figura V.11 Comparación de Inclinación vs MD de perforación del pozo NZZ-270.95
Figura V.12 Comparación de Inclinación vs MD de perforación del pozo NZZ-279.95
Figura V.13 Comparación de DLS vs MD de perforación del pozo NZZ-270........... 96
Figura V.14 Comparación de DLS vs MD de perforación del pozo NZZ-279........... 96
Figura V.15 Comparación de velocidades de perforación entre los pozo NZZ-274 y
NZZ-279 ...................................................................................................................... 97
Figura V.16 Comparación de ROP vs MD de perforación entre los pozo NZZ-274 y
NZZ-279 ...................................................................................................................... 98
Figura V.17 Comparación de Inclinación vs MD de perforación del pozo NZZ-274. 99
ÍNDICE DE FIGURAS
xv
Figura V.18 Comparación de DLS vs MD de perforación del pozo NZZ-274......... 100
Figura V.19 Icono de Wiled 1.0 – BHA selector ....................................................... 101
Figura V.20 Ventana de inicio de la herramienta computacional. ............................ 102
Figura V.21 Ventana de nueva experiencia de la herramienta computacional ......... 102
Figura V.22 Vista del botón “General” de la herramienta computacional. .............. 103
Figura V.23 Vista botón “Well” de la herramienta computacional. .......................... 104
Figura V.24 Vista del botón “Mud & Tools” de la herramienta computacional. ...... 105
Figura V.25 Vista del botón “Parameters” de la herramienta computacional. ........ 105
Figura V.26 Mensaje mostrado por la herramienta computacional cuando no se
introduce un valor numérico en la casilla de KOP .................................................... 106
Figura V.27 Mensaje mostrado por la herramienta computacional cuando no se
selecciona el grado de ubicación del martillo. .......................................................... 106
Figura V.28 Mensaje mostrado por la herramienta computacional cuando no se
introduce la temperatura a la cual van a estar sometida los compontes de la sarta... 107
Figura V.29 Vista del botón “Drill String” de la herramienta computacional.......... 107
Figura V.30 Vista preliminar para seleccionar la configuración final de la página a
imprimir. ................................................................................................................... 108
Figura V.31 Vista final de la página de resultados a imprimir. ................................ 109
INTRODUCCIÓN
1
INTRODUCCIÓN
Con el pasar del tiempo la industria petrolera ha manifestado su interés en la
perforación de pozos direccionales, en especial lo que respecta a pozos horizontales.
Para llevar a cabo la perforación de un pozo horizontal, es necesario contar con una
configuración de sarta de perforación adecuada, que permita transmitir la energía
necesaria desde la mesa rotatoria hasta la mecha y así poder mantener la
direccionalidad del hoyo, lo más cercano posible al plan originalmente trazado.
Weatherford Latín América S.A es una compañía de servicios y de equipos para la
industria de petróleo y gas, dedicada a maximizar el valor de los bienes de sus
clientes. Su mercado es la industria mundial de la exploración y producción de
hidrocarburos con una gran variedad de productos y servicios que engloban todo el
ciclo de vida de un pozo, incluyendo la perforación, la evaluación, la terminación, la
producción y reacondicionamiento de éste [1]
.
La selección de un ensamble de fondo apropiado para la perforación de este tipo de
pozos es un punto crítico en la planeación y ejecución del trabajo, ya que de este
depende el éxito de la operación, el tiempo de operación y por ende los costos
operativos asociados. Diversos criterios son tomados al momento de la selección de
las herramientas que conformaran el ensamble, sin embargo, la experiencia en pozos
vecinos al que se quiere construir dicta principalmente la configuración a utilizarse.
Ya teniendo la selección del ensamble, se estudian los efectos de la tracción, arrastre
e hidráulica del pozo sobre éste, evaluando el comportamiento de la sarta durante las
actividades de perforación. En la actualidad Weatherford Latín América, División
Oriente no cuenta con una herramienta que unifique los criterios a considerar para el
diseño y selección de la sarta de perforación a utilizar, así como tampoco con una
INTRODUCCIÓN
2
definición clara de los criterios a incorporar en dicha herramienta y su preponderancia
sobre la escogencia final de la sarta de perforación.
Debido a lo descrito anteriormente, decide unificar dentro de una misma base de
datos, su experiencia en la ingeniera de planificación y mejores prácticas
operacionales, que junto con un estudio multidisciplinario, permitirán el diseño de
una herramienta computacional que determine según diversos parámetros
operacionales la configuración de una sarta de perforación idónea, dirigido
principalmente a pozos horizontales a perforar en la Faja Petrolífera del Orinoco
(FPO).
Con la finalidad de llevar a cabo el desarrollo de la herramienta, se muestra en el
Capítulo I el planteamiento del problema, objetivos, alcances y limitaciones, luego en
el Capítulo II, se desarrollará el marco teórico, este engloba la definición y funciones
de una sarta de perforación, sus partes y diseño; en el Capítulo III, se describe la
ubicación y características de la FPO.
En el Capítulo IV, se explicará la metodología a seguir para cumplir con todos los
objetivos planteados. Seguidamente en el Capítulo V, se presentarán los resultados
obtenidos con sus respectivos análisis. Para finalmente en el Capítulo VI se
presentarán las diferentes conclusiones y recomendaciones que permitirán el uso
eficiente de la herramienta propuesta.
CAPÍTULO I: PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA
3
CAPÍTULO I
PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA
I.1 PROBLEMA
La perforación direccional, es un procedimiento que consiste en dirigir un pozo a
través de una trayectoria determinada con el fin de llegar a un objetivo que no es
viable por medio de una perforación vertical convencional [2]
.
Para llevar a cabo la explotación de un campo petrolero, es necesario realizar la
perforación de varios pozos de manera satisfactoria; a fin de cumplir con dicha
premisa, es necesario contar con una sarta de perforación que permita realizar dicho
proceso de la manera más eficiente posible, con la menor cantidad de viajes y con las
herramientas necesarias que garanticen su mejor desempeño.
El desconocimiento de la configuración ideal de sartas de perforación adecuadas a los
requerimientos de cada pozo a perforar direccionalmente, tanto en aquellos campos
donde Weatherford Latín América División Oriente tiene experiencia en la ingeniera
de planificación y mejores prácticas operacionales, como en los bloques de la Faja
Petrolífera de Orinoco, generó la necesidad, como empresa de servicios de
perforación direccional de llevar a cabo un proyecto para la creación de una
herramienta computacional, donde se compile toda su experiencia con relación a la
configuración de las sartas utilizadas, tomando en cuenta las diferentes fases de
perforación y la interacción de los parámetros operacionales a considerar, así como su
efecto unificado sobre los equipos de perforación.
CAPÍTULO I: PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA
4
I.2 OBJETIVOS
I.2.1 Objetivo General
Desarrollar una herramienta computacional para llevar a cabo el diseño de una sarta
de perforación para pozos horizontales en la Faja Petrolífera del Orinoco.
I.2.2 Objetivos Específicos
1. Revisar los pozos perforados por la compañía Weatherford Latín América
División Oriente para determinar su localización y cuantificar cuántos de estos se
encuentran dentro o en las cercanías de las áreas correspondientes a la FPO.
2. Definir los parámetros estáticos, dinámicos, asumibles y calculables a ser
considerados y evaluados durante el diseño de la sarta de perforación.
3. Identificar y unificar diversos criterios de ingeniería obtenidos a través de las
mejores prácticas de perforación, considerando los parámetros estáticos,
dinámicos, asumibles y calculables.
4. Realizar un análisis comparativo entre el DHM (Down Hole Motors) y el RSS
(Rotary Steerable System) durante la construcción y la navegación de pozos
horizontales.
5. Elaborar una herramienta computacional que permita compilar toda la
información obtenida mediante las mejores prácticas operacionales y que arroje
como resultado un diseño ideal de la sarta a implementar.
6. Validar los resultados arrojados por la herramienta computacional.
CAPÍTULO I: PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA
5
I.3 ALCANCE
Llevar a cabo el desarrollo de una herramienta computacional para el diseño de una
sarta de perforación que permita perforar pozos horizontales en la Faja Petrolífera del
Orinoco (FPO), tomando como referencia las mejores prácticas operacionales de la
compañía de servicio Weatherford Latinoamérica División Oriente, en los campos:
Área Pesada, Bares, Carabobo G, Cerro Negro, El Salto, Huyapari, Isleño, Melones
Norte Zuata, Pilom, Temblador y Uracoa; con una muestra de 90 pozos horizontales.
Durante las operaciones ejecutadas en los campos entre febrero del 2008 y marzo del
2011[3]
.
I.4 JUSTIFICACIÓN
En años recientes la evolución de la industria petrolera en Venezuela, está enfocado
principalmente en el desarrollo de técnicas en el área de perforación direccional,
debido a que la nación cuenta con las reservas más grandes de hidrocarburo
extrapesado del mundo presentes en la FPO, las cuales para poder ser extraídas de
manera eficiente, deben aplicarse tecnologías de punta en el área de perforación
direccional, a través del uso de simuladores que permitan verificar de acuerdo a los
parámetros establecidos y/o asumidos, las condiciones de fondo y operatividad de las
herramientas utilizadas durante la perforación de un pozo.
Es por ello que el diseño y aplicación de esta herramienta computacional permitiría
optimizar el tiempo y costos asociados, correspondientes a la selección de la
configuración adecuada de la sarta de perforación a implementar en la FPO.
CAPÍTULO I: PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA
6
I.5 LIMITACIONES
A lo largo de la elaboración de la herramienta computacional surgirán limitaciones en
cuanto al número de datos a considerar por pozo, los cuales permitirán definir el tipo
y número de piezas que conformaran la sarta de perforación, uso, aplicación e
interpretación del lenguaje de programación a implementar y finalmente la limitada
información correspondiente a la perforación de pozos horizontales con el uso de
RSS.
CAPÍTULO II: MARCO TEÓRICO
7
CAPÍTULO II
MARCO TEÓRICO
II.1 PERFORACIÓN DIRECCIONAL
El avance de la industria petrolera en Venezuela, ha evolucionado hacia la
perforación de pozos direccionales, en virtud de las inmensas cantidades de
hidrocarburo pesado y extrapesado presentes en la FPO, cuya técnica de extracción se
fundamente básicamente en este tipo de perforación [4].
La perforación direccional no es más que la ciencia de desviar un pozo a lo largo de
un curso planeado hasta un objetivo en el subsuelo, cuya localización está a una
distancia y dirección lateral desde la vertical del pozo y a una profundidad vertical
específica. Este es el primer paso para el desarrollo de la técnica de pozos
horizontales, el avance principal de esta técnica ha permitido el desarrollo de una
gama de las herramientas orientables rotatorias, que permiten el control del segmento
horizontal, sin parar la rotación de la secuencia del taladro [2].
II.2 RAZONES PARA PERFORAR DIRECCIONALMENTE
El desarrollo tecnológico reciente ha incorporado la perforación direccional como una
de las técnicas aplicables más modernas, permitiendo así la explotación de
yacimientos antiguamente inaccesibles a través de las técnicas de perforación
tradicionales, así como también, puede aplicarse en aquellos casos donde se presenten
problemas operacionales que ameriten un cambio en el programa de perforación,
entre las más comunes destacan:
Falla de Objetivo (Missed Target).
Si se falla en llegar a cierto objetivo con la trayectoria que se esté llevando, la
perforación direccional sirve para redireccionar el pozo hacia la formación de interés
[5].
CAPÍTULO II: MARCO TEÓRICO
8
Desvío (Sidetracking) y enderezamiento (Straightening).
La perforación direccional puede realizarse como una operación para evitar un
obstáculo (tubería ó herramientas abandonadas ó cementadas ó el pozo taponado), ya
sea para dirigir el pozo por una trayectoria lateral o de llevar al pozo nuevamente a la
vertical enderezando las secciones desviadas previamente [5]
.
Buzamiento estructural (Structural Dip).
Si la estructura de la formación y su buzamiento impiden mantener la verticalidad de
un pozo, se considera más rápido y económico situar el taladro tomando en cuenta la
desviación que el pozo ha de tomar y permitirle así, orientarse naturalmente hacia el
objetivo. El pozo puede ser orientado o direccionado en las últimas etapas para hacer
más precisa su llegada al objetivo [5]
.
Perforación a través de una falla (Fault Drilling).
La perforación direccional puede ser usada para desviar la trayectoria de un pozo y
eliminar el peligro de perforar un pozo vertical a través de una falla abruptamente
inclinada la cual podría torcer y cortar el revestimiento [5]
.
Para entrar a una formación en un punto particular o en un ángulo
determinado.
La perforación direccional hace posible penetrar una formación en un punto o ángulo
particular, de forma tal que se pueda aumentar la productividad del yacimiento [5]
.
Para llegar a una localización inaccesible.
Se puede situar al taladro lejos del objetivo, para llegar posteriormente con
perforación direccional a la formación productora de manera efectiva, como por
ejemplo los siguientes casos: debajo de una población, terreno montañoso o
pantanoso, cuando no se permite el acceso o existan restricciones ambientales [5]
.
CAPÍTULO II: MARCO TEÓRICO
9
II.3 LIMITACIONES DE LA PERFORACIÓN DIRECCIONAL
Limitaciones Geométricas.
Esta limitación la establece el usuario, determinada por la máxima curvatura del
pozo; mientras que el desempeño del motor se basa en las experiencias en pozos
vecinos al igual que con los componentes de la sarta [6]
.
Hidráulica.
La hidráulica describe las diferentes interrelaciones y efectos entre la viscosidad del
lodo, el caudal o tasa de flujo y las presiones de circulación sobre el desempeño del
fluido de perforación en sus diversas funciones. Se enmarca dentro de la máxima
presión de circulación operativa del equipo de perforación y la densidad equivalente
de circulación (EDC - Equivalent Density Circulation) [6]
.
Arrastre.
El arrastre en la fricción adicional, que se genera al mover la sarta axialmente a lo
largo del pozo, aumenta su efecto en la medida en que se incrementa la profundidad e
inclinación del pozo, lo cual genera un aumento de la fricción entre el hoyo y los
componentes de la sarta de perforación [6]
.
Limpieza del agujero.
Esta limitante está relacionada con la eficiencia de remoción de ripios del fluido de
perforación. Esta eficiencia disminuye a medida que se incremente el ángulo de
inclinación del pozo [6]
.
Torque Reactivo.
Se relaciona con la rotación de la sarta en contrasentido a las agujas del reloj y la
dificultad para mantener o colocar la cara de la herramienta en el ensamble navegable
[6].
Peso sobre la mecha.
Este genera una fuerza sobre la mecha, la cual regula la presión en la formación para
generar una óptima tasa de penetración (ROP - Rate of Penetration), maximizando así
la vida de la mecha [6]
.
CAPÍTULO II: MARCO TEÓRICO
10
Estabilidad del agujero.
Depende esencialmente del efecto mecánico generado por las características de la
formación, tales como: tasa de penetración, efectos de vibración, torque y arrastre,
prácticas de perforación inapropiadas [6]
.
II.4 PERFORACIÓN HORIZONTAL
Son pozos perforados horizontalmente o paralelos a los planos de estratificación de
un yacimiento con la finalidad de tener mayor área de producción. También se
denominan pozos horizontales aquellos con un ángulo de inclinación no menor de 86º
respecto a la vertical. La longitud de la sección horizontal depende de la extensión del
yacimiento y del área a drenar en el mismo [7]
.
A continuación se muestran los tres tipos de pozos horizontales básicos (Ver tabla 1),
los cuales están clasificados en relación a su tasa de aumento de ángulo, su radio de
curvatura, así mismo, se muestra el tamaño o diámetro del hoyo recomendado para su
implementación:
Tabla II.1 Tipo de pozos horizontales [7]
.
TIPO DE
POZO
TASA DE
AUMENTO
RADIO DE
CURVATURA (ft)
DIAMETRO
DEL HOYO (in)
Radio Largo
2° a 6°/100 ft
1000 - 3000
8½ - 12¼
Radio Medio
6°a 35°/100 ft
160 - 1000
6 - 8½
Radio Corto
>35 °/100 ft
< 160
6
II.5 SARTA DE PERFORACIÓN
Una sarta de perforación está integrada por un conjunto de componentes metálicos
armados secuencialmente, los cuales conforman el ensamblaje de fondo (BHA -
Botton Hole Assembly) y la tubería de perforación, a fin de cumplir las siguientes
funciones [7]
:
CAPÍTULO II: MARCO TEÓRICO
11
Proporcionar peso sobre la mecha (PSM).
Conducir el fluido de perforación en su ciclo de circulación.
Prueba de perforabilidad (Drill off test).
Darle verticalidad o direccionalidad al hoyo.
Proteger la tubería de pandeo y de la torsión.
Reducir patas de perro y llaveteros.
Asegurar la bajada del revestidor.
Reducir daño por vibración al equipo de perforación.
Servir como herramienta complementaria de pesca.
Construir un hoyo en calibre.
Darle profundidad al pozo.
II.6 DISEÑO DE SARTA DE PERFORACIÓN
El diseño de la sarta de perforación consiste en unificar criterios sobre el orden de los
componentes que la conforman, de acuerdo al tipo de pozo y a los diversos esfuerzos
a los cuales va ha ser sometida la misma a lo largo de su trayectoria.
El objetivo del diseño de la sarta de perforación, es dar a conocer los diferentes tipos
de sartas programadas durante las etapas de perforación de un pozo. Por tal motivo en
todo diseño de sarta se deben considerar las siguientes herramientas que son
fundamentales para la perforación de un pozo [8]
.
Mecha.
Barras de Perforación.
Tubería de perforación pesada.
Tubería de perforación.
Herramientas especiales:
Sustitutos.
Estabilizadores.
Martillos.
Motores de fondo.
CAPÍTULO II: MARCO TEÓRICO
12
Herramientas de medición (MWD/LWD).
II.7 PARTES DE LA SARTA DE PERFORACIÓN
II.7.1 Mecha o barrena de perforación.
Durante la planificación del programa de perforación de un pozo, se deben
seleccionar los tipos de mecha a utilizar, de acuerdo a las características de la
formación, al desempeño actual que se tenga y a la disponibilidad existencial dentro
del taladro.
Para la planificación del programa de mechas de un pozo a perforarse, se procede de
la siguiente manera:
El ingeniero de diseño encargado de la planificación del pozo, deberá llevar a cabo
una selección inicial del tipo de mechas a implementar, basado en los objetivos,
riesgos y geometría del pozo.
Efectuar un estudio detallado de los registros de mechas de los pozos vecinos, para
que el programa sea un promedio del área.
El programa de mechas y los programas operacionales deberán de afinarse para
lograr que el pozo a perforar rebase la operación promedio del área [9]
.
En la actualidad existen diversos tipos de mechas para la perforación de pozos que
difieren entre sí (Ver Figura II.1), ya sea en su estructura de corte o por su sistema de
rodamiento. Las mechas se clasifican en:
Mechas tricónicas.
Mechas de diamantes.
Mechas de diamantes policristalino (PDC).
CAPÍTULO II: MARCO TEÓRICO
13
Figura II.1 Ejemplo de mechas PDC, diamante y bicéntricas. [9]
Las mechas de conos o chorros están disponibles en cualquier tipo de diseño,
estructura de corte y sistema de toberas. Las mechas PDC y diamante tienen la opción
de diseñarse bajo pedido especial. Para el uso de ellas es necesario tomar en cuenta
los siguientes parámetros operacionales:
Peso sobre la mecha (WOB - Weight on bit ).
Velocidad de rotación (RPM).
Hidráulica de perforación.
II.7.2 Barra de Perforación
También conocida como portamecha o “Drill Collar”, constituyen uno de los
componentes principales del ensamblaje de fondo y son un conjunto de tuberías de
acero o metal no magnético de gran espesor, colocados en el fondo de la sarta de
perforación, encima de la mecha, lo cual proporciona la rigidez y peso necesario para
producir la carga axial requerida por la mecha para una penetración más efectiva de la
formación [9]
.
Las barras de perforación (Ver Figura II.2), más utilizadas son las lisas y las que tienen
formas de espiral. Las barras lisas tienen mayor tendencia al atascamiento por tener
una mayor área de contacto con la pared del hoyo. Para llevar a cabo perforaciones
profundas y pozos direccionales donde existe mayor tendencia al atascamiento y
donde se utilizan barras de diámetros medianos a pequeños, es muy frecuente el uso
de barras en espiral. Las ranuras brindan protección contra el atascamiento diferencial
CAPÍTULO II: MARCO TEÓRICO
14
al reducir la zona de contacto con la pared del hoyo y permiten además, que la
presión hidrostática se iguale alrededor de las barras de perforación.
Cuando se requiere utilizar barras de diámetros mayores de 8”, es recomendable el
uso de barras con acanalados para las cuñas y los elevadores, lo cual facilita el
manejo, porque eliminan la necesidad de utilizar abrazaderas de seguridad y
sustitutos de elevación. Con estos acanalados las barras de perforación pueden
manipularse como tuberías de perforación.
Figura II.2 Barras de Perforación [9].
En el Anexo 1, se presenta la tabla A.1, correspondiente a los valores del peso de las
barras (lbs/pie) para las diferentes combinaciones de diámetro externo e interno de
uso común.
II.7.3 Tubería de Perforación Pesada
También conocida como “Heavy Weigth”, “Heavy Weight Drill Pipe”, “Heavy Wall
Drill Pipe” y “Heavy Wate”, es un componente especial de peso intermedio para la
sarta de perforación. Es un tubular de pared gruesa similar a las barras de diámetro
pequeño, cuya conexión tiene las mismas dimensiones que la tubería de perforación
normal, para facilitar su manejo, pero ligeramente más largas. Gracias a su forma y
CAPÍTULO II: MARCO TEÓRICO
15
peso, resultan lo suficientemente rígidas para mantenerse en compresión, igual que
las barras de perforación.
Las tuberías de perforación pesadas, normalmente se fabrican en dos rangos de
longitud, rango II y rango III.
La de rango II mide, aproximadamente 30,5 pies y la de rango III, unos 45 pies.
Las de rango II se fabrican de seis diámetros diferentes, a saber 3 ½ pulgadas, 4
pulgadas, 4 ½ pulgadas, 5 pulgadas, 5 ½ pulgadas y 6 ⅝ pulgadas.
Las de rango III se fabrican de 4 ½ pulgadas y 5 pulgadas, las cuales
principalmente se utilizan en la perforación costa afuera [9].
Un distintivo importante en las tuberías de perforación pesada, es la sección central
integrada que protege a la tubería contra el desgaste por abrasión (Ver Figura II.3).
Sirve además de centralizador y contribuye con la reciedumbre y rigidez total del
tubo.
Figura II.3 Tubería de perforación pesada [9].
CAPÍTULO II: MARCO TEÓRICO
16
En el Anexo 1, se presentan las tablas A.2, A.3 y A.4 correspondientes a los datos
dimensionales, las capacidades y el desplazamiento de la tubería de perforación
pesada, de rango II y III respectivamente.
II.7.4 Tubería de Perforación (Drill Pipe)
Estos son tubos de acero con características especiales usados para transmitir rotación
y fluido a la mecha en las operaciones de perforación, terminación y reparación de
pozos. Sus principales características son:
Juntas reforzadas.
Facilidad y rapidez de enroscamiento.
Alto grado de resistencia.
Los fabricantes de tuberías deben cumplir con las características mostradas en las
tablas II.2, II.3 y II.4 respectivamente:
Tabla II.2 Grados más comunes en las tuberías de perforación [9].
Límite de Elasticidad (Yield Strength)
Grado Min (lpc) Max (lpc)
E 75000 105000
X 95 95000 125000
G 105 105000 135000
S 135 135000 165000
Tabla II.3 Clasificación de las tuberías de perforación por longitud [9].
Rango 1 Rango 2 Rango 3
Longitud (pies) 18 a 22 27 a 30 28 a 45
Tabla II.4 Pesos unitarios más comunes de las tuberías de perforación [9].
CAPÍTULO II: MARCO TEÓRICO
17
Diámetro externo (pulg) Peso nominal (lbs/pie)
2¾
4,85
6,65
27/8
6,85
10,40
3½
9,50
13,30
15,50
4
11,85
14,00
15,7
5
16,25
19,2
25,6
5½
19,2
21,9
24,7
II.7.5 Herramientas especiales
II.7.5.1 Sustitutos (Crossover)
Son herramientas de pequeña longitud, regularmente no mayores de cuatro pies, que se
utilizan en la sarta para enlazar herramientas y tuberías que no son compatibles con el
tipo de rosca de las conexiones (Ver Figura II.4).
CAPÍTULO II: MARCO TEÓRICO
18
Figura II.4 Sustitutos [9]
.
II.7.5.2 Estabilizadores
Son herramientas que permiten estabilizar el ensamblaje de fondo o sartas de
perforación cuidándola del contacto con las paredes del hoyo y para controlar la
desviación, tanto en hoyos verticales como direccionales, además cumplen con otras
funciones y propósitos entre las cuales se pueden mencionar las siguientes:
Aquellos colocados cerca de la mecha controlan la desviación, aumentan la tasa de
penetración y mantienen la rotación de la mecha alrededor del eje de la sarta de
modo de proveer una distribución de cargas uniformes en la cara de la
herramienta. Esto aumenta la vida útil de la estructura de corte y de los
rodamientos de la mecha.
Los colocados en la parte superior de las barras controlan la centralización de la
sarta y minimizan los problemas de perforación asociados con la dinámica de la
misma, además la cuidan del contacto con la pared del hoyo.
En la perforación direccional se utilizan para limitar la longitud de contacto de las
barras con la pared del hoyo, de modo de reducir el torque, el arrastre y las pegas
por presión diferencial.
Sustitutos OD lisos
Sustitutos de secciones reducidas
CAPÍTULO II: MARCO TEÓRICO
19
En zonas con alta tendencia a la desviación, los estabilizadores aumentan
notablemente la rigidez de la sección superior de las barras para evitar cambios
bruscos del ángulo de inclinación del pozo [9].
En el mercado existen una gran gama de estabilizadores, pero cada uno de ellos se
debe utilizar para un trabajo específico, ya que el comportamiento del estabilizador
dependerá de la correcta selección que se haga del mismo. De tal manera que la mejor
selección se realiza cuando las condiciones de perforación están bien establecidas y
cuando se conocen las aplicaciones del estabilizador. Básicamente, las herramientas
estabilizadoras son de aleta soldada, camisa integral, camisa reemplazable en el
equipo de perforación y patines reemplazables (Ver Figura II.5).
Figura II.5 Estabilizadores
[9]
II.7.5.3 Martillo (Jar)
La Figura II.6 muestra un martillo, el cual está diseñado para desarrollar un impacto
tanto en las subidas como en las bajadas del BHA. Son empleados para pozos
direccionales para que la tubería pueda liberarse en caso de hoyos ajustados o que la
misma este atascada. El martillo puede ser hidráulico o mecánico [10]
.
CAPÍTULO II: MARCO TEÓRICO
20
Figura II. 6. Martillo [10].
II.7.5.4 Monel
Es una herramienta que corrige los efectos del campo magnético de la Tierra y el
material metálico de la sarta de perforación en la obtención de los datos tanto del
MWD y el LWD. Está hecho de una aleación que permite despreciar la interferencia
magnética y así la herramienta MWD pueda brindar datos confiables de azimut e
inclinación (Ver Figura II.7) [10]
.
Figura II.7 Monel
[11].
II.7.5.5 Motores
Motor de Fondo (Down Hole Motor)
El motor de fondo es una herramienta direccional que convierte la energía hidráulica
del lodo de perforación en energía mecánica, así permite la rotación de la mecha sin
necesidad de transmitir esta rotación desde superficie, pueden ser de turbina o
helicoidales.
CAPÍTULO II: MARCO TEÓRICO
21
En la Figura II.8 se muestra un diagrama de un motor direccional, el cual es la
herramienta más utilizada para perforar pozos direccionales y se caracteriza por tener
la versatilidad de poder perforar tanto en modo rotatorio, como deslizando.
Figura II.8. Motor de fondo [10].
La sección de poder se encuentra conformada por un rotor y un estator excéntrico, la
potencia está determinada por el número de vueltas del espiral (etapas) y la relación
de lóbulos rotor/estator. El motor de fondo no realiza la desviación por sí solo,
requiere del empleo de un codo ajustable (bent housing), el ángulo del codo es el que
determina la severidad en el cambio de ángulo.
Sección de Poder
Cojinete ajustable
Sección Giratoria
CAPÍTULO II: MARCO TEÓRICO
22
Herramienta Rotatoria Direccional (RSS- Rotary Steerable System)
Es una herramienta que utiliza la tecnología de orientación de la mecha del sistema
“Revolution” (guía el eje de la mecha de acuerdo al eje del hoyo en que se está
trabajando).
El sistema usa un estabilizador pivote para orientar el centro de la mecha con el
centro de la dirección deseada en el plan direccional, optimizando el proceso de
perforación direccional y maximizando la eficiencia al perforar. La Figura II.9
muestra un diagrama del RSS, destacando la presencia de una camisa no rotatoria,
asegurando un agujero en calibre.
Figura II.9 Herramienta Rotatoria Direccional [10].
CAPÍTULO II: MARCO TEÓRICO
23
II.7.5.6 Herramientas de medición
Cuando se está perforando un pozo direccional, se deben tener los equipos de
medición para determinar precisamente la dirección e inclinación del pozo. Estos
equipos o instrumentos sirven para localizar posibles patas de perro o excesivas
curvaturas [10]
.
Sistema HEL™ de MWD (Hostil Environment Logging).
Esta herramienta permite cuantificar la profundidad de la perforación. Instala el
MWD (Measuring While Drilling: Midiendo Mientras se Perfora). Esta herramienta
permite ubicar la trayectoria de la sarta de perforación y por ende la del pozo en
construcción debido a que proporciona los datos de profundidad, inclinación respecto
a la vertical y azimut, con lo cual se construyen los registros (survey´s), importantes
datos que registran la secuencia del pozo y permiten hacer una comparación respecto
a la trayectoria planificada [10]
.
Cuando se requiera su corrida, se ubica el registro BAP (Bore Annular Pressure), que
permite calcular las presiones en tiempo real en el hoyo anular, y con ello monitorear
la limpieza del hoyo y así optimizar una alta ROP sin alterar la estabilidad del
revoque [10]
.
La medición del sistema MWD (Ver Figura II.10) proporciona los parámetros
inclinación y dirección del pozo, los cuales se determinan mediante un conjunto de
acelerómetros, magnetómetros y giroscopios instalados en la herramienta. También es
posible incorporar un emisor-receptor de rayos gamma a fin de permitir en tiempo
real, la correlación y evaluación de las formaciones atravesadas [10]
.
CAPÍTULO II: MARCO TEÓRICO
24
Figura II.10. Sistema HEL™ de MWD
[10].
El sistema HEL está conformado por los siguientes sensores y herramientas:
ESM (Environmental Severety Measurement) sensor.
BAP (Bore/Annular Pressure) sensor.
HAGR (High Temperature Azimuthal Gamma Ray) herramienta.
PMT (Sistema de telemetría modulada de presión o Pressure
ModulateTelemetry).
DBM (Modulo de batería doble o Dual BateryModule) o IBM
(InteligentBattery Module o Módulo de Batería Inteligente); esta
configuración podría variar dependiendo del trabajo a realizar, pueden ser dos
ó tres baterías.
PMT
ESM
DBM
HAGR
BAP
PMT
CAPÍTULO II: MARCO TEÓRICO
25
Herramienta Multi-Frequency Resistivity (MFR™) Resitividad
de multiple frecuencia (Multiply Frecuency Resistivity) [10]
.
Lleva instalada la herramienta LWD (Logging While Drilling: Registrando Mientras
se Perfora), la cual permite registrar cada una de las profundidades y obtener datos
para cada una de ellas (Ver Figura II.11). Este es un servicio primordial que permite
obtener data en tiempo real de la litología y fluidos presentes mientras se está
perforando. Ello permitirá el estudio de las características geológicas presentes, y
conllevará a la toma de decisiones, sobre todo a la hora de fijar los topes y bases de
cada una de las formaciones, marcadores y arenas [10]
.
Figura II.11. Multi-Frequency Resistivity (MFR™) [10].
A partir de la inclinación y la dirección tomada en cada intervalo de la perforación o
estación direccional y considerando la profundidad medida, la cual es equivalente a la
longitud total de la sarta de perforación dentro del hoyo, se determinan los valores de:
Profundidad Vertical Verdadera (TVD - True Vertical Depth), Coordenadas
Transmisor
Punto de medición
Transmisor
Receptor
CAPÍTULO II: MARCO TEÓRICO
26
Rectangulares de Fondo, Severidad de la Pata de Perro y Desplazamiento Horizontal
que se presentan en el reporte direccional del pozo [10]
.
Actualmente se emplean los sistemas de registros durante la perforación LWD. Esta
modalidad permite la medición de la Resistividad, Registros de Densidad-Neutrón y
Espectroscopia Natural de Rayos Gamma, adicionalmente a todos los parámetros que
se incluyen en el reporte direccional [10]
.
II.8 TIPOS DE ENSAMBLAJES DE FONDO DE POZO
La ubicación de los estabilizadores en el ensamblaje de fondo, depende del
desempeño que se quiera de la sarta en cuanto a trayectoria se refiere. Esta selección
tiene que ver con los tipos básicos de sartas para modificación del curso o
mantenimiento del mismo, que son de construcción, de mantenimiento y de caída
angular. Ahora bien, el diseño de estas sartas no tiene muchas reglas de tipo general,
ya que el comportamiento de ellas depende de la dureza de la formación, de la
tendencia a la desviación del hoyo, del tamaño relativo hoyo - ensamblaje y de la
distribución de los estabilizadores en el ensamblaje de fondo.
Los ensamblajes más comunes son los del tipo fulcro, pendular y los empacados.
Estas sartas pueden tener diferentes distribuciones de los estabilizadores en los
mismos, pero el objetivo al cual están dirigidos es la de controlar la trayectoria del
pozo [12]
.
II.8.1 Ensamblaje de construcción (Tipo Fulcro)
Usa una palanca y punto de apoyo o pivote para obtener ventaja mecánica. Un
estabilizador insertado en la sarta justo encima de la mecha actúa como apoyo o
pivote. El portamecha encima del estabilizador actúa como palanca y al aplicar peso,
provoca que este se doble o pandee. Por arriba de 5o inclinación la tubería se pandea
hacia la cara baja del hoyo (por gravedad) empujando a la mecha fuertemente contra
la parte alta del hoyo, creando una tendencia a construir ángulo o inclinación debido a
CAPÍTULO II: MARCO TEÓRICO
27
las fuerzas laterales positivas. A mayor cercanía a la mecha, mayores serán las
fuerzas laterales generadas para un mismo diámetro de portamecha dado.
La Figura II.12 que se presenta a continuación muestra varios ensamblajes tipo fulcro
típico para caída angular y su tendencia a la construcción [12]
.
Figura II.12 Ensambles Convencionales de construcción para Perforación Rotaria y respuesta del
ensamble de Construir [12]
.
II.8.2 Ensamblaje Pendular
Se basa en el principio del Péndulo. El estabilizador encima de la mecha colocado en
la configuración anterior, es removido, haciendo el ensamble de fondo menos
flexible. Un estabilizador por encima de la barra de perforación apropiadamente
ubicado, evita que este se recueste en el lado bajo del hoyo, actuando la fuerza
gravitacional sobre la parte inferior del ensamble, causando que el hoyo pierda o
disminuya el ángulo. Incrementando el largo de la tangente, y el peso del portamecha
y/o su rigidez, se ampliará la tendencia a tumbar de este ensamble de fondo. La
Figura II.13 que se presenta a continuación muestra varios ensamblajes tipo péndulo
y su tendencia a la caída angular [12]
.
CAPÍTULO II: MARCO TEÓRICO
28
Figura II.13 Ensambles Convencionales de caída del ángulo para Perforación Rotaria y respuesta del
ensamble a tumbar [12]
.
II.8.3 Ensamblaje para mantener
El ensamblaje para mantener el ángulo constante en la construcción del pozo también
es llamado ensamble empacado/rígido. Para lograr este efecto se multiplica la
cantidad de estabilizadores emplazados en puntos específicos, espaciados de forma
regular para controlar la sarta minimizando la desviación del hoyo. El aumento de la
rigidez en el ensamble de fondo al adicionar estabilizadores previene la sarta del
Pandeo y fuerza a la mecha a ir derecho y adelante. La Figura II.14 que se presenta a
continuación muestra varios ensamblajes empacados y su tendencia a mantener el
ángulo [12]
.
Figura II.14 Ensambles Convencionales empacados para Perforación Rotaria y respuesta del ensamble
a mantener [12]
.
CAPÍTULO III: DESCRIPCIÓN DEL ÁREA EN ESTUDIO
29
CAPÍTULO III
DESCRIPCIÓN DEL ÁREA EN ESTUDIO.
III.1 UBICACIÓN GEOGRÁFICA DE LA FAJA PETROLÍFERA DEL
ORINOCO
La Faja Petrolífera del Orinoco (FPO) se encuentra ubicada en el Flanco Sur de la
Cuenca Oriental en una sección sedimentaria que descansa en el basamento cristalino
al norte del río Orinoco y del Escudo Precámbrico Guayanés. Con una extensión de
600 Km de oeste a este, la FPO inicia en el estado Delta Amacuro, atraviesa el Sur de
los estados Monagas y Anzoátegui, hasta cubrir parte del estado Guárico. Presenta un
ancho de 32 a 100 kilómetros y comprende un área total de 55.314 Km² [13]
.
Tal como se muestra en la Figura III.1, la FPO se encuentra dividida en cuatro áreas
principales, siendo estas de Oeste a Este: Boyacá, Junín, Ayacucho y Carabobo, las
cuales, a su vez, se encuentran segmentadas en un total de 31 bloques de 500 Km²
cada uno aproximadamente [13]
.
Figura III.1 Ubicación y división de la Faja Petrolífera del Orinoco [13].
CAPÍTULO III: DESCRIPCIÓN DEL ÁREA EN ESTUDIO
30
III.2 DATOS GENERALES DE LA FPO
La Faja Petrolífera del Orinoco posee un área actual en explotación de 11.593 Km².
En esta área se encuentra un estimado de 1,36 billones de barriles de Petróleo
Original en Sitio (POES), con una gravedad de 6 a 12º API, por lo que constituye la
fuente de reservas de hidrocarburos líquidos más grande del mundo [13]
.
Una característica de las formaciones que conforman los yacimientos de la FPO es
que están constituidos por arenas no consolidadas, presentando una alta porosidad y
permeabilidad. Las arenas de la Formación Oficina y Merecure constituyen los
principales yacimientos petrolíferos en la mayoría de los campos tradicionales de la
FPO. Las lutitas de la unidad han sido consideradas como posibles rocas generadora
de hidrocarburos, sin embargo los últimos estudios evidencian un origen cretácico
[13].
En los yacimientos de la FPO el petróleo entrampado es totalmente inmaduro. Este se
originó en la parte más profunda del centro de la cuenca al norte y migró
posteriormente junto a otros fluidos a la parte más alta hacia el sur de la cuenca,
donde se acumularon y preservaron debido a los cambios en la permeabilidad de las
arenas y a la presencia de fallas sello o cementación diagenética (Ver Figura III.2)
[13].
Figura III.2. Mapa de distribución API en la FPO
[13].
CAPÍTULO III: DESCRIPCIÓN DEL ÁREA EN ESTUDIO
31
En la Tabla III.1, que se muestra a continuación, se presentan datos generales de las
áreas de la FPO con información compilada de diversas fuentes [14, 15, 16, 17, 18, 19]
.
Tabla III.1 Datos Generales de la FPO
CARACTERÍSTICAS
NOMBRE DEL ÁREA
BOYACÁ
(MACHETE)
JUNÍN
(ZUATA)
AYACUCHO
(HAMACA)
CARABOBO
(CERRO
NEGRO)
N° de Bloques 8 13 8 3
Extensión Aproximada
[Km2]
23.610 14.580 11.300 2.311
Ubicación Guárico Guárico
Anzoátegui
Anzoátegui
Monagas
Anzoátegui
Monagas
POES Estimada [MMMBLS] 489 557 87 227
Presión inicial del yacimiento
[Lpc] 690-1.520 230-1.750 530-1.500 671-1.550
Temperatura [°F] 100-125 98-170 111-150 108-132
Permeabilidad absoluta [D] 1-10 0,8-12 1-10 6-10
Saturación inicial de agua 30% 20% 18% 18%
Saturación inicial de petróleo 75% 75% 80% 82%
Porosidad promedio 30% 33% 32,5% 32%
RGP [PCN/BN] 60 58-200 30-160 66-155
Boi [BY/BN] 1,05 1,05 1,056 1,051
Rango de profundidad
[PIES] 500-14.300 253-3.840 500-4.200 1.400-3.500
Rango de espesores de arena
[PIES] 10-259 15-350 10-250 20-200
Rango °API 4-15 6-12 8-12 6-10
Rango de viscosidad [cP] 500-67.500 5.000-50.000 1.000-8.500 1.700 - ≥25.000
Potencial de producción
aproximada en el área
[MBPD]
- >2.000 - >1.400
CAPÍTULO III: DESCRIPCIÓN DEL ÁREA EN ESTUDIO
32
III.3 DESCRIPCIÓN GEOLÓGICA DE LA FPO
La Cuenca de Oriente es la segunda cuenca petrolífera más importante de Venezuela.
Está limitada al norte por la Cordillera de la Costa, al sur por el río Orinoco, al este
por la plataforma del delta del mismo río y al oeste por el lineamiento del Baúl. Ha
sido subdividida operacionalmente en dos Subcuencas: la de Guárico y la de Maturín.
La FPO puede definirse estratigráficamente como una secuencia de rocas
sedimentarias que aumentan su grosor y buzan hacia el norte reposando sobre un
basamento de origen ígneo-metamórfico de edad Precámbrica. La sección
sedimentaria está representada por las Formaciones Hato Viejo y Carrizal del
Paleozoico, Formación Ipire del Jurásico, El grupo Temblador del Cretácico,
Formaciones la Pascua, Roblecito, Chaguaramas, Merecure, Oficina, Freites y las
Piedras del Cenozoico y la Formación la Mesa del Pleistoceno [13]
.
En la Figura III.3, se muestra la extensión, límites y elementos tectónicos de la
Cuenca Oriental de Venezuela:
Figura III.3 Cuenca Oriental de Venezuela [13].
CAPÍTULO III: DESCRIPCIÓN DEL ÁREA EN ESTUDIO
33
III.3.1 Características principales de las formaciones
En la Tabla III.2, se muestra la descripción de las formaciones que conforman la FPO
[13].
Tabla III.2 Descripción de las Formaciones que conforma la FPO [13]
.
FORMACIÓN HATO VIEJO (Paleozoico - Cámbrico)
Bloque
s Litología Espesor
Extensión
Geográfica Paleoambientes
Importancia
económica
Boyacá
Junín
Ayacuc
ho
Unidad conformada
esencialmente por
una arenisca de grano
fino a grueso, colores
gris-rosado, gris y
gris oscuro, friable,
dura, maciza y
áspera, ligeramente
calcárea y en partes
muy micácea y
pirítica; los granos
son redondeados y
muy bien
cementados. Estas
presentan
características
cuarcíticas y otras
feldespáticas y
localmente contiene
conglomerados y
betas de calcitas en
las fracturas.
El espesor
máximo
penetrado
es de unos
91 m (300
pies).
Subsuelo de la
parte sur del
estado Guárico,
y suroccidental
del estado
Anzoátegui.
El ambiente de
sedimentación es
continental, y sus
sedimentos
representan el
relleno de cuenca
(facies fluvial y/o
piedemonte) de
una fase erosiva,
contemporánea o
subsiguiente a un
período de intensa
actividad
tectónica.
No se ha
reportado
importancia
económica de
esta
formación
para el área de
estudio.
Alcanza en el
área Junín
solamente
siete (07)
pozos.
FORMACIÓN CARRIZAL (Paleozoico - Cámbrico temprano)
Bloque
s Litología Espesor
Extensión
Geográfica Paleoambientes
Importancia
económica
Boyacá
Junín
Ayacuc
ho
Está constituida por
una secuencia de
arcilitas verdosas a
gris oscuro, duras,
masivas y densas.
Ocasionalmente
teñidas de rojo, las
cuales contiene
algunas capas de
limolita y areniscas.
Generalmente está
bioturbada. Presenta
intercalaciones de
areniscas o
conglomerados de
guijarros.
En el pozo
Carrizal
2X se han
medido
1.827 m
(5.994
pies), pero
se supone
que el
espesor
sea mucho
mayor.
Ubicada en el
subsuelo de la
parte
meridional de
los estados
Guárico y
Anzoátegui, y
probablemente
en el sur de
Monagas.
Las estructuras
sedimentarias
sugieren, que
fueron depositadas
bajo condiciones
de ambiente
marino (nerítico),
en aguas someras
y condiciones de
corriente típicas
de llanuras de
marea.
Gran parte de
los pozos
perforados en
el área de
Junín han
alcanzado a la
Formación
Carrizal.
CAPÍTULO III: DESCRIPCIÓN DEL ÁREA EN ESTUDIO
34
Tabla III.2 Descripción de las Formaciones que conforman la FPO. Continuación [13]
.
FORMACIÓN IPIRE (Jurásico Medio - Tardío)
Bloques Litología Espesor
Extensión
Geográfica Paleoambientes
Importancia
económica
Boyacá
Anteriormente
conocida como
Formación Espino,
se encuentra
constituida por una
sección gruesa de
areniscas macizas,
cuarzosas, de color
gris claro a
blancuzco, friables
con tamaño y forma
de los granos muy
variable,
cementados
principalmente por
caolinita.
En el pozo
NZZ-88X se
perforó un
espesor total
de 1.540 m
de
sedimentos
rojos.
La
distribución
conocida se
restringe al
subsuelo del
Graben de
Espino,
aunque al
noroeste de
la Falla
Sabán se
encuentra
una sección
delgada que
puede ser la
Formación
Ipire bien
preservada.
Los sedimentos
inmaduros de la
Formación Ipire,
son de relleno de
graben
continental. El
ambiente
sedimentario es
fluvial y lacustre
con deposición
rápida y continua.
No se ha
reportado
importancia
económica de
esta
formación
para el área
de estudio.
GRUPO TEMBLADOR - FORMACIÓN CANOA (Cretácico Medio)
Bloques Litología Espesor Extensión
Geográfica Paleoambientes
Importancia
económica
Boyacá
Junín
Ayacucho
En el estado
Guárico, se
caracteriza por la
presencia de lutitas
moteadas de colores
abigarrados,
intercaladas con
areniscas cuarzosas
generalmente
arcillosas. En el
estado Monagas se
constituye por la
presencia de
conglomerados de
grano fino y
areniscas
conglomeráticas,
areniscas limolitas y
arcilitas
generalmente
moteadas de colores
abigarrados.
En el área
Boyacá,
presenta un
promedio de
90 m (295
pies). El
espesor de
la unidad
disminuye
hasta que
desaparece
al sur, así
como hacia
el área de
Ayacucho.
Subsuelo de
la región
meridional,
central y
parte de la
región
norteña de
los estados
Monagas,
Anzoátegui y
Guárico.
La presencia de
conglomerados y
restos de plantas,
sugiere su
depositación en
ambientes
continentales.
No se ha
reportado
importancia
económica de
esta
formación
para el área
de estudio.
CAPÍTULO III: DESCRIPCIÓN DEL ÁREA EN ESTUDIO
35
Tabla III.2. Descripción de las Formaciones que conforman la FPO. Continuación [13]
.
GRUPO TEMBLADOR - FORMACIÓN TIGRE (Cretáceo Superior)
Bloques Litología Espesor Extensión
Geográfica Paleoambientes
Importancia
económica
Boyacá
Junín
Ayacucho
En Boyacá y Junín es
arenosa con
intercalaciones de
lutitas. Las areniscas
suelen ser de grano
medio a grueso,
cuarzosas y sin
presencia de cemento,
donde la matriz
arcillosa,
generalmente
abundante, actúa
como material
aglutinante. Las lutitas
son de color blanco a
gris claro. Hacia
Ayacucho es una
secuencia variable de
areniscas
glauconíticas, gruesas
y friables, limolitas
gris-verdosas, lutitas
carbonáceas y calizas
con restos de fósiles.
Hacia el área
de Boyacá
presenta un
espesor de 170
m (558 pies).
Desaparece
por erosión al
este de
Ayacucho así
como hacia el
escudo de
Guayana.
Subsuelo en el
sur, centro y
parte del norte
de los estados
Monagas,
Anzoátegui y
Guárico.
La fauna encontrada
en la Formación
Tigre indica un
ambiente marino,
profundo, de
plataforma que varía
hacia arriba desde
plataforma exterior
a talud. Presenta un
desarrollo de
ambientes de
plataforma hacia el
sur del estado
Guárico.
No se ha
reportado
importancia
económica de
esta formación
para el área de
estudio.
FORMACIÓN LA PASCUA (Eoceno Tardío - Oligoceno)
Bloques Litología Espesor Extensión
Geográfica Paleoambientes
Importancia
económica
Boyacá
Está formada por
areniscas y lutitas
oscuras, con algunos
lignitos. Las areniscas
son de color gris a gris
marronusco, de grano
muy fino a muy
grueso, de
escogimiento pobre a
bueno y poseen
crecimiento
secundario de cristales
de cuarzo, cemento
calcáreo y silicio.
Las lutitas son de
color gris negruzco a
negro, masivas a
finamente laminadas,
localmente calcáreas,
con algunos granos de
pirita y laminas de
lignito.
Las areniscas
se engrosan a
unos 150 m en
el área Mayor
Las Mercedes,
mas de 460 m
hacia el
piedemonte al
noroeste y más
de 610 m al
norte del
campo Copa-
Macoya. En
Boyacá el
espesor
máximo es de
137 m.
Se reconoce
en la mayor
parte de
Guárico
oriental y
norteño. Hacia
el sur, este y
sureste, se
acuña con la
Formación
Roblecito.
Hacia el oeste
se acuña
contra el Arco
del Baúl.
Se ha interpretado
un ambiente de
marino marginal a
costa afuera hacia el
oeste, y pantanos,
estuarios y de bahía
interdistributaria
hacia el oeste.
Las areniscas
de esta
formación
constituyen
significantes
reservorios
para petróleos
livianos,
pesados y gas,
en diversas
partes de la
Subcuenca.
CAPÍTULO III: DESCRIPCIÓN DEL ÁREA EN ESTUDIO
36
\
Tabla III.2 Descripción de las Formaciones que conforman la FPO. Continuación [13]
.
FORMACIÓN ROBLECITO (Eoceno Tardío - Mioceno)
Bloques Litología Espesor Extensión
Geográfica Paleoambientes
Importancia
económica
Boyacá
Junín
Se caracteriza por
la presencia de
lutitas gris a gris
oscuro,
medianamente
duras,
comúnmente
limosas, no-
calcáreas,
frecuentemente
glauconíticas y
micro fosilíferas.
Presenta un
espesor de 460 -
580 m en el
área mayor de
las Mercedes.
En el resto de la
cuenca el
espesor varía
desde su
acuñamiento
estratigráfico
contra el arco
del Baúl, al
sureste, hasta
más de 2.130
m, al noroeste.
Presente en los
afloramientos
aislados en el
piedemonte de
Guárico,
generalmente
dentro de la
faja
parantóctona
desde el
noreste de San
José de
Tiznado hasta
el norte de
Clarines.
Se ha
interpretado un
paleoambiente
que varía desde
plataforma
media a
plataforma
extrema.
Las arenas de
la Formación
Roblecito
constituyen
importantes
reservorios
de petróleo y
gas.
FORMACIÓN CHAGUARAMAS (Oligoceno Superior - Mioceno Medio)
Bloques Litología Espesor Extensión
Geográfica Paleoambientes
Importancia
económica
Boyacá
Alternancia de
arenas, lutitas y
lignitos de aguas
salobres. Se
divide en tres
intervalos. En la
parte basal
predominan las
lutitas. El
intermedio
representa un
cuello lutítico de
extensión
semiregional
interpretado como
una pequeña
pulsación
transgresiva del
mar. El intervalo
superior es
también lutítico,
con
intercalaciones de
arenas y
abundantes
lignitos.
Se ha
determinado un
espesor total de
2.590 metros
(8.500 pies) en
las cercanías de
la población de
San José de
Guaribe,
disminuyendo
gradualmente
hasta
desaparecer
totalmente por
erosión, en las
inmediaciones
del pueblo de
Barbacoas.
Se ha
destacado la
presencia de
esta formación
en el área de
Boyacá. Hacia
el sur y
sureste, se
acuña contra el
escudo de
Guayana, a lo
largo del río
Orinoco.
Se interpreta un
ambiente de
sedimentación
que varía desde
marino marginal
a continental
Las arenas
inferiores de
la formación
constituyen
importantes
reservorios
de petróleo y
gas
CAPÍTULO III: DESCRIPCIÓN DEL ÁREA EN ESTUDIO
37
Tabla III.2 Descripción de las Formaciones que conforman la FPO. Continuación [13]
.
FORMACIÓN MERECURE (Oligoceno Superior - Mioceno Inferior)
Bloques Litología Espesor Extensión
Geográfica Paleoambientes
Importancia
económica
Junín
Ayacucho
Compuesta en más del
50 % por areniscas de
color gris claro a
oscuro, masivas, mal
estratificadas y
lenticulares, duras, de
grano fino a grueso,
incluso
conglomerática, con
estratificación cruzada
y una variabilidad
infinita de porosidad y
permeabilidad. Las
arenas están
intercaladas por
laminas delgadas de
lutitas de color gris
oscuro a negro,
carbonáceas,
laminadas
irregularmente,
algunas arcilitas
ferruginosas con
ocasionales capas de
lignitos.
La formación
presenta un
espesor
máximo de
1990 pies. Se
adelgaza hacia
el sur hasta
acuñarse, por
debajo de la
Formación
Oficina, en los
límites sur del
área mayor de
Oficina.
La Formación
Merecure es
reconocida en
el subsuelo de
la subcuenca
de Maturín, al
sur del frente
de
deformación y
en los campos
de Anaco.
Ambiente variable
de sedimentación
de lagunas y aguas
salobres a
francamente
marinas. El
ambiente es típico
de clásticos basales
transgresivos
depositados por
corrientes fluviales
entrelazadas y, en
posición más distal,
por condiciones
deltaicas.
La Formación
Merecure
representa,
junto con la
Formación
oficina, las
principales
unidades
productoras de
yacimientos
petrolíferos en
la Cuenca
Oriental
FORMACIÓN OFICINA (Mioceno Inferior y Medio)
Bloques Litología Espesor Extensión
Geográfica
Paleoambientes Importancia
económica
Junín
Ayacucho
Carabobo
Se divide en una
porción superior
lutítica y una inferior
arenosa. La porción
superior presenta
abundantes capas de
lignitos intercalados
entre las lutitas, que
suelen ser carbonosas,
de color marrón a
negro y muestran
evidencias de
bioturbación. Se
presentan también
algunas areniscas,
separadas por
intervalos potentes de
lutitas, que son más
frecuentes y de mayor
espesor hacia su parte
media.
Aumenta
desde el borde
de la cuenca
hacia su eje:
200 - 275 m
en Temblador,
600 m a más
de 1400 m en
el área mayor
de Oficina,
más de 2000
m en Anaco y
1000 m en
Anzoátegui.
Se presenta en
el subsuelo de
los estados
Anzoátegui y
Monagas.
Aflora en
superficie en
los domos de
Santa Ana,
San Joaquín y
en las
cercanías del
campo Cerro
Pelado.
Se sedimentó en un
inmenso complejo
fluvio-deltaico,
donde son comunes
las arenas
lenticulares y de
relleno de canales
de ríos. Al norte del
corrimiento de
Anaco, se acumuló
en condiciones
marinas marginales
a neríticas.
En sus arenas
se encuentran
los principales
yacimientos
petrolíferos de
la Cuenca
Oriental. Las
lutitas de la
unidad se
consideran
como posibles
rocas
generadoras de
petróleo.
CAPÍTULO III: DESCRIPCIÓN DEL ÁREA EN ESTUDIO
38
Tabla III.2 Descripción de las Formaciones que conforman la FPO. Continuación [13]
.
FORMACIÓN FREITES (Mioceno Medio a Mioceno Tardío basal)
Bloques Litología Espesor Extensión
Geográfica Paleoambientes
Importancia
económica
Junín
Ayacucho
Carabobo
Caracterizada
por la presencia
de una
secuencia
monótona de
lutitas de tonos
verdes a gris
verdoso, con
areniscas en el
tope y base. En
el Norte
presenta una
gruesa sección
de lutitas, la
cual se vuelve
más arenosa a
medida que se
va adelgazando
en el Área de
Carabobo.
Presenta un
espesor de
2598 pies en
la carretera
Aragua de
Barcelona.
En el área
Carabobo, el
espesor se
reduce
desde 1804
pies en el
norte a 240
pies en el
sur.
Se presenta
en todo el
flanco Sur de
la subcuenca
de Maturín
casi hasta el
río Orinoco.
Suprayace
concordante
con la
Formación
Oficina.
En la mayor parte
de la cuenca
representa, en
general, un
ambiente marino
somero en su
proporción
inferior, pasando a
ambientes de
aguas algo más
profundas en la
parte media. La
parte superior
corresponde a
ambientes de
aguas llanas.
Las lutitas y
arcillas
presentes
constituyen el
sello principal
de los
reservorios
petrolíferos de
la Formación
Oficina, y
contienen, en la
parte inferior,
arenas
productoras de
hidrocarburos.
FORMACIÓN LAS PIEDRAS (Plioceno)
Bloques Litología Espesor Extensión
Geográfica Paleoambientes
Importancia
económica
Junín
Ayacucho
Carabobo
Consiste en
areniscas
micáceas,
friables, de
grano fino y
colores gris
claro a gris
verdoso,
interlaminada
con lutitas gris a
verdoso,
arcilitas
sideríticas,
grises, lutitas
ligníticas y
lignitos.
También se
encuentran
algunas calizas
arenosas duras y
de color verde.
En la
sección tipo
posee un
espesor de
3297 pies, el
cual
aumenta
hacia el eje
de la cuenca
de Maturín,
hasta un
máximo
probable de
4495 pies.
Hacia los
flancos de la
cuenca,
disminuye a
la mitad.
Aflora en la
porción
norteña los
estados
Anzoátegui y
Monagas. En
el subsuelo se
extiende al
este hasta
Pedernales,
Delta
Amacuro y
golfo de
Paria. Hacia
el sur, llega a
las cercanías
del Orinoco.
Aguas dulces a
salobres. En el
área del campo
Pedernales, la
formación fue
depositada en un
ambiente deltaico
a marino somero.
Las arenas de la
Formación las
Piedras son
productoras de
petróleo pesado
en los campos
de Orocual,
Manresa y
Pirital, en el
norte del estado
Monagas. Las
areniscas
constituyen
excelentes
acuíferos
CAPÍTULO III: DESCRIPCIÓN DEL ÁREA EN ESTUDIO
39
Tabla III.2. Descripción de las Formaciones que conforman la FPO. Continuación [13]
.
FORMACIÓN MESA (Pleistoceno)
Bloques Litología Espesor Extensión
Geográfica Paleoambientes
Importancia
económica
Junín
Ayacucho
Carabobo
La formación
consiste de arenas
de grano grueso y
gravas, con
cemento
ferruginoso
cementado y muy
duro;
conglomerado
rojo a casi negro,
arenas blanco -
amarillentas, rojo
y púrpura, con
estratificación
cruzada. Contiene
lentes
discontinuos de
arcilla fina
arenosa y lentes
de limolita. Al
suroeste de
Maturín se
compone de
arcillas moteadas
y abigarradas.
El espesor,
que es muy
variable,
disminuye
de norte a
sur. En
Maturín,
presenta un
espesor
máximo de
902 pies,
mientras
que en el
estado
Bolívar rara
vez llega a
los 66 pies.
Se extiende por
los llanos
centro-
occidentales y
orientales
(Guárico,
Anzoátegui,
Monagas). Se
encuentran
algunos
afloramientos
en los estados
Sucre y
Bolívar, al sur
del río
Orinoco.
La Formación
Mesa constituye
una sedimentación
fluvio- deltaica y
paludal, resultado
de un extenso
delta que
avanzaba hacia el
este en la misma
forma que hoy
avanza el delta del
río Orinoco.
Esta
formación
contiene
grandes
cantidades de
agua dulce
para uso
doméstico y
para el uso en
la producción
de petróleo
III.4 CARACTERÍSTICAS ESTRUCTURALES DE LA FPO
Las acumulaciones de hidrocarburos presentes en la Faja están controladas
esencialmente por trampas estratigráficas. Es por esto, que no se encuentran contactos
de agua-petróleo regionales, ni tampoco contactos gas-petróleo [13]
La estructura regional está representada por un suave monoclinal de mantos apenas
inclinado hacia el norte, cortado por fallas menores, en su mayoría de rumbo Este-
Oeste. El principal mecanismo de entrampamiento al sur es estratigráfico, debido al
adelgazamiento de las arenas de las formaciones Merecure y Oficina del Este al
Oeste. Hacia el norte el entrampamiento es una combinación estructural –
estratigráfica, conformado por dos grupos de fallas [13]
CAPÍTULO III: DESCRIPCIÓN DEL ÁREA EN ESTUDIO
40
La Zona Central de la FPO posee una estructura monoclinal que sigue un rumbo Sur-
Norte con un buzamiento de dos a cuatro grados al norte, mientras que la zona
Oriental se presenta como un monoclinal de suave buzamiento norte de
aproximadamente cuatro grados, fracturado por múltiples fallas principales,
orientadas este-oeste, así como por algunas fallas menores de rumbo noreste-suroeste
que forman un ángulo de unos 45° con la principal. La mayoría de las fallas son no -
sellantes, normales y de gran extensión (superior a los 15 km). La Figura III.4,
muestra la configuración estructural esquemática de la FPO [13].
Figura III.4 Configuración estructural esquemática de la FPO [13]
III.5 ÁREA BOYACÁ
III.5.1 Ubicación Político-Administrativa
Desde el punto de vista político - administrativo, el área de Boyacá se ubica en la
jurisdicción de los municipios Miranda, Las Mercedes e Infante en el Estado Guárico
[13].
III.5.2 Ubicación Geográfica
El Área de Boyacá se encuentra ubicada en el flanco Sur de la Cuenca Oriental de
Venezuela, en la parte Sur del estado Guárico. Está situada en la parte Occidental de
CAPÍTULO III: DESCRIPCIÓN DEL ÁREA EN ESTUDIO
41
la Faja, presenta una superficie de 23.610 Km2 y se encuentra limitada al norte por el
distrito San Tomé, al sur por el Río Orinoco, al oeste por el Parque Nacional Aguaro-
Guariquito y al este por el área de Junín (Ver Figura III.5) [13].
Figura III.5 Ubicación del área de Boyacá [13].
III.5.3 Características generales del Campo
El POES estimado del área Boyacá es de 489 MMMBLS, por lo cual representa un
área con extensas acumulaciones de hidrocarburos cuyo factor de recobro primario se
ha estimado en 5%. Actualmente no se encuentra en fase de explotación [13].
Las arenas de interés comercial presentes en el área comprenden las unidades:
Cretácica (Formaciones Tigre y Canoa) y Terciaria (Formaciones Roblecito, La
Pascua y Chaguaramas) [13].
La información del área reporta valores de espesor de entre 10 y 259 pies; gravedad
de 4 - 15 ºAPI; presión inicial de entre 690 – 1520 lpc; porosidad promedio de 30%;
permeabilidad entre 1– 10 darcys, y saturación de petróleo promedio de 75% [13].
CAPÍTULO III: DESCRIPCIÓN DEL ÁREA EN ESTUDIO
42
III.6 ÁREA JUNÍN
III.6.1 Ubicación Político-Administrativa
Desde el punto de vista político - administrativo, el área de Junín se ubica en la
jurisdicción de los Municipios Santa María de Ipire del Estado Guárico, y Francisco
de Miranda y José Gregorio Monagas del Estado Anzoátegui. En la Figura III.6, se
muestra la ubicación del área Junín y su división en bloques [13].
Figura III.6. Ubicación del área de Junín [13].
III.6.2 Ubicación Geográfica
Esta área se encuentra ubicada en el flanco sur de la Cuenca Oriental de Venezuela,
en la parte central de la FPO. Presenta una superficie de 14.580 Km2 y limita al norte
por el distrito operacional de PDVSA San Tome (campos Budare y Socororo), al Sur
por la rivera del Río Orinoco, al este por el área de Ayacucho y al Oeste por el área
de Boyacá [13].
CAPÍTULO III: DESCRIPCIÓN DEL ÁREA EN ESTUDIO
43
III.6.3 Características generales del Campo
Los yacimientos en el área de Junín, ocurren principalmente en cinturones masivos
que asemejan una arquitectura tipo rompecabezas. En ésta área la geometría de los
yacimientos se puede describir como una serie de redes interconectadas de cuerpos de
arena producidos por la migración, erosión y aluviones de canales [13].
Los hidrocarburos de la FPO que saturan las arenas del área de Junín son de tipo
pesado y extrapesado y en algunos casos se encuentra bitumen natural en la dirección
sur, contra el borde del Escudo Guayanés. Presentan un POES Oficial asociado de
244 MMMBLS con reservas probadas de 15 MMMBLS dentro de las cuales se
incluyen los volúmenes correspondientes a las Empresas Mixtas PetroCedeño y
PetroAnzoátegui, cuyas reservas probadas son de 3,6 y 2,7 MMMBLS
respectivamente. Estos crudos en su mayoría están degradados, así mismo guardan
una relación entre gravedad API y profundidad [13].
El contenido de vanadio es muy alto, el promedio es de 400 ppm en peso. Otro metal
común es el níquel. El contenido de azufre generalmente está entre 2,5% y 3,5% [13].
Las viscosidades se encuentran en el rango entre 5.000 cP y 50.000 cP. Las menores
viscosidades se encuentran en el norte específicamente en Junín Norte (20 – 2.000
cP) y aumentan hacia el sur, lo que implica en esa zona un menor recobro primario
[13]
III.7 ÁREA AYACUCHO
III.7.1 Ubicación Político-Administrativa
Desde el punto de vista político-administrativo, esta área de Ayacucho se ubica en la
jurisdicción de los municipios San José de Guanipa, Independencia y Freites en el
Estado Anzoátegui [13].
CAPÍTULO III: DESCRIPCIÓN DEL ÁREA EN ESTUDIO
44
III.7.2 Ubicación Geográfica
Esta área se encuentra ubicada en el flanco Sur de la Cuenca Oriental de Venezuela,
al sur de los estados Monagas y Anzoátegui. Está situada en la parte Oriental de la
FPO, al norte del Río Orinoco y de Ciudad Bolívar y presenta una superficie
aproximada de 11.300 Km2 y un área en estudio de 4.304 Km
2 (Ver Figura III.7)
[13].
Figura III.7 Ubicación del área de Ayacucho [13].
III.7.3 Características generales del Campo
Las areniscas objeto del estudio corresponde a las básales de la Formación Oficina y
de la Formación Merecure y reportan valores de espesor de entre 30 y 300 pies,
gravedad API de 8,0 - 11,0º, porosidad promedio de 32,5%, presión inicial de 1.100
lpc, permeabilidad entre 400 – 4.000 md, y saturación de petróleo promedio de 80%
[13].
CAPÍTULO III: DESCRIPCIÓN DEL ÁREA EN ESTUDIO
45
III.8 ÁREA CARABOBO
III.8.1 Ubicación Político-Administrativa
Desde el punto de vista político-administrativo, esta área se ubica en la jurisdicción
de los municipios Independencia en el Estado Anzoátegui y Libertador y Uracoa en el
Estado Monagas (Ver Figura III.8) [13].
Figura III.8 Ubicación del área de Carabobo [13]
III.8.2 Ubicación Geográfica
Como se muestra en la Figura 25, el Área de Carabobo se encuentra ubicada en el
flanco Sur de la Cuenca Oriental de Venezuela, en la parte Sur de los estados
Monagas y Anzoátegui. Está situada en la parte Oriental de la FPO, al norte de la
ciudad de Puerto Ordaz y del río Orinoco. Presenta una superficie de 2.311 Km2 y
está limitada al Norte por el área tradicional del Distrito Social de Morichal, al Este
por el Estado Delta Amacuro, y al Oeste por el Área de Ayacucho [13].
CAPÍTULO III: DESCRIPCIÓN DEL ÁREA EN ESTUDIO
46
III.8.3 Características generales del Campo
El petróleo entrampado en el área de Carabobo, presenta características marinas, por
lo que se cree que fue originado de las Formaciones Querecual y San Antonio. Los
yacimientos poseen una profundidad que oscila entre 1.000 y 4.500 pies. La sección
productora está representada por la Formación Oficina de edad Mioceno Inferior, del
Terciario Medio, representada por cuatro miembros (Morichal, Yabo, Jobo, Pilón). El
miembro más prospectivo es Morichal que presenta tres intervalos. El superior y el
medio está representado por arenas intercaladas con lutitas y limolitas con presencia
de carbones y espesores promedio de 220’ y 250’. En el intervalo inferior (Morichal
Inferior) existen paquetes de arenas masivas poco consolidadas con espesores de
arena importantes (60 a 80 pies) [13].
Los yacimientos bajo estudio presentan una gravedad API de 6 - 10º, porosidad
promedio de 32%, presión inicial de 671 a 1550 lpc, permeabilidad entre 5 a 10 darcy
y saturación de petróleo promedio de 82% [13].
CAPÍTULO IV: MARCO METODOLÓGICO
47
CAPÍTULO IV
MARCO METODOLÓGICO
Para realizar el presente Trabajo Especial de Grado se definió una metodología que
permitió asegurar el cumplimiento del objetivo general propuesto, el cual consta del
desarrollo de una herramienta computacional para llevar a cabo el diseño de una sarta de
perforación para pozos horizontales en la FPO, a continuación se presenta lo concerniente
al tipo de investigación realizada.
IV.1. TIPO DE INVESTIGACIÓN
La investigación puede ser de varios tipos, y en tal sentido se puede clasificar de
distintas maneras. Sin embargo es común hacerlo en función de su nivel, su propósito
y su diseño [14]
.
En función del nivel la investigación, se clasifica en:
Descriptiva.
Busca desarrollar una imagen o fiel representación del fenómeno estudiado a partir de
sus características.
Experimental.
Consiste en la manipulación de variables experimentales no comprobadas, con el fin
de describir las causas que originan una situación en particular.
Exploratoria.
Consiste en la búsqueda de objetos o datos que se suponen están relacionados a algún
hecho.
En función del propósito de investigación, se clasifican en:
Básica.
Su propósito radica en formular nuevas teorías o modificar las existentes, en
incrementar los conocimientos científicos o filosóficos, pero sin contrastarlos con
ningún aspecto práctico.
CAPÍTULO IV: MARCO METODOLÓGICO
48
Aplicada.
Se caracteriza por la aplicación o utilización de los conocimientos que se adquieren.
En función del diseño de investigación, se tienen:
Documental.
Consiste en un proceso basado en la búsqueda, recuperación, análisis, crítica e
interpretación de datos que provienen de fuentes documentales: impresas,
audiovisuales o electrónicas.
Campo.
Su base fundamental es la recolección de datos directamente de la realidad donde
ocurren los hechos (datos primarios), sin manipular o controlar variable alguna, es
decir, el investigador obtiene la información pero no altera las condiciones existentes.
Experimental.
Su función es someter a un objeto o grupo de individuos a determinadas condiciones,
estímulos o tratamientos, para observar los efectos o reacciones que se producen.
El tipo de investigación de este Trabajo Especial de Grado es exploratoria, aplicada y
de campo. Es exploratoria, ya que se buscaron datos concernientes a actividades de
perforación de una muestra de pozos, es aplicada debido a que se utilizaron los
conocimientos adquiridos de las experiencias operacionales y es de campo en virtud
de que los datos fueron tomados de actividades realizadas en diferentes áreas de
operaciones.
IV.2. METODOLOGÍA DE TRABAJO
En este TEG, se entendió el término BHA como sarta de perforación. Los
componentes del BHA tienen diversos criterios dependiendo de cada compañía de
operación. Para pozos verticales se entiende por BHA como la sarta compuesta por
una mecha, barras de perforación, tubería pesada de perforación y estabilizadores,
también pueden contener motor de fondo y herramientas de medición. Mientras que
para pozos direccionales el BHA cuenta con otros dos criterios conocidos, el primero
CAPÍTULO IV: MARCO METODOLÓGICO
49
es que el BHA está compuesto por una mecha, motor de fondo, estabilizadores,
herramientas de medición, monel, heavy weigth, martillo y drill pipe, en otras
palabras todas las herramientas que se encuentran desde el fondo del pozo hasta llegar
a la mesa de rotación del taladro, mientras que otro criterio de las compañías es que el
BHA llega hasta donde esté ubicado el martillo. Es por ello para asegurar el
cumplimiento de los objetivos propuestos anteriormente se realizó un plan de trabajo
el cual se muestra en la Figura IV.1, donde se ilustran el esquema de trabajo y las
etapas involucradas:
Figura IV.I Esquema de trabajo
Desempeño de trabajos
anteriores
Bases para el diseño de sarta
de perforación Información suministrada
por personal de campo
Elaboración de la Herramienta Computacional
Validación
Análisis de resultados
Conclusiones y recomendaciones
Determinación de Parámetros
Construcción y Sistematización de la base de datos
Análisis comparativo de DHM y RSS
Revisión bibliográfica
Selección de la localización
Recolección de la información
CAPÍTULO IV: MARCO METODOLÓGICO
50
IV.2.1 Revisión bibliográfica
Se llevó a cabo una investigación sobre las diversas configuraciones de sartas
utilizadas para la perforación de pozos horizontales. La consulta del material
bibliográfico incluyó textos académicos, artículos técnicos, manuales de operaciones
en pozos utilizados por Weatherford Latín América División Oriente y Trabajos
Especiales de Grado realizados por estudiantes de la Escuela de Ingeniería de
Petróleo (EIP) de la Universidad Central de Venezuela (UCV), entre otras fuentes.
Esta investigación permitió identificar el área de estudio, las partes de una sarta de
perforación, los tipos de ensamble de fondo, los parámetros reportados en los
diferentes manuales de operaciones de pozos, así como las diversas experiencias
operacionales
IV.2.2 Selección de localización
En esta etapa, los datos suministrados por la compañía, conformaron una población
de 90 pozos horizontales (Ver Anexo 2 Tablas B.1 y C.1), los cuales fueron ubicados
en un mapa geográfico referido a la zona sur oriental del país, a fin de determinar la
muestra definitiva a utilizar para el desarrollo del Trabajo Especial de Grado.
IV.2.3 Recolección de información
De toda la información investigada en la revisión bibliográfica y recopilada a través
de los reportes finales (slide sheet) de cada uno de los pozos seleccionados en la fase
anterior, se seleccionó el material asociado o relevante, para lograr resolver el
problema planteado y cumplir los objetivos propuestos en este Trabajo Especial de
Grado.
IV.2.4 Determinación de Parámetros
Es de suma importancia al momento de estudiar el diseño del BHA saber cuáles son
los principales parámetros que permiten elaborar una sarta de perforación. Según la
literatura, existen una serie de componentes que deben ser calculados para lograr un
CAPÍTULO IV: MARCO METODOLÓGICO
51
BHA óptimo. Lubinski realizó diversos cálculos para lograr determinar esos
parámetros y con ello logran una mejor tasa de penetración y mejor limpieza del
hoyo, debido a los diámetros óptimos y peso sobre la mecha requeridos, entre otros.
Cuando se realizan operaciones en campo, no siempre existen en la locación los
componentes idóneos para el BHA y por lo tanto se utilizan las tuberías que existan
en el taladro. Es por ello que al momento de realizar este TEG y debido a la
practicidad de las operaciones en campo, estos cálculos no fueron hechos, en virtud
de que, la determinación de los parámetros se fundamentó en las mejores experiencias
y prácticas operacionales de campo.
Por tal motivo la determinación de os parámetros a considerar durante el diseño de
sarta de perforación, se hizo mediante entrevistas no estructuradas a personal de
campo de acuerdo a su experiencia y experticie; ya que, estos son tomados
empíricamente, utilizando como referencia las fases, las trayectorias de los pozos y
los datos suministrados por los slide sheet de cada uno de los pozos seleccionados.
Una vez identificados esto parámetros, los mismos se clasificaron según su
comportamiento dentro de las categorías siguientes:
Parámetros Estáticos: Son los parámetros que durante una corrida
permanecieron con el mismo valor.
Parámetros Dinámicos: Son valores que se modificaron a lo largo de una corrida
y fueron reportados a través de un rango (mínimo - máximo). Para fines de este
estudio se tomo el máximo valor dentro del rango, el cual representa el caso más
crítico considerado.
Parámetros Asumibles: Son parámetros que se predeterminaron en función a la
información que manejo de pozos vecinos.
Parámetros Calculables: Son generados a partir de otros datos disponibles.
Estos fueron:
(Ec.IV.1)
Donde:
CAPÍTULO IV: MARCO METODOLÓGICO
52
DF: Pies perforados (pies).
MD final: Distancia medida final (pies).
MD inicial: Distancia medida inicial (pies).
(Ec.IV.2)
Donde:
TEP: Tiempo efectivo de perforación (hrs).
TPR: Tiempo de perforación rotando (hrs).
TPD: Tiempo de perforación deslizando (hrs).
(Ec.IV.3)
Donde:
TPCP: Tasa promedio de construcción del plan (°/100 pies).
DLS: Desviación (°/100 pies).
DF: Pies perforados (pies).
(Ec.IV.4)
Donde:
%ST: Porcentaje de deslizamiento teórico (%).
TPCP: Tasa promedio ponderada de construcción del plan (°/100 pies).
TCM: Tasa de construcción teórica del motor (°/100 pies).
(Ec.IV.5)
Donde:
%SC: Porcentaje de deslizamiento de la corrida (%).
PD: Pies deslizados (pies).
DF: Pies perforados (pies).
CAPÍTULO IV: MARCO METODOLÓGICO
53
(Ec.IV.6)
Donde:
%SC: Respuesta del motor (%).
%SC: Porcentaje de deslizamiento de la corrida (%).
%ST: Porcentaje de deslizamiento teórico (%).
(Ec.IV.7)
Donde:
ROP promedio: Tasa promedio de perforación (pies/hrs).
DF: Pies perforados (pies).
TPE: Tiempo efectivo de perforación (hrs).
IV.2.5 Construcción y Sistematización de la Base de Datos
En esta etapa se realizó un análisis de la información recopilada, que consistió en la
construcción de un cuadro comparativo entre los diferentes pozos considerados, el
cual contiene todos los parámetros disponibles (matriz) y obtenidos a través de los
reportes finales, con el fin de optimizar el mejor manejo de la información.
Luego se fijaron los criterios de evaluación para la determinación de las mejores
prácticas operacionales en campo, a fin de descartar aquellas que no fueron exitosas.
A continuación se presentan los criterios de clasificación de los diferentes parámetros
evaluados en la matriz:
Bueno = 3, Regular = 2 y Malo =1
Pies perforados: Se considero la mayor cantidad de pies perforados sin haber
realizado cambios en la sarta de perforación.
CAPÍTULO IV: MARCO METODOLÓGICO
54
Bueno: de 1500 pies en adelante.
Regular: desde 500 pies hasta 1500 pies.
Malo: menos de 500 ft.
Respuesta del motor: Esto se relaciona con el rendimiento del motor durante la
fase de construcción, debido a que en esta fase se necesita que el mismo deslice
para poder generar el ángulo deseado, por lo que a menor rendimiento mejor será
la respuesta del motor.
Bueno: mayor o igual a 30 %.
Regular: entre 10 % y 30%.
Malo: menor o igual a 10 %.
Porcentaje de deslizamiento: Es considerado durante la fase de navegación, en la
cual se requiere que el motor sólo rote, por lo que a mayor rendimiento del motor,
menor será el porcentaje de deslizamiento del mismo.
Bueno: menor o igual a 30 %.
Regular: entre 30 % y 50%.
Malo: mayor o igual a 50 %.
Tasa de perforación: Esta relacionado con los pies perforados por unidad de
tiempo.
Bueno: mayor a 90 pies/hrs.
Regular: entre 50 pies/hrs y 90 pies/hrs.
Malo: menor a 50 pies/hrs.
La Tabla IV.1 muestra los parámetros de evaluación de la matriz:
CAPÍTULO IV: MARCO METODOLÓGICO
55
Tabla IV.I Parámetros de evaluación de la matriz.
Fase de perforación
Construcción Navegación
Pies Perforador
<500 pies
500-1500 pies
>500 pies
Respuesta del motor
>30%
10-30%
<10
Deslizamiento en fase horizontal
>50%
30-50%
<30%
Tasa de penetración
<50 pies/hrs.
50-90 pies/hrs.
>90 pies/hrs.
Sumatoria
A cada uno de los BHA ubicados en la matriz, se les realizó la evaluación de los
parámetros antes mostrados, así como también se le asignó una valoración a los
problemas operacionales presentados durante su corrida, a fin de incorporarlos dentro
de la matriz como un parámetro de evaluación adicional, los cuales estuvieron
ponderados con valores negativos, dependiendo de su preponderancia, siendo el valor
-3 asignado a aquel problema operacional que haya tenido mayor impacto en el
desarrollo de la perforación, y el valor 0 asignado a aquellos problemas operaciones
que no dependieron de la configuración de sarta utilizada. La Tabla IV.2, muestra los
problemas operaciones con su respectiva ponderación.
CAPÍTULO IV: MARCO METODOLÓGICO
56
Tabla IV.2 Problemas operacionales.
Problemas Operacionales Ponderación
Apoyo -2
Arrastre -2
Colgamiento -3
Falla de mecha -1
Pega de tubería -3
Problemas con herramientas de MWD y LWD -1
Problemas de construcción -2
Problemas del motor -1
Problemas externos 0
Torque excesivo -2
Ubicación del objetivo -1
IV.2.5.1 Descripción de los problemas operacionales
Apoyo: Situación en la cual la sarta se recuesta de las paredes del hoyo,
produciendo, que no llegue suficiente peso a la mecha y esto a su vez disminución
de las ROP.
Arrastre: Generado al mover la sarta axialmente a lo largo del pozo.
Colgamiento: Esto ocurre luego de realizar un viaje de calibración del hoyo, al
momento que la tubería baja al fondo de la sección perforada.
Falla de mecha: Escenario en el cual la mecha presenta desgaste o daños
ocasionados por errores en la selección de la misma.
Pega de tubería: Se genera cuando la tubería, por diversas condiciones, se
encuentra imposibilitada de moverse hacia fuera del hoyo. En algunos casos no
puede moverse hacia adentro, ni tampoco rotar.
Problemas con herramientas de MWD y LWD: Se clasifican estas fallas como
fallas de comunicación, presencia de baterías descargadas, falla en los sensores
(de superficie o de las herramientas).
CAPÍTULO IV: MARCO METODOLÓGICO
57
Problemas de construcción: Se atribuyen estos a la falta de seguimiento al plan
de trayectoria preestablecido.
Problemas del motor: En este caso el motor no proporciona las ROP necesarias,
por lo que no genera los DLS requeridos por el plan, esto generado por fallas en la
sección de poder del mismo.
Problemas Externos: Son ocasionado por equipos, herramientas o sistemas que
no conforman la sarta de perforación, tal es el caso de: las bombas superficiales,
top driver, sistema de lodo, entre otros.
Torque excesivo: Generado por esfuerzos de torsión por encima de los valores
preestablecidos de trabajo, que en las peores situaciones pueden sobrepasar el
esfuerzo de torsión máximo de la tubería ocasionando la ruptura de la misma.
Ubicación del objetivo: Son discrepancias entre la ubicación de las arenas
predeterminadas por los geólogos a través de correlaciones y la ubicación real de
las arenas productoras.
Para ambas fases, construcción (hoyo intermedio) y navegación (hoyo productor), se
realizó una sumatoria de las ponderaciones de cada indicador, para cada una de las
experiencias, cuyo resultado se clasificó según un criterio final de rangos que definió
las mejores, regulares y peores prácticas operacionales. Este criterio es mostrado en la
Tabla IV.3
Tabla IV.3. Clasificación de las prácticas operacionales.
Clasificación de la practica operacional Rangos de resultado
Buena 7-9
Regular 4-6
Mala 0-3
CAPÍTULO IV: MARCO METODOLÓGICO
58
La Tabla IV.4 muestra un ejemplo de la ponderación de cada experiencia por
ensamblaje de fondo y según el pozo en el cual se utilizo dicho ensamblaje. En el
Anexo 3, Tablas D.3, muestra la ponderación de todas las experiencias.
Tabla IV.5. Ejemplo de ponderación de las experiencias.
BHA # Campo P.P. R.M. O D.H. ROP POP SUM
1 Bare 3 3 2 -2 6
2 Bare 3 3 3 -3 6
3 Bare 3 2 2 - 7
4 Bare 1 2 1 -1 3
5 Bare 3 3 3 - 9
6 Bare 3 3 2 - 8
7 Bare 2 3 2 -2 5
8 Bare 2 3 2 - 7
9 Bare 3 3 2 -3 5
10 Bare 3 2 1 - 6
La tabla IV.5 e un ejemplo de la tabla de caracterización de las experiencias
seleccionadas por cada ensamblaje utilizado para la construcción de las dos fases en
estudio de los pozos. En el Anexo 3, Tablas D.2, se encuentra la matriz de
caracterización con todas las experiencias.
CAPÍTULO IV: MARCO METODOLÓGICO
59
Tabla IV.4. Ejemplo de Matriz de caracterización.
BHA Campo Pozo GH IMDP IT DF Face GPM TEP TCM TPCP %ST % SC %RM ROP WOBS WOBR TL DL PO
1 Bare MFB-873 12 1/4 994-4354 3212-3306 3164 C 500 49,57 9,00 3,16 35,1 35,9 0,79 65,90 20,00 15,00 P 9,7 PC
2 Bare MFB-873 8 1/2 4354-7001 N/A 2647 N 500 13,40 N/A N/A 0 10,9 0 197,50 12,00 15,00 V 8,7 COL
3 Bare MFB-877 12 1/4 1005-4032 3327-3388 3027 C 550 43,53 9,00 3,09 34,3 48,3 13,97 69,5 12,00 14,00 P 9,70 OK
4 Bare MFB-877 8 1/2 4032-4113 N/A 81 N 400 3,67 N/A N/A 0 48,1 0 22,1 30,00 8,00 V 8,6 BIT
5 Bare MFB-877 8 1/2 4113-6533 N/A 2420 N 500 15,18 N/A N/A 0 12,7 0 159,4 20,00 15,00 V 8,7 OK
6 Bare MFB-866 12 1/4 1020-3811 3397-3428 2791 C 560 89.62 9.00 2.88 32.00 29.80 -2.20 66.17 40.00 25.00 P 10.00 EXT
7 Bare MFB-866 8 1/2 4594-5960 N/A 1366 N 460 18.22 N/A N/A 0 26.40 0 75.20 40.00 15.00 V 8.90 PC
8 Bare MFB-866 8 1/2 5409-6315 N/A 900 N 460 14.87 N/A N/A 0 27.80 0 55.20 40.00 15.00 V 9.90 OK
9 Bare MFB-871 12 1/4 1002-4018 3350-3466 3016 C 530 66.87 9.00 3.12 34.67 42.20 7.53 43.90 20.00 10.00 P 9.80 COL
10 Bare MFB-871 8 1/2 3909-6291 N/A 2382 N 550 89.78 N/A N/A 0 40.64 0 26.10 35.00 10.00 V 8.70 OK
CAPÍTULO IV: MARCO METODOLÓGICO
60
IV.2.6 Análisis comparativo entre DHM y RSS
Se realizó un análisis comparativo sobre el uso de DHM (Down Hole Motors) y el
RSS (Rotary Steerable System) durante la construcción y la navegación de pozos
horizontales. Dicha comparación se hizo de manera técnica y de acuerdo a
experiencias operaciones.
De carácter técnico, utilizando datos disponibles en las hojas técnicas de motores de
fondo y del sistema de rotación continua, con diámetros externos nominales de 6,75
pulg y 8 pulg, correspondientes a las fases de perforación en estudio; los datos se
ubicaron en una tabla a fin de contribuir al análisis comparativo entre estos dos
sistemas.
Desde el punto de vista operacional se procedió con la selección de cinco (5) pozos,
que se agruparon en tres parejas (resultando un pozo común en dos de las tres parejas)
los cuales poseían características similares, para que la comparación fuese
representativa. Los criterios y consideraciones realizadas para la escogencia y
agrupamiento de los pozos fueron los siguientes:
Los pozos de cada pareja deben pertenecer al mismo campo, a fin de asumir que
las herramientas utilizadas en cada uno de ellos, hayan estado sometidas a
condiciones litológicas similares.
Seleccionar ensamblajes de fondo sólo de la fase de construcción, ya que en fase
de navegación no se posee experiencia suficiente con RSS (sólo un pozo en fase
horizontal).
Intervalos de construcción de ángulo, MD y TVD similares.
Partiendo de las características comunes antes señaladas, se procedió a la
construcción de dieciséis gráficas, las cuales describieron el desempeño del DHM y
RSS.
CAPÍTULO IV: MARCO METODOLÓGICO
61
IV.2.7 Desarrollo de la herramienta computacional
Se elaboró una herramienta computacional (BHA Selector) en la cual se integraron los
criterios obtenidos mediante las mejores prácticas operacionales de la empresa, así
como, los parámetros estáticos, dinámicos, asumibles y calculables considerados, a
fin de que dicha herramienta generara como resultado el diseño de la posible sarta de
perforación a implementar. A continuación se presentan la secuencia de acciones
realizadas para lograr el desarrollo final de la herramienta computacional.
IV.2.7.1 Visualización y diseño de la herramienta computacional
Inicialmente se contemplo el diseño de las ventanas que desplegaría la herramienta
para la introducción de datos y muestra de resultados. Para el diseño de estas se
tomaron como guías diferentes programas pertenecientes a la compañía, lo que
permitió definir formularios para la introducción de datos, distribución en general y
resultados mostrados.
De igual manera se definió el proceso de selección simplificado de las sartas el cual
se muestra en la Figura IV.2, que se basa en la introducción de datos, procesamiento
y despliegue de resultados.
Figura IV.2 Esquema general del funcionamiento de la herramienta previo al desarrollo
computacional.
Datos de entrada
CAPÍTULO IV: MARCO METODOLÓGICO
62
IV.2.7.2 Desarrollo de los algoritmos previos a la programación
En esta etapa se realizó un bosquejo previo a la programación, que permitió diseñar
en forma sencilla la interfaz visual con el usuario, a partir de la cual se definieron los
controles y objetos procedentes de Visual Basic 2010, que utilizaría la herramienta
computacional. Es por ello, que se tomo en cuenta la necesidad de que la interfaz
Herramienta-Usuario fuera lo más sencilla posible para la introducción de los datos,
de tal manera se realizaron esquemas previos para describir la entrada de datos y la
obtención de los resultados.
IV.2.7.3 Generación de los algoritmos previos al desarrollo de la herramienta
computacional
Una vez determinada la información a introducir en la herramienta computacional, se
procedió a realizar un conjunto de algoritmos lógicos, los cuales mostraron el orden
secuencial del funcionamiento de las variables dentro de la herramienta.
Las Figuras IV.3, IV.4, IV.5, IV.6, muestran los algoritmos utilizados para la
programación de la herramienta, mostrando los procesos involucrados para la
obtención de los resultados.
CAPÍTULO IV: MARCO METODOLÓGICO
63
Figura IV.3 Algoritmo de funcionamiento del botón pozo.
CAPÍTULO IV: MARCO METODOLÓGICO
64
Figura IV.4 Algoritmo de funcionamiento del botón herramientas y lodo.
Figura IV.5 Algoritmo de funcionamiento del botón parámetros.
CAPÍTULO IV: MARCO METODOLÓGICO
65
Figura IV.6 Algoritmo del proceso para obtención de los resultados.
IV.2.7.4 Desarrollo del lenguaje de programación utilizado por la herramienta
computacional para la selección de sartas de perforación
En esta etapa se generó la aplicación y se sistematizó la base de datos que conforma
la herramienta computacional. Para ello se utilizó el programa Visual Basic 2010
como software de programación y Microsoft Access 2003 como un administrador de
base de datos. Visual Basic 2010, es un sistema de desarrollo basado en la plataforma
.NET que permite conectar sistemas, información, dispositivos y usuarios distintos de
CAPÍTULO IV: MARCO METODOLÓGICO
66
un modo más unificado y personalizado, proporcionando a los desarrolladores de
software las herramientas y la tecnología para crear rápida y eficazmente soluciones
de negocio que abarcan múltiples aplicaciones y múltiples dispositivos, permitiendo a
los usuarios controlar qué información, cómo y cuándo se les entrega [22]
.
Microsoft Access 2003, es una herramienta para la definición y manipulación de bases
de datos, cuyo propósito principal es mantener la información y hacer que esté
disponible en el momento requerido, siendo esta, persistente dentro del sistema, es
decir, una vez introducida en él, se mantiene hasta que el usuario decida eliminarla
[23].
IV.2.7.5 Depuración de errores de la programación
Luego de la codificación de la herramienta, se realizó una depuración de errores de
orden computacional. Esta consistió en realizar corridas con datos válidos, verificar
que arroje resultados lógicos y que no se generen problemas internos en la
herramienta, tales como los siguientes: la fase coincida con el diámetro a utilizar, el
valor de MD final no sea mayor al valor de TVD, el valor de KOP deberá ser mayor
que el valor de MD inicial, entre otros.
Es válido destacar que la generación de estos errores, causaría un error grave en la
ejecución de esta herramienta, el cual podría llegar a interrumpir el funcionamiento
lógico, ocasionando que arroje como resultado una configuración incorrecta o
resultado vacío.
IV.2.8 VALIDACIÓN DE LA HERRAMIENTA COMPUTACIONAL
Para la validación se estableció comparar los datos arrojados por el BHA Selector con
los datos extraídos de las experiencias operacionales ya realizadas y por realizar en
campo.
Para ello se realizaron seis simulaciones, seleccionando tres pozos que debían
cumplir con las siguientes características:
CAPÍTULO IV: MARCO METODOLÓGICO
67
1. Un pozo el cual los parámetros de las experiencias operacionales para ambas
fases (construcción y navegación) estuviesen presentes en la base de datos, con el
fin de corroborar que el funcionamiento de la aplicación fuese el correcto.
2. Un pozo el cual los parámetros de las experiencias operacionales para ambas
fases (construcción y navegación) no estuviesen presentes en la base de datos,
pero se tuviesen los datos de las herramientas utilizadas para la construcción de
ambas fases, con el fin de comparar los resultados arrojados por la aplicación con
las herramientas que fueron utilizadas realmente.
3. Un pozo por construir, en el cual el personal de la compañía seleccione las
herramientas a utilizar, y estas sean comparadas con los resultados arrojados por
la aplicación.
Para la comparación de los resultados obtenidos se utilizó un software optimizador de
posicionamiento de martillos de perforación “Jar Placement”, el cual es un sencillo
programa que ayuda al usuario a determinar la posición óptima para la colocación del
martillo en la sarta, de manera tal que al momento de ser accionado ejecute impactos
con la mayor fuerza e impulso posible. Fue desarrollado por Weatherford
International Ltd en 2010 y es utilizado por diferentes departamentos dentro de la
compañía como pesca y perforación direccional.
Los resultados desplegados comprenden una serie de gráficas que muestran como
varía la magnitud del impacto e impulso dependiendo la posición del martillo en la
sarta o según la sobrecarga aplicada al momento de activarlo (Ver Figura IV.7).
CAPÍTULO IV: MARCO METODOLÓGICO
68
Figura IV.7. Vista de pantalla de resultados del Jar Placement.
Los pozos que fueron seleccionados para su análisis se muestran en la Tabla IV.6, las
características de dichos pozos se presentan en la Tabla IV.7 para la fase de
construcción y en la Tabla IV.8 para la fase de navegación.
Tabla IV.6 Características comunes de los pozos seleccionados [3]
Característica Pozo seleccionado
1 CIB-374
2 E4-P27
3 NZZ-282
CAPÍTULO IV: MARCO METODOLÓGICO
69
Tabla IV.7. Parámetros característicos de los pozos seleccionados en fase de construcción [3]
Parámetro CIB-374 E4-P27 NZZ-282
Área Carabobo Junín Junín
Campo Cerro negro Huyapari Norte Zuata
Tipo de pozo Horizontal Horizontal Horizontal
Diámetro (in) 12,25 12,25 12,25
KOP (ft) 1176 1080 1200
Inicio de tangente (ft) 2844 2816 3450
Final de tangente (ft) 3018 3076 3728
MD inicial (ft) 1082 872 623
MD final (ft) 4101 3542 4890
TVD (ft) 2877 2577 3321
Base de lodo Agua Agua Agua
Tipo de lodo Polimérico Polimérico Polimérico
Densidad (ppg) 8,9 9,8 10
DLS (°/100 ft) 4,86 3,65 4,58
Peso sobre la mecha (klbs) 25 8 20
Tasa de perforación (ft/h) 97,40 85 41,94
Área total de fujo (in2) 0,84 0,99 0,945
Tasa de flujo (gpm) 550 560 500
Presión de Bombas (psi) 1400 1300 1800
CAPÍTULO IV: MARCO METODOLÓGICO
70
Tabla IV.8 Parámetros característicos de los pozos seleccionados en fase de navegación [3]
Parámetro CIB-374 E4-P27 NZZ-282
Área Carabobo Junín Junín
Campo Cerro negro Huyapari Norte Zuata
Tipo de pozo Horizontal Horizontal Horizontal
Diámetro (in) 8,5 8,5 8,5
MD inicial (ft) 4101 3542 4890
MD final (ft) 6101 8709 5246
TVD (ft) 2887 2654 3325
Base de lodo Agua Agua Agua
Tipo de lodo Viscoelástico Viscoelástico Viscoelástico
Densidad (ppg) 9,1 8,70 8,6
Peso sobre la mecha (klbs) 20 35 20
Tasa de perforación (ft/h) 315,80 220 31,64
Área total de flujo (in2) 0,90 0,92 0,78
Tasa de flujo (gpm) 450 550 450
Presión de Bombas (psi) 1650 2300 1700
IV.2.9 ANÁLISIS DE RESULTADOS
Posterior a la verificación de la herramienta computacional, se procedió a realizar un
análisis relacionado a la efectividad de la misma en cuanto a la escogencia final de la
sarta de perforación a implementar. Estos resultados se muestran con detenimiento en
el Capítulo de análisis de resultados de este Trabajo Especial de Grado.
IV.2.10 CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
En esta etapa se presentaron las conclusiones y recomendaciones obtenidas luego de
haber realizado el análisis respectivo de los resultados arrojados por la
implementación y validación de la herramienta computacional, así como, con las
experiencias arrojadas en campo.
CAPÍTULO V: ANÁLISIS DE RESULTADOS
70
CAPÍTULO V
ANÁLISIS DE RESULTADOS
V.1 SELECCIÓN DE LA LOCALIZACIÓN
Los datos suministrados por la compañía, conformaron una población de 90 pozos
horizontales (Ver Anexo 2, Tablas B.1 y C.1), estos fueron ubicados en un mapa
geográfico referido a la zona sur oriental del país. Para ello se procedió a una visita a
la Dirección de Planificación y Ordenación Ambiental, donde por medio del Sistema
de Información Geográfica de Ordenamiento de Territorio, se obtuvo la información
de las coordenadas del Proyecto Socialista Orinoco (PSO), el cual delimita el área de
afectación de la FPO.
Utilizando las coordenadas UTM Sirgar Regven uso 19 de cada pozo y la
delimitación antes descrita se pudo constatar cuales de estos pozos estaban ubicados
dentro, y fuera del área de afectación.
En la Tabla V.1 se encuentran todos los pozos que conformaron la muestra, y están
dentro o en las cercanías de la zona del PSO.
Tabla V.1 Pozos perforados dentro o en las cercanías del PSO por Weatherford.
Número Campo Cliente Pozo
1 Cerro Negro Morichal CIB0075
2 Cerro Negro Morichal CDB0080
3 Cerro Negro Morichal CDB0081
4 Cerro Negro Morichal CDB0082
5 Cerro Negro Morichal CDB0358
6 Cerro Negro Morichal CIB0359
7 Cerro Negro Morichal CIB0364
8 Cerro Negro Morichal CIB0368
9 Cerro Negro Morichal CIB0372
10 Cerro Negro Morichal CIB0373
11 Cerro Negro Morichal CIB0374
12 Cerro Negro Morichal CDB0083
13 Cerro Negro Carabobo G CDB0072
CAPÍTULO V: ANÁLISIS DE RESULTADOS
71
Tabla V.1 Pozos perforados dentro o en las cercanías del PSO por Weatherford. Continuación.
Número Campo Cliente Pozo
14 Cerro Negro Carabobo G CDB0071
15 Cerro Negro Carabobo G CDB0070
16 Cerro Negro Carabobo G CDB0069
17 Cerro Negro Carabobo G CDB0068
18 Cerro Negro Carabobo G CDB0067
19 Cerro Negro Area Pesado MPG0275
20 Cerro Negro Area Pesado MPG0273
21 Cerro Negro Area Pesado MPG0272
22 Cerro Negro Area Pesado MPG0271
23 Cerro Negro Area Pesado MPG0270
24 Cerro Negro Area Pesado MPG0269
25 Cerro Negro Area Pesado MPG0268
26 Cerro Negro Area Pesado MPG0267
27 Cerro Negro Area Pesado MPG0266
28 Cerro Negro Area Pesado MPG0265
29 Cerro Negro Area Pesado MPG0272
30 Norte Zuata Indovenezuela NZZ 277
31 Norte Zuata Indovenezuela NZZ 270
32 Norte Zuata Indovenezuela NZZ 274
33 Huyapari Petropiar E4-P26
34 Huyapari Petropiar E4-P27
35 Huyapari Petropiar E4 P29
36 Huyapari Petropiar E4 -P15
37 Melones San Tome MS 492
38 Melones San Tome MEL 360
39 Bare San Tome MFB0873
40 Bare San Tome MFB0866
41 Bare San Tome MFB0871
42 Bare San Tome MFB0877
La Figura V.1 muestra la disposición de los pozos clasificados. En el Anexo 2,
figuras A1, A.2 y A.3 se tiene un acercamiento de las áreas mostradas en el mapa
geográfico.
CAPÍTULO V: ANÁLISIS DE RESULTADOS
72
Figura V.1.Pozos perforados dentro o en las cercanías del PSO por Weatherford.
CAPÍTULO V: ANÁLISIS DE RESULTADOS
73
V.2 DETERMINACIÓN DE LOS PARÁMETROS
Los parámetros considerados para el diseño de la sarta de perforación estuvieron
integrados por una seria de datos característicos de cada corrida, estos fueron
organizados y clasificados en la Tabla V.2.
Tabla V.2 Clasificación de los parámetros comparativos.
Parámetros Estático Dinámico Asumible Calculable
Geometría del hoyo x
Intervalos de MD perforados x
Intervalo Tangente x
Pies perforados x
Fase x
Tasa de flujo x
Tiempo de perforación efectivo x
Tasa de construcción del motor x
Tasa ponderada según el plan x
% de Deslizamiento Teórico x
% de Deslizamiento de la corrida x
Respuesta del Motor x
ROP promedio x
WOB Deslizando x
WOB Rotando x
Tipo de Lodo x
Densidad del lodo x
Litología x
CAPÍTULO V: ANÁLISIS DE RESULTADOS
74
V.3 SISTEMATIZACIÓN DE LA BASE DE DATOS
Una vez organizada toda la información de los pozos seleccionados de la Tabla V.1
“Pozos perforados dentro o en las cercanías del PSO por Weatherford”, se procedió a
evaluar los 131 BHA utilizados en estos 42 pozos seleccionados, en virtud de que,
cada uno de los pozos en estudio están conformados por más de un BHA, ya que
estos se cambian de acuerdo a la realidad operacional de perforación de cada pozo, es
decir, a medida que se cambio de fase se requiere una nueva configuración, así como
cuando existe algún problema operacional dentro o durante la perforación de una
misma fase. Partiendo de este hecho se realizó una tabla en donde se plasmaron
aquellos ensamblajes de fondo utilizados.
A fin de trabajar con una base de datos que represente las mejores prácticas
operacionales, se realizó una ponderación de los mismos para seleccionar aquellos en
los cuales se haya tenido las mejores prácticas operacionales.
A continuación se muestran las Tablas V.3, V.4 y V.5, las cuales conforman la base
de datos con la cual cuenta la herramienta computacional.
CAPÍTULO V: ANÁLISIS DE RESULTADOS
75
Tabla V.3 Mejores prácticas operacionales correspondientes a los BHA#1 al BHA #22
BHA # Área Campo Tipo De Pozo Fase Diámetro (pulg.) KOP (pies)
1 AYACUCHO Bare HORIZONTAL CONSTRUCCION 12 1/4 1105,00
2 AYACUCHO Bare HORIZONTAL NAVEGACION 8 1/2 -
3 AYACUCHO Bare HORIZONTAL CONSTRUCCION 12 1/4 1126,00
4 AYACUCHO Bare HORIZONTAL NAVEGACION 8 1/2 -
5 AYACUCHO Melones HORIZONTAL NAVEGACION 8 1/2 -
6 AYACUCHO Melones HORIZONTAL CONSTRUCCION 12 1/4 1132,00
7 AYACUCHO Melones HORIZONTAL CONSTRUCCION 12 1/4 2149,00
8 AYACUCHO Melones HORIZONTAL NAVEGACION 8 1/2 -
9 AYACUCHO Huyapari HORIZONTAL CONSTRUCCION 12 1/4 1082,00
10 AYACUCHO Huyapari HORIZONTAL NAVEGACION 8 1/2 -
11 AYACUCHO Huyapari HORIZONTAL CONSTRUCCION 12 1/4 1141,00
12 AYACUCHO Huyapari HORIZONTAL CONSTRUCCION 12 1/4 1138,00
13 JUNIN Norte Zuata HORIZONTAL NAVEGACION 8 1/2 -
14 JUNIN Norte Zuata HORIZONTAL NAVEGACION 8 1/2 -
15 - Area Pesada HORIZONTAL NAVEGACION 8 1/2 -
16 CARABOBO Cerro Negro HORIZONTAL CONSTRUCCION 12 1/4 1076,00
17 CARABOBO Cerro Negro HORIZONTAL NAVEGACION 8 1/2 -
18 CARABOBO Carabobo G HORIZONTAL CONSTRUCCION 12 1/4 1010,00
19 CARABOBO Carabobo G HORIZONTAL NAVEGACION 8 1/2 -
20 CARABOBO Carabobo G HORIZONTAL CONSTRUCCION 12 1/4 1179,00
21 CARABOBO Carabobo G HORIZONTAL NAVEGACION 8 1/2 -
22 CARABOBO Carabobo G HORIZONTAL CONSTRUCCION 12 1/4 990,00
CAPÍTULO V: ANÁLISIS DE RESULTADOS
76
Tabla V.3 Mejores prácticas operacionales correspondientes a los BHA#1 al BHA #22. Continuación
BHA # Inicio MD perf.
(pies) Final MD perf. (pies) Inicio de tangente (pies) Inicio de tangente (pies)
TVD
(pies) Base de lodo
1 1005 4032 3327 3388 3002,22 WATER
2 4113 6533 - - 3068,93 WATER
3 1020 3811 3397 3428 2954,98 WATER
4 5409 6315 - - 3048,60 WATER
5 4494 6708 - - 3750,89 WATER
6 995 1551 - NPT 1550,87 WATER
7 1551 3731 - NPT 3586,24 WATER
8 5632 7534 - - 4178,83 WATER
9 846 3529 2931 3155 2539,74 WATER
10 3856 8198 - - 2520,20 WATER
11 862 3889 2959 3121 2825,50 WATER
12 2238 3542 2816 3076 2577,84 WATER
13 4299 6229 - - 3414,15 WATER
14 4369 6101 - - 3371,87 WATER
15 4846 447 - - 3825,10 WATER
16 1014 4208 2998 3105 3029,57 WATER
17 6941 8704 - - 3110,00 WATER
18 1005 3759 2666 2819 2867,16 WATER
19 5008 8352 - - 2843,20 WATER
20 1050 3913 2841 2933 2997,29 WATER
21 3913 7306 - - 2964,40 WATER
22 1000 4409 2781 2931 2807,30 WATER
CAPÍTULO V: ANÁLISIS DE RESULTADOS
77
Tabla V.3 Mejores prácticas operacionales correspondientes a los BHA#1 al BHA #22. Continuación
BHA # Tipo de lodo Densidad de lodo (ppg) WOB P.P GPM TFA ROP promedio (pies/h) DLS
1 POLIMERICO 9,70 12,00 1800,00 550 0,91 69,50 3,09
2 VISCOELASTICO 8,70 20,00 1650,00 500 0,92 159,40 N/A
3 POLIMERICO 10,00 40,00 1800,00 560 0,95 66,17 2,88
4 VISCOELASTICO 9,90 40,00 1500,00 460 0,90 55,20 N/A
5 VISCOELASTICO 8,60 40,00 1700,00 500 0,86 91,50 N/A
6 POLIMERICO 9,20 8,00 600,00 480 0,96 158,90 3,08
7 POLIMERICO 9,60 17,00 1000,00 480 0,96 58,00 2,14
8 POLIMERICO 8,70 16,00 1200,00 450 0,92 82,70 N/A
9 POLIMERICO 9,40 40,00 1500,00 600 0,89 71,40 3,84
10 VISCOELASTICO 8,60 20,00 1600,00 500 1,05 104,20 N/A
11 POLIMERICO 9,90 5,00 1550,00 550 0,99 77,50 3,35
12 POLIMERICO 9,80 8,00 1300,00 560 0,99 96,50 3,43
13 VISCOELASTICO 8,60 20,00 1800,00 550 0,79 98,40 N/A
14 VISCOELASTICO 8,80 40,00 1500,00 490 0,85 45,70 N/A
15 VISCOELASTICO 8,90 8,00 800,00 550 0,85 117,90 N/A
16 POLIMERICO 9,10 10,00 1450,00 550 0,88 180,80 4,10
17 VISCOELASTICO 9,20 7,00 1450,00 540 0,84 151,10 N/A
18 POLIMERICO 9,00 8,00 1500,00 552 0,74 147,00 3,44
19 POLIMERICO 9,00 4,00 1450,00 550 0,75 222,20 N/A
20 POLIMERICO 8,80 18,00 1350,00 500 0,76 124,20 3,77
21 VISCOELASTICO 8,80 8,00 1850,00 500 0,75 279,60 N/A
22 VISCOELASTICO 8,80 20,00 1400,00 500 0,79 110,80 3,95
CAPÍTULO V: ANÁLISIS DE RESULTADOS
78
Tabla V.4 Mejores prácticas operacionales correspondientes a los BHA#23 al BHA #44
BHA # Area Campo Tipo de pozo Fase Diametro (pulg.) KOP (pies)
23 CARABOBO Carabobo G HORIZONTAL NAVEGACION 8 1/2 -
24 CARABOBO Carabobo G HORIZONTAL NAVEGACION 8 1/2 -
25 CARABOBO Carabobo G HORIZONTAL NAVEGACION 8 1/2 -
26 CARABOBO Carabobo G HORIZONTAL CONSTRUCCION 12 1/4 1174,00
27 CARABOBO Carabobo G HORIZONTAL NAVEGACION 8 1/2 -
28 CARABOBO Cerro Negro HORIZONTAL CONSTRUCCION 12 1/4 1116,00
29 CARABOBO Cerro Negro HORIZONTAL NAVEGACION 8 1/2 -
30 CARABOBO Cerro Negro HORIZONTAL NAVEGACION 8 1/2 -
31 CARABOBO Cerro Negro HORIZONTAL CONSTRUCCION 12 1/4 1152,00
32 CARABOBO Cerro Negro HORIZONTAL NAVEGACION 8 1/2 -
33 CARABOBO Cerro Negro HORIZONTAL CONSTRUCCION 12 1/4 1146,00
34 CARABOBO Cerro Negro HORIZONTAL NAVEGACION 8 1/2 -
35 CARABOBO Cerro Negro HORIZONTAL CONSTRUCCION 12 1/4 1178,00
36 CARABOBO Cerro Negro HORIZONTAL NAVEGACION 8 1/2 -
37 CARABOBO Cerro Negro HORIZONTAL CONSTRUCCION 12 1/4 1171,00
38 CARABOBO Cerro Negro HORIZONTAL NAVEGACION 8 1/2 -
39 CARABOBO Cerro Negro HORIZONTAL CONSTRUCCION 12 1/4 1050,00
40 CARABOBO Cerro Negro HORIZONTAL CONSTRUCCION 12 1/4 1161,00
41 CARABOBO Cerro Negro HORIZONTAL NAVEGACION 8 1/2 -
42 CARABOBO Cerro Negro HORIZONTAL CONSTRUCCION 12 1/4 1160,00
43 CARABOBO Cerro Negro HORIZONTAL NAVEGACION 8 1/2 -
44 - Area Pesada HORIZONTAL NAVEGACION 8 1/2 -
CAPÍTULO V: ANÁLISIS DE RESULTADOS
79
Tabla V.4 Mejores prácticas operacionales correspondientes a los BHA#23 al BHA #44. Continuación
BHA # Inicio MD perf.
(pies) Final MD perf. (pies) Inicio de tangente (Pies) Inicio de tangente (Pies)
TVD
(pies) Base de lodo
23 4409 9009 - - 2810,90 WATER
24 4953 6440 - - 3015,40 WATER
25 3859 6390 - - 2902,00 WATER
26 972 4294 3058 3212 3033,22 WATER
27 4398 8048 - - 3052,70 WATER
28 119 4148 3026 3167 2947,72 WATER
29 6599 8148 - - 3075,10 WATER
30 4045 8045 - - 2944,10 WATER
31 1080 4130 3025 3116 3046,62 WATER
32 4130 7621 - - 3070,90 WATER
33 1016 4175 3000 3102 3073,44 WATER
34 4175 8175 - - 3125,71 WATER
35 1109 3837 2731 2854 2913,74 WATER
36 3838 5856 - - 2924,01 WATER
37 1036 3897 2934 3057 3130,60 WATER
38 3897 5872 - - 3128,90 WATER
39 1095 3698 3093 3208 3130,54 WATER
40 1140 4184 3126 3200 3062,02 WATER
41 4184 7174 - - 3233,10 WATER
42 1164 3579 -
2550,99 WATER
43 3579 5979 - - 2971,91 WATER
44 4610 6110 - - 3841,70 WATER
CAPÍTULO V: ANÁLISIS DE RESULTADOS
80
Tabla V.4 Mejores prácticas operacionales correspondientes a los BHA#23 al BHA #44.
BHA # Tipo de lodo Densidad de lodo (ppg) WOB P.P GPM TFA ROP promedio (pies/h) DLS
23 POLIMERICO 8,80 15,00 1850,00 500 0,88 238,10 N/A
24 VISCOELASTICO 8,70 10,00 1650,00 550 0,88 162,60 N/A
25 VISCOELASTICO 9,00 11,00 1750,00 500 0,88 242,50 N/A
26 VISCOELASTICO 8,90 22,00 1800,00 450 0,84 109,80 4,37
27 VISCOELASTICO 8,70 50,00 1200,00 448 0,87 171,00 N/A
28 POLIMERICO 8,70 25,00 1000,00 450 0,94 82,80 3,84
29 VISCOELASTICO 9,30 4,00 1900,00 550 0,89 297,90 N/A
30 VISCOELASTICO 9,50 8,00 1200,00 520 0,87 142,40 N/A
31 POLIMERICO 8,80 2,00 1350,00 530 0,90 84,40 3,13
32 VISCOELASTICO 9,00 2,00 1700,00 520 193,80 N/A
33 POLIMERICO 9,00 20,00 1300,00 455 0,88 91,00 3,51
34 VISCOELASTICO 9,30 12,00 2100,00 550 0,84 243,90 N/A
35 POLIMERICO 8,90 15,00 1500,00 500 0,74 105,30 3,44
36 VISCOELASTICO 8,90 5,00 500,00 450 0,64 162,50 N/A
37 POLIMERICO 8,90 10,00 1700,00 450 0,95 91,80 3,97
38 VISCOELASTICO 8,70 3,00 1550,00 550 0,86 156,50 N/A
39 POLIMERICO 9,00 20,00 1500,00 530 0,90 98,60 3,32
40 POLIMERICO 9,00 5,00 1700,00 550 0,95 85,80 3,71
41 VISCOELASTICO 9,00 1,00 1500,00 550 0,85 172,60 N/A
42 POLIMERICO 8,90 20,00 1400,00 500 0,88 93,20 3,89
43 POLIMERICO 8,90 10,00 1400,00 500 0,84 276,30 N/A
44 VISCOELASTICO 9,00 12,00 1300,00 500 0,89 209,30 N/A
CAPÍTULO V: ANÁLISIS DE RESULTADOS
81
Tabla V.5 Mejores prácticas operacionales correspondientes a los BHA#45 al BHA #67
BHA # Area Campo Tipo de pozo Fase Diametro (pulg.) KOP (pies)
45 - Area Pesada HORIZONTAL CONSTRUCCION 12 1/4 N/A
46 - Area Pesada HORIZONTAL NAVEGACION 8 1/2 -
47 - Area Pesada HORIZONTAL NAVEGACION 8 1/2 -
48 - Area Pesada HORIZONTAL NAVEGACION 8 1/2 -
49 AYACUCHO Huyapari HORIZONTAL CONSTRUCCION 12 1/4 1065,00
50 AYACUCHO Huyapari HORIZONTAL NAVEGACION 8 1/2 -
51 AYACUCHO Huyapari HORIZONTAL NAVEGACION 8 1/2 -
52 CARABOBO Cerro Negro HORIZONTAL CONSTRUCCION 12 1/4 1153,00
53 CARABOBO Cerro Negro HORIZONTAL NAVEGACION 8 1/2 -
54 CARABOBO Cerro Negro HORIZONTAL CONSTRUCCION 12 1/4 1148,00
55 CARABOBO Cerro Negro HORIZONTAL CONSTRUCCION 12 1/4 1176,00
56 CARABOBO Cerro Negro HORIZONTAL NAVEGACION 8 1/2 -
57 - Area Pesada HORIZONTAL CONSTRUCCION 12 1/4 1787,00
58 - Area Pesada HORIZONTAL NAVEGACION 8 1/2 -
59 - Area Pesada HORIZONTAL CONSTRUCCION 12 1/4 1726,00
60 - Area Pesada HORIZONTAL NAVEGACION 8 1/2 -
61 - Area Pesada HORIZONTAL NAVEGACION 8 1/2 -
62 - Area Pesada HORIZONTAL NAVEGACION 8 1/2 -
63 - Area Pesada HORIZONTAL CONSTRUCCION 12 1/4 1885,00
64 - Area Pesada HORIZONTAL NAVEGACION 8 1/2 -
65 - Area Pesado HORIZONTAL NAVEGACION 8 1/2 -
66 CARABOBO Cerro Negro HORIZONTAL CONSTRUCCION 12 1/4 1770,00
67 CARABOBO Cerro Negro HORIZONTAL NAVEGACION 8 1/2 -
CAPÍTULO V: ANÁLISIS DE RESULTADOS
82
Tabla V.5 Mejores prácticas operacionales correspondientes a los BHA#45 al BHA #67. Continuación
BHA # Inicio MD perf.
(pies)
Final MD perf.
(pies) Inicio de tangente (pies) Inicio de tangente (pies)
TVD
(pies) Base de lodo
45 4393 4802 - N/A 3801,53 WATER
46 4802 6379 - - 3817,70 WATER
47 4634 6634 - - 3936,50 WATER
48 5209 5713 - - 3827,90 WATER
49 872 3857 2940 3202 2744,04 WATER
50 3857 7812 - - 2813,61 WATER
51 7812 9036 - - 2819,30 WATER
52 1029 3753 2770 2909 2991,05 WATER
53 3753 5748 - - 2956,70 WATER
54 1081 3884 3030 3134 3238,77 WATER
55 1082 4101 2844 3018 2877,90 WATER
56 4101 6101 - - 2887,03 WATER
57 1737 4842 3685 3874 3803,18 WATER
58 4937 6358 - - 3797,20 WATER
59 1713 4846 3591 3750 3810,49 WATER
60 4846 6447 - - 3825,10 WATER
61 4447 6197 - - 3861,10 WATER
62 4685 7185 - - 3926,70 WATER
63 1803 4604 3623 3760 3779,84 WATER
64 4604 6594 - - 3775,50 WATER
65 4902 6890 - - 3913,30 WATER
66 1770 4977 3332 3438 3522,05 WATER
67 4405 5349 - - 3528,43 WATER
CAPÍTULO V: ANÁLISIS DE RESULTADOS
83
Tabla V.5 Mejores prácticas operacionales correspondientes a los BHA#45 al BHA #67. Continuación
BHA # Tipo de lodo Densidad de lodo (ppg) WOB P.P GPM TFA ROP promedio (pies/h) DLS
45 POLIMERICO 8,80 20,00 500,00 500 0,84 98,60 8,68
46 VISCOELASTICO 8,60 10,00 550,00 500 0,89 152,30 N/A
47 VISCOELASTICO 8,70 15,00 500,00 500 0,78 90,50 N/A
48 VISCOELASTICO 8,70 8,00 500,00 500 0,88 204,00 N/A
49 VISCOELASTICO 8,80 4,00 450,00 450 0,99 74,80 3,02
50 VISCOELASTICO 8,70 4,00 500,00 470 0,92 105,00 N/A
51 VISCOELASTICO 8,80 12,00 500,00 500 0,92 118,11 N/A
52 POLIMERICO 9,00 20,00 1600,00 500 0,89 91,90 3,78
53 VISCOELASTICO 8,70 12,00 1600,00 550 0,86 235,60 N/A
54 POLIMERICO 8,80 18,00 1100,00 550 0,85 62,60 3,39
55 POLIMERICO 8,90 25,00 1400,00 550 0,84 97,40 4,86
56 VISCOELASTICO 9,10 20,00 1650,00 450 0,90 315,80 N/A
57 POLIMERICO 9,30 30,00 1450,00 510 0,84 58,30 3,35
58 VISCOELASTICO 8,90 15,00 1550,00 550 0,86 117,80 N/A
59 POLIMERICO 9,00 30,00 1700,00 550 0,89 46,40 3,39
60 VISCOELASTICO 8,90 20,00 1400,00 500 0,85 100,15 N/A
61 VISCOELASTICO 8,80 20,00 1200,00 400 0,82 235,40 N/A
62 VISCOELASTICO 8,80 15,00 1400,00 530 0,85 260,90 N/A
63 POLIMERICO 9,30 35,00 1500,00 500 0,90 47,60 4,29
64 VISCOELASTICO 8,80 30,00 1600,00 520 0,84 217,90 N/A
65 VISCOELASTICO 8,70 25,00 1500,00 530 0,83 51,40 N/A
66 POLIMERICO 9,10 30,00 1500,00 520 0,90 68,70 4,20
67 VISCOELASTICO 8,70 12,00 1150,00 500 0,86 91,10 N/A
CAPÍTULO V: ANÁLISIS DE RESULTADOS
84
V.4 COMPARACIÓN ENTRE DHM Y RSS
V.4.1 Comparación Teórica
Esta comparación se basó en la información obtenida de las hojas técnicas de los
sistemas de perforación pertenecientes a la compañía sobre las dos fases referidas en
este Trabajo Especial de Grado. Estos datos se colocaron en las Tablas V.6 y Tabla
V.7, de acuerdo a los diámetros externos nominales.
Tabla V.6 Sistemas de 6 ¾ pulg.
Características Motor de fondo Herramienta rotatoria
direccional “Revolution”
Tamaño de agujero recomendado 8 ½ a 10 pulg. 8 3/8 a 9 pulg.
Longitud 319 pulg. 177,6 pulg.
Torque máximo operacional 6000 lb-pies. 20000 lb-pies.
Máxima tensión operacional
aplicada al cuerpo 161000 lbf. 125000 lbf.
Máxima tensión estática aplicada
al cuerpo 387000 lbf. 350000 lbf.
Máximo peso sobre la mecha 158000 lbf. 50000 lbf.
Rango de construcción 8 a 11 Grados/ 100 pies.*
10 Grados/ 100 pies.
Máxima temperatura
operacional 350 °F 329 °F
Máximo rango de flujo 600 Gpm. 750 Gpm.
* El valor menor pertenece a un motor LE6750 con un estabilizador y con codo de ángulo de 1,5°
y el valor mayor a un motor LE6750 con un estabilizador con codo de ángulo de a 1,83°. Para
más información referirse al Anexo 4 y 5.
CAPÍTULO V: ANÁLISIS DE RESULTADOS
85
Tabla V.7 Sistemas de 8 pulg.
Características Motor de fondo Herramienta rotatoria
direccional “Revolution”
Tamaño de agujero
recomendado 9 5/8 a 12 1/4 pulg. Hasta 12 1/4 pulg.
Longitud 335 pulg. 213,6 pulg.
Torque máximo operacional 8800 lb-pies. 40000 lb-pies.
Máxima tensión operacional
aplicada al cuerpo 185000 lbf. 250000 lbf.
Máxima tensión estática
aplicada al cuerpo 444000 lbf. 700000 lbf.
Máximo peso sobre la mecha 186000 lbf. 90000 lbf.
Rango de construcción 9 a 11 Grados/ 100 pies.*
7,5 Grados/ 100 pies.
Máxima temperatura
operacional 350 °F 329 °F
Máximo rango de flujo 1000 Gpm. 1500 Gpm.
* El valor menor pertenece a un motor LE6740 con un estabilizador y con codo de ángulo de
1,5° y el valor mayor a un motor LE6740 con un estabilizador con codo de ángulo de a 1,83°.
Para más información referirse al Anexo 6 y 7
V.4.2 Comparación Práctica
Esta se basó en las experiencias operacionales que se obtuvieron al momento de
perforar un pozo horizontal, tomando en cuenta las secciones que se muestran en la
Figura V.2, correspondientes al perfil de un pozo horizontal.
CAPÍTULO V: ANÁLISIS DE RESULTADOS
86
Figura V.2 Perfil de un pozo horizontal [5]
(Modificado por Mendoza,Wilmary)
Los pozos seleccionados para realizar las comparaciones fueron: GS-331, GS-332,
NZZ-270, NZZ-274 y NZZ-279, quedando agrupados como se muestra en la Tabla
V.8:
Tabla V.8. Pozos comparados según la herramienta de perforación utilizada.
Pozo perforado con DHM Pozo perforado con RSS Ubicación (campo)
GS-332 GS-331 Guara Oeste
NZZ-270 NZZ-279 Norte Zuata
NZZ-274 NZZ-279 Norte Zuata
La Tabla V.9, muestra las características que tienen en común los pozos
seleccionados.
CAPÍTULO V: ANÁLISIS DE RESULTADOS
87
Tabla V.9. Características comunes de los pozos seleccionados.
Pozo GS-332 GS-331 NZZ-270 NZZ-274 NZZ-279
Perforado
con DHM x x x
Pozo
Perforado
con RSS
x x
Ubicación
(campo) Guara Oeste Guara Oeste Norte Zuata Norte Zuata Norte Zuata
MD Inicio (ft) 2040 2016 660 648 660
MD Final (ft) 8591 8585 4269 4375 4450
TVD Final
(ft) 7943 7845 3370 3359 3381
Intervalo a
comparar (ft) 6576-8197 6576-8197 660-2926 648-2926 660-2926
Los problemas operacionales que se presentaron durante la corrida de cada pozo
también forman parte de los aspectos que fueron comparados. Estos fueron
clasificados según el pozo y las herramientas utilizadas en cada corrida. La Tabla
V.10 muestra estos inconvenientes y sus consecuencias.
CAPÍTULO V: ANÁLISIS DE RESULTADOS
88
Tabla V.10. Problemas operacionales surgidos en las corridas para la construcción de los pozos GS-
332, GS-331, NZZ-270, NZZ-279 y NZZ-274.
Pozo Sistema
utilizado
Numero BHA
correspondiente a la
corrida
Intervalo
perforado
MD (ft)
Problemas operacionales
GS-332 MOTOR
7 6576-7067
Se observaron muchas
sobrepresiones al tocar fondo
y altos torques por lo que se
decide sacar BHA para
cambio de motor.
8 7067-7262
Siguen los problemas de
sobrepresión y se decide
sacar para revisar el motor.
Se encuentra que el
elastómero del motor esta
desprendido. Se cambia por
otro motor.
9 7262-8197
Se obtienen mejores
resultados que el BHA
anterior apegándose al plan.
GS-331 RSS
3 6576-6942
Al intentar empezar la
construcción de ángulo se
hizo imposible. Se atribuye la
falla al sistema rotatorio de la
herramienta (dañado).
4 6942-8197
Se encuentra apoyo de la
herramienta al bajar. Al
inicio de la perforación no se
logra generar los DLS
requeridos por el plan. Para
no desviarse demasiado del
programa de perforación se
decide sustituir por motor.
CAPÍTULO V: ANÁLISIS DE RESULTADOS
89
Tabla V.10. Problemas operacionales surgidos en las corridas para la construcción de los pozos GS-
332, GS-331, NZZ-270, NZZ-279 y NZZ-274. (Continuación)
Pozo Sistema
utilizado
Numero BHA
correspondiente a la
corrida
Intervalo
perforado
MD (ft)
Problemas operacionales
NZZ-270 MOTOR 1 660-2926 No tuvo problemas
operacionales.
NZZ-279 RSS
1 660-1630
Al inicio de la perforación no
se logra generar los DLS
requeridos por el plan. Se
decide cambiar por otro
sistema de rotación continua.
2 1630-2926
Alto nivel de vibración que
imposibilita la orientación de
la herramienta. No se logra
generar los DLS requeridos
por el plan. Se decide
cambiar la herramienta por
motor.
NZZ-274 MOTOR 1 648-2926 No tuvo problemas
operacionales.
V.4.2.1 Análisis comparativo entre los pozos GS-331 y GS-332
Figura V.3. Comparación de velocidades de perforación entre los pozo GS-332 y GS-331
0
200
400
600
800
1000
1200
1400
1600
1800
0 20 40 60 80
MD
(ft
)
Tiempo (h)
MD vs Tiempo
Motor GS-332
RSS GS-331
CAPÍTULO V: ANÁLISIS DE RESULTADOS
90
Como se aprecia en la Figura V.3, el pozo GS-331 perforado con RSS logró alcanzar
1600ft en 20 horas, mientras que el pozo GS-332 perforado con motor de fondo para
ese tiempo sólo alcanzó 220 ft.
Figura V.4. Comparación de ROP vs MD de perforación entre los pozo GS-332 y GS-331
La Figura V.4 muestra, al pozo GS-331 perforado con RSS se mantuvo dentro de un
rango de penetración que osciló entre 100 y 200 de ROP, a diferencia del pozo GS-
332 perforado con motor de fondo, el cual muestra una variabilidad en ROP a lo largo
de la trayectoria, esto debido a que se presenta un punto con una falla de medición a
los 1400 ft.
0
100
200
300
400
500
600
700
800
900
0 500 1000 1500 2000
RO
P (
ft/h
)
MD (ft)
ROP vs MD
GS-332 (MOTOR)
GS-331 (RSS)
CAPÍTULO V: ANÁLISIS DE RESULTADOS
91
Figura V.5 Comparación de Inclinación vs MD de perforación del pozo GS-332
Figura V.6 Comparación de Inclinación vs MD de perforación del pozo GS-331
y = 0.0318x + 12.294
R² = 0.9706
y = 0.0325x + 10.756
R² = 0.9748
0
10
20
30
40
50
60
70
0 500 1000 1500 2000
INC
LIN
AC
ION
(°)
MD (ft)
INCLINACIÓN VS MD
GS-332 (MOTOR)
GS-332 PLAN
(MOTOR)
Lineal (GS-332
(MOTOR))
Lineal (GS-332 PLAN
(MOTOR))
y = 0.0244x + 21.02
R² = 0.9871
y = 0.0219x + 23.323
R² = 0.9386
0
10
20
30
40
50
60
70
0 500 1000 1500 2000
INC
LIN
AC
ION
(°)
MD (ft)
INCLINACIÓN VS MD
GS-331 (RSS)
GS-331 PLAN (RSS)
Lineal (GS-331
(RSS))
Lineal (GS-331
PLAN (RSS))
CAPÍTULO V: ANÁLISIS DE RESULTADOS
92
Para analizar las figuras V.5 y V.6, se linealizaron las curvas correspondientes al plan
original como a la trayectoria seguida por el RSS y el motor de fondo
respectivamente, observándose que en el pozo GSS-332 el motor de fondo se ajusta
mucho mejor a la inclinación fijada por el plan. En cuanto al pozo GSS-331 se
observa una variación en el grado de inclinación respecto al plan trazado, se infiere
que esta variación es debido al cambio de dirección efectuado al pozo
correspondiente a los 450 ft de intervalo perforado.
Figura V.7. Comparación de DLS vs MD de perforación del pozo GS-332
Figura V.8 Comparación de DLG vs MD de perforación del pozo GS-331
0
1
2
3
4
5
6
0 500 1000 1500 2000
DL
S (
°/1
00
ft)
MD (ft)
DLS vs MD
GS-332 (MOTOR)
GS-332 PLAN
(MOTOR)
0
1
2
3
4
5
6
0 500 1000 1500 2000
DL
S (
°/1
00
ft)
MD (ft)
DLS vs MD
GS-331 (RSS)
GS-331 PLAN (RSS)
CAPÍTULO V: ANÁLISIS DE RESULTADOS
93
Al analizar las figuras V.7 y V.8 es de notar el excelente desempeño del motor de
fondo del pozo GS-332, en virtud de que se ajusto al plan originalmente trazado, caso
contrario al GS-331, donde el RSS por ser de configuración rígida se alejó del plan
diseñado y no logro concretar con éxito el DLG requerido.
V.4.2.2 Análisis comparativo entre los pozos NZZ-270 y el pozo NZZ-279
Figura V.9 Comparación de velocidades de perforación entre los pozo NZZ-270 y NZZ-279
La Figura V.9 muestra, al pozo NZZ-279 perforado con RSS mantuvo un desempeño
superior con relación a los pies perforados por unidad de tiempo, con respecto al pozo
NZZ-279 que utilizó motor de fondo.
0
500
1000
1500
2000
2500
0 5 10 15 20 25
MD
(ft
)
Tiempo (h)
MD vs Tiempo
Motor NZZ-270
RSS NZZ-279
CAPÍTULO V: ANÁLISIS DE RESULTADOS
94
Figura V.10. Comparación de ROP vs MD de perforación entre los pozo NZZ-270 y NZZ-279
La Figura V.10 muestra el comportamiento del pozo NZZ-270 perforado con motor
de fondo, el cual a lo largo de la trayectoria presentó un mejor desempeño que el pozo
NZZ-279 que utilizó RSS, aunque el motor presenta picos de altos y bajos ROP, pudo
aumentar su tasa de penetración a medida que se fue profundizando, caso contrario al
RSS que mientras más avanzada presentaba problemas de vibración, los cuales
afectaron su desempeño.
0
100
200
300
400
500
600
700
800
0 500 1000 1500 2000 2500
RO
P (
ft/h
)
MD (ft)
ROP vs MD
NZZ-270 (MOTOR)
NZZ-279 (RSS)
CAPÍTULO V: ANÁLISIS DE RESULTADOS
95
Figura V.11. Comparación de Inclinación vs MD de perforación del pozo NZZ-270
Figura V.12. Comparación de Inclinación vs MD de perforación del pozo NZZ-279
0
5
10
15
20
25
30
35
40
45
50
0 500 1000 1500 2000 2500
INC
LIN
AC
ION
(°)
MD (ft)
INCLINACIÓN vs MD
NZZ-270 PLAN
(MOTOR)
NZZ-270 (MOTOR)
0
5
10
15
20
25
30
35
40
45
50
0 500 1000 1500 2000 2500
INC
LIN
AC
ION
(°)
MD (ft)
INCLINACIÓN vs MD
NZZ-279 (RSS)
NZZ-279 PLAN (RSS)
CAPÍTULO V: ANÁLISIS DE RESULTADOS
96
Al observar las figuras V.11 y V.12, es de notar que el caso del pozo NZZ-270 el
motor proporcionó la inclinación requerida por el plan, cambio en el pozo NZZ-279,
el RSS a pesar que al inicio estaba cumpliendo con los requerimientos del plan hasta
los 2100 ft aprox, punto el cual alcanza su máxima inclinación y luego cae, no
alcanzado la inclinación requerida.
Figura V.13. Comparación de DLS vs MD de perforación del pozo NZZ-270.
Figura V.14. Comparación de DLS vs MD de perforación del pozo NZZ-279
0.00
1.00
2.00
3.00
4.00
5.00
6.00
7.00
0.00 500.00 1000.00 1500.00 2000.00 2500.00
DL
S (
°/1
00
ft)
MD (ft)
DLS VS MD
NZZ-270 PLAN
(MOTOR)
NZZ-270 (MOTOR)
0
1
2
3
4
5
6
0 500 1000 1500 2000 2500
DL
S (
°/1
00
ft)
MD (ft)
DLS vs MD
NZZ-279 (RSS)
NZZ-279 PLAN
(RSS)
CAPÍTULO V: ANÁLISIS DE RESULTADOS
97
Al comparar los resultados obtenido de las gráficas V.13 y V.14 el pozo NZZ-279
perforado con RSS no cumplió con el DLS requerido por el plan para una
profundidad mayor de 2000 ft, mientras que el caso del pozo NZZ-270, el motor
cumplió a cabalidad los requerimientos del DLS establecidos por el plan.
V.4.2.3 Análisis comparativo entre los pozos NZZ-274 y el pozo NZZ-279
Figura V.15 Comparación de velocidades de perforación entre los pozo NZZ-274 y NZZ-279
Como se aprecia en la Figura V.15, el pozo NZZ-279 perforado con RSS logró
alcanzar 1500 ft en 11 horas, mientras que el pozo NZZ-274 perforado con motor de
fondo para ese tiempo alcanzó 2100 ft.
0
500
1000
1500
2000
2500
0 5 10 15 20 25
MD
(ft
)
Tiempo (h)
MD vs Tiempo
Motor NZZ-274
RSS NZZ-279
CAPÍTULO V: ANÁLISIS DE RESULTADOS
98
Figura V.16. Comparación de ROP vs MD de perforación entre los pozo NZZ-274 y NZZ-279
La Figura V.16 muestra el comportamiento del pozo NZZ-274 perforado con motor
de fondo, el cual a lo largo de la trayectoria presentó un mejor desempeño que el pozo
NZZ-279 que utilizó RSS, a pesar que el motor presenta picos de altas y bajas ROP,
pudo aumentar su tasa de penetración a medida que se fue profundizando, caso
contrario al RSS que mientras más avanzada presentaba problemas de vibración, los
cuales afectaron su desempeño.
0
100
200
300
400
500
600
700
800
900
1000
0 500 1000 1500 2000 2500
RO
P (
ft/h
)
MD (ft)
ROP vs MD
NZZ-274 (MOTOR)
NZZ-279 (RSS)
CAPÍTULO V: ANÁLISIS DE RESULTADOS
99
Figura V.17. Comparación de Inclinación vs MD de perforación del pozo NZZ-274.
Figura V.12. Comparación de Inclinación vs MD de perforación del pozo NZZ-279
Se puede visualizar en las figuras V.17 y V.12, que en el caso del pozo NZZ-274 el
motor no se ajustó al plan en los primeros 500 ft perforados y a medida que se
avanzaba en la perforación se fue ajustando de manera forzosa, mientras que para el
0
5
10
15
20
25
30
35
40
45
50
0 1000 2000 3000
INC
LIN
AC
ION
(°)
MD (ft)
Inclinación vs MD
NZZ-274 (MOTOR)
NZZ-274 PLAN
(MOTOR)
0
5
10
15
20
25
30
35
40
45
50
0 500 1000 1500 2000 2500
INC
LIN
AC
ION
(°)
MD (ft)
Inclinación vs MD
NZZ-279 (RSS)
NZZ-279 PLAN
(RSS)
CAPÍTULO V: ANÁLISIS DE RESULTADOS
100
pozo NZZ-279 perforado con RSS, este se ajusto desde el inicio al plan y así continuó
durante 1800 ft, aunque al finalizar se desfaso.
Figura V.18. Comparación de DLS vs MD de perforación del pozo NZZ-274
Figura V.14. Comparación de DLS vs MD de perforación del pozo NZZ-279
0
1
2
3
4
5
6
7
0 500 1000 1500 2000 2500
DL
S (
°/1
00
ft)
MD (ft)
DLS vs MD
NZZ-274 (MOTOR)
NZZ-274 PLAN
(MOTOR)
0
1
2
3
4
5
6
0 500 1000 1500 2000 2500
DL
S (
°/1
00
ft)
MD (ft)
DLS vs MD
NZZ-279 (RSS)
NZZ-279 PLAN
(RSS)
CAPÍTULO V: ANÁLISIS DE RESULTADOS
101
Al analizar las Figuras V.18 y V.14, destaca que para el pozo NZZ-279 perforado con
RSS, a los 2000 ft de profundidad alcanzó su máximo DLS ocasionando que a mayor
profundidad no alzara lo requerido por el plan. Mientras que para el pozo NZZ-274,
el motor presentó muchos inconvenientes para cumplir con el DLS requerido por el
plan, esto posiblemente por tendencia a la formación de disminuir ángulo, destacando
que a partir de los 2000 ft de profundad el motor pudo levantar el ángulo aunque
continuaba muy lejos de lo diseñado.
V.5. DESCRIPCIÓN DE LA HERRAMIENTA COMPUTACIONAL “WILED
1.0- BHA SELECTOR”
Wiled 1.0 es un programa selector de ensamblajes de fondo de fácil manejo, el cual
engloba las mejores prácticas operacionales durante la perforación en la fase de
construcción y de navegación de un pozo horizontal.
Wiled 1.0 es muy sencillo, fue desarrollado en idioma inglés. Para su uso se debe
contar con datos característicos del pozo a perforar como geometría del hoyo, fluido
de perforación y parámetros de perforación.
Para comenzar a trabajar con el programa, el usuario debe ir al Archivo del
procesador que contenga guardado el programa y pulsar el botón izquierdo del ratón
dos veces sobre el icono de Wiled 1.0 (Ver Figura V.19). Luego de iniciar la
aplicación, el programa mostrará la Ventana de Inicio mostrada en la Figura V.20.
Figura V.19 Icono de Wiled 1.0 – BHA selector
CAPÍTULO V: ANÁLISIS DE RESULTADOS
102
Figura V.20. Ventana de inicio de la herramienta computacional.
Para continuar, el usuario debe ir al Menú “Experience”, anclada en la barra superior
de la ventana inicio, seguido de “New experience” el cual llevará al usuario a la
ventana de Ingreso de nuevas experiencias mostrada en la Figura V.21, luego debe
presionar el icono “New” para iniciar su funcionamiento
Figura V.21 Ventana de nueva experiencia de la herramienta computacional
CAPÍTULO V: ANÁLISIS DE RESULTADOS
103
Seguidamente en el botón “General”, se deben llenar los datos solicitados tales como
la fecha, el nombre del pozo, el tipo de trabajo, el nombre del usuario, seleccionar el
área y el campo a trabajo así como escribir un breve comentario (Ver Figura V.22).
Se deben completar todos los espacios para poder continuar con el funcionamiento de
la herramienta computacional. Una vez completados todos los espacios solicitados, se
debe pulsar el botón “Siguiente”, el cual se encuentra en la parte central inferior de
todas la ventadas de introducción de datos del programa.
Figura V.22 Vista del botón “General” de la herramienta computacional.
El botón “Well” contempla la introducción de los datos relacionados a la geometría
del hoyo a perforar; los datos requeridos son tales como: el tipo de pozo, la fase, el
diámetro, KOP, profundidad inicial y final que se obtendrá del pozo, el punto de
inicio y final de tangencia y finalmente a TVD. Es válido destacar que el tipo de pozo
en estudio es el horizontal, así como también los datos se deben completar de acuerdo
a la fase que corresponda. Esta ventana se muestra en la Figura V.23
CAPÍTULO V: ANÁLISIS DE RESULTADOS
104
Figura V.23. Vista botón “Well” de la herramienta computacional.
Luego el botón “Mud & Tool”, está relacionado con la base, el tipo y la densidad del
lodo que se va a utilizar durante la perforación del pozo a evaluar, así como también,
se debe indicar el orden de las herramientas de medición que se deseen incorporar
dentro de la sarta de perforación, incluyendo la longitud del Monel que se debe
colocar, esto se debe a que, dependiendo de la cantidad de sensores que se le coloque
a la sarta varía la extensión del mismo. Además de esto, se indica si se requiere que
en el resultado final se muestre una configuración de sarta de perforación con un
RSS, en caso contrario, el programa sólo arrojara configuración de sarta de
perforación con motor de fondo. Así mismo, es necesario seleccionar el grado de
ubicación del martillo según sea el caso, puede ser a los 40°,45°,50°,55°,60° o luego
de la Electrónica (Herramientas de medición). La ventana se muestra la figura V.24.
CAPÍTULO V: ANÁLISIS DE RESULTADOS
105
Figura V.24 Vista del botón “Mud & Tools” de la herramienta computacional.
Después en el botón “Parameters”, se introducen los parámetros de operación del
pozo, tales como el DLS, peso sobre la mecha, tamaño del área total de flujo de
mecha, presión de operación, tasa de bombeo que se espera utilizar de lodo, ROP y la
temperatura que se espera dentro del hoyo, esta pantalla se muestra a continuación en
la Figura V.25
Figura V.25 Vista del botón “Parameters” de la herramienta computacional.
CAPÍTULO V: ANÁLISIS DE RESULTADOS
106
Es importante destacar que, si el usuario omite o se equivoca en la entrada de algún
dato en cualquiera de las ventanas de introducción de datos, el programa no permitirá
su avance y mostrará mensaje que permitirán corregir cualquier error cometido en la
omisión o introducción de datos, tal como se muestran en las Figuras V.26, V.27 y
V.28.
Figura V.26 Mensaje mostrado por la herramienta computacional cuando no se introduce un valor
numérico en la casilla de KOP
Figura V.27 Mensaje mostrado por la herramienta computacional cuando no se selecciona el grado de
ubicación del martillo.
CAPÍTULO V: ANÁLISIS DE RESULTADOS
107
Figura V.28 Mensaje mostrado por la herramienta computacional cuando no se introduce la
temperatura a la cual van a estar sometida los compontes de la sarta.
Una vez finalizada la introducción de los datos, el programa muestra en el botón
“Drill String”, la ventana de resultados, la cual arroja una o más posibles
configuraciones de sartas de perforación (BHA´S) a utilizar, dicha ventana se muestra
en la figura V.29.
Figura V.29 Vista del botón “Drill String” de la herramienta computacional.
CAPÍTULO V: ANÁLISIS DE RESULTADOS
108
Si el usuario desea modificar algún cambio en los datos introducidos, tiene la
posibilidad de regresar de una ventana a la(s) anterior (es), utilizando para ellos el
botón “Atrás” ubicado en la parte central de cada pantalla.
Así mismo el usuario tiene la posibilidad de imprimir los resultados obtenidos, para
ello se pulsa el botón izquierdo del ratón dos veces sobre el icono “imprimir” anclado
en la barra superior de la ventana “Drill String”, generando una sub-ventana que
permite seleccionar la configuración de la página como se muestra en la Figura V.30,
presionando el botón “Aceptar” ubicado en la parte central izquierda se genera una
vista preliminar de la hoja a imprimir (Ver Figura V.31). Finalmente si el usuario está
de acuerdo con lo expuesto en la vista preliminar se selecciona el botón “imprimir”.
Figura V.30 Vista preliminar para seleccionar la configuración final de la página a imprimir.
CAPÍTULO V: ANÁLISIS DE RESULTADOS
109
Figura V.31 Vista final de la página de resultados a imprimir.
Finalmente para salir del programa, el usuario debe ir al menú “Salir”, el cual se
encuentra ubicado en la parte superior derecha de todas las ventanas.
V.6 VALIDACIÓN DE LOS RESULTADOS ARROJADOS POR LA
HERRAMIENTA COMPUTACIONAL
V.6.1 Caso I: Parámetros de la experiencia en estudio cargados en la base de
datos (Pozo CIB-374)
V.6.1.1 Resultados arrojados por Wiled 1.0- BHA selector
La Tabla V.11, muestra los resultados de una sarta de perforación de acuerdo a la fase
a trabajar, esta primera simulación fue realizada con el fin de corroborar el buen
funcionamiento de la herramienta computacional.
CAPÍTULO V: ANÁLISIS DE RESULTADOS
110
Tabla V.11. Sartas seleccionadas por la herramienta computacional según los parámetros de operación.
Pozo CIB-374.
Construcción
Descripción OD (in) longitud (ft) L. Acumulada (ft)
1 TRI-CONE BIT 12,25 1,11 1,11
2 DRILLING MOTOR 8 26,58 27,69
3 LWD (MFR) 8 20,8 48,49
4 MWD (HEL) 8 25,3 73,79
5 NO MAGNETIC DC 5 32,58 106,37
6 HEWI-WATE DRILL PIPE 5 30 136,37
7 HIDRAULIC JAR 6,25 33 169,37
8 HEWI-WATE DRILL PIPE 5 30 199,37
9 DRILL PIPE 5 1852,24 2051,61
10 HEWI-WATE DRILL PIPE 5 2049,39 4101
Navegación
Descripción OD (in) Longitud (ft) L. Acumulada (ft)
1 PDC BIT 8,5 1,11 1,11
2 DRILLING MOTOR 6,75 26,58 27,69
3 LWD (MFR) 6,75 20,8 48,49
4 MWD (HEL) 6,75 25,3 73,79
5 NO MAGNETIC DC 5 30 103,79
6 HEWI-WATE DRILL PIPE 5 30 133,79
7 HIDRAULIC JAR 6,25 33 166,79
8 HEWI-WATE DRILL PIPE 5 30 196,79
9 DRILL PIPE 5 3853,25 4050,04
10 HEWI-WATE DRILL PIPE 5 2050,96 6101
Al ser introducidos los datos de la experiencia operacional del pozo CIB-374, se pudo
constatar que la aplicación arrojó como resultado una sarta con una configuración
igual a la utilizada realmente para la perforación de este pozo. Esto indica que la
herramienta computacional arroja resultados lógicos y coherentes según los
parámetros de entrada introducidos.
V.6.1.2 Resultados arrojados por el Jar Placement
La Tabla V.12, indica que la ubicación del martillo más idónea para la fase de
construcción en un accionar ascendente y descendente, es luego de la electrónica, ya
que se poseen mayores valores de impacto e impulso disponibles para una misma
sobrecarga dada. Cabe resaltar que para un accionar descendente con una ubicación
del martillo de aprox. 45°, los efectos no llegan al punto de estancamiento, el cual
CAPÍTULO V: ANÁLISIS DE RESULTADOS
111
para todos los casos expuestos fue la mecha, en vista que al asegurar una liberación
de esta teóricamente se podría liberando cualquier punto de la sarta. Para el caso de
navegación, como se observa en la tabla, se obtuvo igual rendimiento que en la fase
de construcción.
Tabla V.12. Parámetros de operación del martillo según su ubicación. Pozo CIB-374.
Fase Posición del
martillo
Acción del golpe
del martillo
Sobre Carga
(klbf)
Impacto
(lb-s)
Impulso
(lb-s)
Construcción
Luego de la
electrónica
Arriba 200 921 547
Abajo 100 494 355
45° Aprox.
Arriba 200 622 1
Abajo La acción del martillo no llega al punto
de pega
Navegación
Luego de la
electrónica
Arriba 200 744 289
Abajo 100 368 141
45° Aprox. Arriba 200 300 0
Abajo 100 177 0
V.6.2. Caso II: Parámetros de la experiencia en estudio no cargados en la base
de datos (Pozo E4-P27).
V.6.2.1 Resultados arrojados por Wiled 1.0-BHA selector
La Tabla V.13, muestra los resultados de una sarta de perforación de acuerdo a la fase
a trabajar, esta segunda simulación fue realizada con el fin de comparar los resultados
arrojados por la herramienta computacional y las sartas utilizadas para la perforación
de este pozo determinada por la compañía.
CAPÍTULO V: ANÁLISIS DE RESULTADOS
112
Tabla V.13. Sartas seleccionadas por la herramienta computacional según los parámetros de operación
del Pozo E4-P27.
Construcción
Descripción OD (in) longitud (ft) L. Acumulada (ft)
1 PDC BIT 12,25 1,11 1,11
2 DRILLING MOTOR 8 26,58 27,69
3 LWD (MFR) 8 20,8 48,49
4 MWD (HEL) 8 25,3 73,79
5 NO MAGNETIC DC 5 19,22 93,01
6 HEWI-WATE DRILL PIPE 5 30 123,01
7 HIDRAULIC JAR 6,25 33 156,01
8 HEWI-WATE DRILL PIPE 5 30 186,01
9 DRILL PIPE 5 1584,99 1771
10 HEWI-WATE DRILL PIPE 5 900 2671
11 DRILL PIPE 5 871 3542
Navegación
Descripción OD (in) Longitud (ft) L. Acumulada (ft)
1 PDC BIT 8,5 1,11 1,11
2 DRILLING MOTOR 6,75 26,58 27,69
3 LWD (MFR) 6,75 20,8 48,49
4 MWD (HEL) 6,75 25,3 73,79
5 NO MAGNETIC DC 5 19,22 93,01
6 HEWI-WATE DRILL PIPE 5 30 123,01
7 HIDRAULIC JAR 6,25 33 156,01
8 HEWI-WATE DRILL PIPE 5 30 186,01
9 DRILL PIPE 5 6751,99 6938
10 HEWI-WATE DRILL PIPE 5 1711 8709
Al ser introducidos los datos de la experiencia operacional del pozo E4-P27, se pudo
constatar que la aplicación arrojó como resultado una sarta con una configuración
similar a la que se utilizó realmente para la perforación del mismo, ya que
dependiendo de las conexiones que posee cada herramienta, fue necesario el uso de
sustitutos a lo largo de la sarta, cuya suma de longitudes equivalen a la longitud de un
Hewi-Wate (30 ft aprox.). Esto nos indica que la herramienta computacional arroja
resultados lógicos y coherentes según los parámetros de entrada introducidos.
CAPÍTULO V: ANÁLISIS DE RESULTADOS
113
V.6.2.2 Resultados arrojados por el Jar Placement
Tabla V.14. Parámetros de operación del martillo según su ubicación para el Pozo E4-P27.
Fase Posición del
martillo
Acción del golpe del
martillo
Sobre Carga
(Klbf)
Impacto
(lb-s)
Impulso
(lb-s)
Construcción
Luego de la
electrónica
Arriba 200 1202 504
Abajo 100 567 444
45° Aprox. Arriba 200 880 35
Abajo 100 380 2
Navegación
Luego de la
electrónica
Arriba 200 758 384
Abajo 100 394 216
45° Aprox. Arriba 200 299 0
Abajo 100 179 0
La Tabla V.14, indica que la ubicación del martillo recomendada para la fase de
construcción en un accionar ascendente y descendente, es luego de la electrónica, ya
que se poseen mayores valores de impacto e impulso disponibles para una misma
sobrecarga dada. Cabe destacar que en la fase de navegación los valores de impulso, a
una colocación del martillo de 45° aprox. son nulos, indicando que esta ubicación
debe ser rechazada ampliamente, ya que por teoría sabemos que el accionar del
martillo debe poseer tanto impacto como impulso para que este sea efectivo.
V.6.3 Caso III: Parámetros de pozo en planes de perforación (Pozo NZZ-282)
V.6.3.1 Resultados arrojados por Wiled 1.0 – BHA Selector.
La Tabla V.15, muestra los resultados de una sarta de perforación de acuerdo a la fase
a trabajar, esta última simulación fue realizada con el fin evaluar los resultados
arrojados para su aplicación en una nueva experiencia.
CAPÍTULO V: ANÁLISIS DE RESULTADOS
114
Tabla V.15. Sartas seleccionadas por la herramienta computacional según los parámetros de operación
del Pozo NZZ-282. Construcción
Descripción OD (in) longitud (ft) L. Acumulada (ft)
1 PDC BIT 12,25 1,11 1,11
2 DRILLING MOTOR 8 26,58 27,69
3 LWD (MFR) 8 20,8 48,49
4 MWD (HEL) 8 25,3 73,79
5 NO MAGNETIC DC 5 30 103,79
6 HEWI-WATE DRILL PIPE 5 30 133,79
7 HIDRAULIC JAR 6,25 33 166,79
8 HEWI-WATE DRILL PIPE 5 30 196,79
9 DRILL PIPE 5 2224,21 2421
10 HEWI-WATE DRILL PIPE 5 1380 3801
11 DRILL PIPE 5 1041 4842
Navegación
Descripción OD (in) Longitud (ft) L. Acumulada (ft)
1 PDC BIT 8,5 1,11 1,11
2 DRILLING MOTOR 6,75 26,58 27,69
3 LWD (MFR) 6,75 20,8 48,49
4 MWD (HEL) 6,75 25,3 73,79
5 NO MAGNETIC DC 5 30 103,79
6 HEWI-WATE DRILL PIPE 5 180 283,79
7 HIDRAULIC JAR 6,25 33 316,79
8 HEWI-WATE DRILL PIPE 5 450 766,79
9 DRILL PIPE 5 3356,21 4123
10 HEWI-WATE DRILL PIPE 5 1260 5383
11 DRILL PIPE 5 1161 6544
Al ser introducidos los datos de la experiencia operacional del pozo NZZ-282, se
pudo constatar que la aplicación arrojó como resultado una sarta con una
configuración similar a la determinada para ser utilizada, en este caso dependiendo de
las conexiones que posea cada herramienta, será necesario el uso de sustitutos a lo
largo de la sarta afectando la longitud de implementación de Drill Pipe.
CAPÍTULO V: ANÁLISIS DE RESULTADOS
115
V.6.3.2 Resultados arrojados por el Jar Placement
Tabla V.16. Parámetros de operación del martillo según su ubicación para el Pozo NZZ-282.
Fase Posición del
martillo
Acción del golpe
del martillo
Sobre
Carga
(KIbf)
Impacto
(lb-s)
Impulso
(lb-s)
Construcción
Luego de la
electrónica
Arriba 200 1188 476
Abajo 100 537 289
45° Aprox. Arriba 200 857 74
Abajo 100 404 14
Navegación
Luego de la
electrónica
Arriba 200 609 2
Abajo 100 399 259
45° Aprox. Arriba 200 354 0
Abajo 100 189 0
La Tabla V.16, indica que el posicionamiento óptimo del martillo sería luego de la
electrónica, debido a que en un accionar ascendente o descendente poseen mayores
valores de impacto e impulso disponibles para una misma sobrecarga dada.
Es importante señalar que esta posición a pesar de ser la recomendada por el
simulador no brinda un equilibrio entre el impacto y el impulso, siendo más notorio
para el caso de navegación en el los valores son considerablemente bajos.
CONCLUSIONES
116
CONCLUSIONES
1. Los resultados arrojados por la herramienta computacional le permitirán al
usuario tener una guía al momento de la toma de decisión, para escoger la
configuración de sarta de perforación que mejor se ajuste a los requerimientos
operacionales en campo.
2. Los parámetros más importantes para el diseño de sarta de perforación son:
diámetro del hoyo, profundidad inicial medida, profundidad vertical
verdadera, inclinación del pozo y peso sobre la mecha.
3. La desviación del plan de perforación en la fase de construcción con el uso de
Sistema de Rotación Continua se puede atribuir a la rigidez del mismo y a la
relación Sistema - Formación.
4. Los resultados de la herramienta computacional se ajustan a la realidad
operacional, en virtud de que considera las mejores experiencias obtenidas en
campo con las diferentes sartas de perforación.
5. La herramienta computacional está estructurada de manera tal de ser amigable
con el usuario, además presenta un icono de ayuda el cual permitirá al usuario
resolver cualquier duda o inquietud que se le presente durante el uso de dicha
herramienta
6. No se cuenta con experiencia suficiente para el análisis del desempeño del
Sistema de Rotación Continua en fase de navegación en la FPO.
RECOMENDACIONES
117
RECOMENDACIONES
1. Actualizar cada seis meses la base de datos, con configuraciones de sartas de
perforación exitosas en campo y sus correspondientes parámetros operaciones,
para así garantizar la vigencia del programa en el tiempo.
2. Se debe realizar un estudio más profundo de la ubicación del martillo, en
virtud de que esto incide en el buen funcionamiento operacional de la sarta de
perforación a implementar.
3. Los reportes de BHA deben ser completados de manera precisa y detallada en
cada de sus ítem de manera que faciliten la generación de la base de datos de
las experiencias realizadas, a fin de que las mismas se ajusten a la realidad
operacional.
4. Generar una base de datos con el uso de RSS, la cual se utilice para
complementar la ya existente y así generar resultados con DHM y RSS, que
permitan realizar su comparación a fin de determinar cuál es el que se ajusta
mejor para cada fase.
5. Introducir información de crossover para complementar los resultados
generados por la herramienta computacional.
6. Introducir las especificaciones y características del resto de las herramientas
de medición que posee la compañía actualmente, que no fueron contempladas
en este estudio
REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS
118
REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS
[1] Weatherford International Ltd. “Nuestras Capacidades”. Consultado el 2 de
Julio del 2011, disponible en la página web:
http://www.weatherford.com/ECMWEB/groups/web/documents/weatherfordcorp/W
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[2] E. Parra (2010). Notas de tecnología de pozos horizontales.
[3] Carpeta de pozos WFT- Archivos PDF. Anaco. Venezuela.
[4] Computalog Drilling Services (2004). “Directional Drilling I”
[5] Hawker, D y Vogt, K (2001). “Procedimientos y operaciones en el pozo”,
Datalog Manual de Operaciones en el Pozo Versión 3.0.
[6] Presentaciones WTF (2008). Directional Drilling I. Directional Drilling Basics.
[7] Morelo, J. (2006) “Perforación Direccional”. Drilling Consulting. C.A.
[8] Programa de entrenamiento acelerado para ingenieros supervisores de pozo
(2006). Pemex.
[9] Diseño de la perforación de pozos (2002). Pemex.
[10] Catálogo de herramientas (2010). Servicios direccionales Weatherford.
[11] Imagen de monel. Consultado de 15 de septiembre del 2011, disponible en
página web: http://spanish.chtitanium.com/Monel-K-500/.
[12] Weatherford, Directional. (2006) “Drilling I Directional Drilling Basics”,
Revision 5.
[13] Lechiguero J. (2010) Propuesta de Infraestructura y Fuentes de Energía
requerida para la Generación de Vapor en Proyectos de Recuperación Mejorada en la
REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS
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Faja Petrolífera del Orinoco. Trabajo Especial de Grado. Inédito. Universidad Central
de Venezuela, Facultad de Ingeniería, Escuela de Ingeniería de Petróleo. Caracas.
[14] PDVSA - CVP (Noviembre 2008). “Bloque Carabobo 1: Área Central y Área
Norte. Plan de Desarrollo”. Caracas 125 p.
[15] PDVSA – CVP y CNPC (Mayo 2010). “Bloque Junín 4. Plan de Desarrollo”.
Caracas 182 p.
[16] PDVSA – CVP y PETROVIETNAM (Octubre 2008). “Bloque Junín 2 Norte.
Plan de Desarrollo”. Caracas 182 p.
[17] PDVSA – CVP (s.f.). “Estudio de Impacto Ambiental para la toma de
muestras y prueba de producción de los pozos B1-6 y B5-15 de los bloques
Boyacá 1 y Boyacá 5. Área Boyacá. Faja Petrolífera del Orinoco. Estado
Guárico”. Caracas. 47 p.
[18] PDVSA – CVP (2006). “Memoria Descriptiva, Proyecto Orinoco Magna
Reserva Área Ayacucho”. Caracas. 83 p
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Reserva Área Boyacá”. Caracas. 126 p.
[22] Introducción a Visual Studio .NET. Consultado del 16 de noviembre del 2011,
disponible en la página web:
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T.pdf
[23] Práctica de Introducción al uso de computadores. Consultado de 17 de
noviembre del 2011, disponible en la página web:
http://www.lalila.org/tutoriales/tutorial_Access97.pdf
[25] Centro Internacional de Educación y Desarrollo (2002). “Diseño de sarta de
perforación”. CIED.
[26] Nadales M. y Ramirez K. (2008) Selección del taladro óptimo para la perforación de
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Inédito. Universidad Central de Venezuela, Facultad de Ingeniería, Escuela de Ingeniería
de Petróleo. Caracas.
[27] Weatherford International Ltd (2008), RSS Handbook Spanish, Houston Texas.
REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS
120
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[29] Valera, Luz y Andrés Delgado (Mayo 2010). Elaboración de una herramienta
computacional para la estimación de modelos de producción temprana e inversiones
en el área de Junín en la Faja Petrolífera del Orinoco. Trabajo especial de grado.
Inédito. Universidad Central de Venezuela, Escuela de Ingeniería de Petróleo.
Caracas.
[30]http://www.petroblogger.com/2010/01/beneficios-de-la-perforacion-depozos.html
ABREVIATURASY SÍMBOLOS
121
ABREVIATURAS Y SÍMBOLOS
bbl: Barriles
cP Centipoise
D: Darcies
Km2: Kilómetros cuadrados
Lb/hr: Libras por horas
Long.: Longitud
´: Pies
“: Pulgadas
in: Pulgadas
mm: Milímetros
m: Metros
kg/m3: Kilogramos sobre metros cúbicos
m3/s: Metros cúbicos sobre segundo
kPa: Kilopascales
Kg: Kilogramos
mm2: Milímetros cuadrados
m/h: Metros por hora
°/30 m: Grados por cada treinta metros
°C: Grados centígrados
Ft: Pies
lb/gal: Libras por galon
gpm: Galones por minuto
psi: Libras por pulgada cuadrada
Lb: Libras
in2: Pulgadas cuadraras
ft/h: Pies por hora
°/100 ft: Grados por cada cien pies
ABREVIATURASY SÍMBOLOS
122
°F: Grados Fahrenheit
ρ: Densidad
GLOSARIO
123
GLOSARIO
Ángulo de Inclinación: Ángulo fuera de la vertical, conocido como deflexión o
desviación.
API: American Petroleum Institute, Sociedad Americana de Petróleo,
organización sin fines de lucro, que sirve para coordinar y promover el interés de
la industria petrolera en su relación con gobierno y otros.
Área: División geográfica de mayor escala, donde se realizan las operaciones de
exploración o producción.
Atascamiento por Presión Diferencial: ocurre porque parte de la columna de
perforación (generalmente los portamechas) está encajada en el revoque
resultando en una distribución no uniforme de la presión alrededor de la
circunferencia de la tubería. Las condiciones esenciales para la pegadura
requieren una formación permeable y una presión diferencial.
Atascamiento: condición según la cual la tubería de perforación, la tubería de
revestimiento u otro dispositivo pueden quedar bloqueados en el pozo. Puede
ocurrir durante la perforación, mientras que se mete la tubería de revestimiento en
el hoyo o cuando se levanta la tubería de perforación. En general, esto resulta en
una operación de pesca.
Azimuth: Ángulo fuera del Norte del hoyo únicamente a través del este (sentido
horario) el cual se mide con un compás magnético, con base a la escala completa
del círculo de 360 °.
Base de datos: elementos de información que deben ser almacenados con objeto
de satisfacer las necesidades del proceso de información en una organización. El
término implica un archivo integrado utilizado para muchas aplicaciones de
procesamiento en oposición a un archivo individual de datos para una aplicación
particular.
Buzamiento de la formación: Es el ángulo entre el plano de estratificación de la
formación y el plano horizontal, medido en un plano perpendicular al rumbo del
estrato.
GLOSARIO
124
Campo: Proyección en superficie del conjunto de yacimientos de hidrocarburos
con características similares y asociados al mismo rasgo geológico.
Centipoise (cP): unidad de viscosidad igual a 0,01 poise. Un poise es igual a 1g
por metro-segundo, y un centiposie es igual a 1 g por centímetro-segundo. La
viscosidad del agua a 20°C es 1,005 cP (1cP=0,000672 lbf/pies-seg)
Coordenadas: Distancia en la dirección Norte – Sur y Este – Oeste a un punto
dado. Este es un punto cero adaptado geográficamente. En un pozo es necesario
tener las Coordenadas de Superficie y las Coordenadas de Objetivo o Fondo.
Daños a la formación: daños a la productividad de un pozo, caudada por la
invasión de partículas de lodo o filtrada de lodo dentro de la formación.
Desvío o desplazamiento horizontal: Distancia horizontal de cualquier parte del
hoyo al eje vertical a través del cabezal, se le conoce también con el nombre de
deflexión horizontal.
Dirección u Orientación: Ángulo fuera del Norte o Sur (hacia el Este u Oeste)
en la escala máxima de 90° de los cuatro cuadrantes, también se le conoce como
sentido y rumbo del pozo.
Espacio Anular: espacio entre la columna de perforación y la pared del pozo o
de la tubería de revestimiento.
Formación: grupo de rocas diversas que constituyen una unidad característica
dentro de una sección estratigráfica.
Giro: Movimiento necesario desde la superficie del ensamblaje de fondo (B.H.A)
para realizar un cambio de dirección o rumbo del pozo, en otras palabras cambio
de la cara de la herramienta (tool face).
Impacto: hace referencia a aquel momento en que un objeto o materia chaca de
manera violenta y fuerte contra otro objeto o materia.
Impulso: fuerza que se debe aplicar a un cosa para lograr que se mueva.
Inclinación del agujero: es el ángulo, medido en grados, que se mide entre la
línea vertical y la tangente del pozo en una estación de survey.
Incremento de desvió o de desplazamiento horizontal: Diferencia de longitud
lateral entre dos desvíos o desplazamiento horizontal de dos registros.
GLOSARIO
125
Incremento de la sección de desvío: Sumatoria de todos los incrementos de
desvíos o desplazamientos horizontales en las diferentes secciones del hoyo en un
plano vertical.
Incremento parcial de PVP: Diferencia de longitud entre las profundidades
verticales de dos registros o survey, también conocida como Profundidad Vertical
Parcial (PVP).
Invasión: movimiento de un liquido fuera de su área asignada, dentro de otra
área, posiblemente resultando en un cambio físico o químico del área invadida. Se
refiere generalmente al movimiento de salmuera, lodo o filtrado de lodo dentro de
una formación geológica.
Latitud (Latitide): Es la distancia horizontal del agujero del pozo moviéndose
desde el survey original en la dirección Norte o Sur. Un valor positivo indica un
movimiento hacia el Norte, mientras un valor negativo indica un movimiento
hacia el sur. Esta componente es usada para graficar la trayectoria del agujero del
pozo en un plano horizontal.
Longitud (Departure): Es la distancia horizontal del agujero del pozo
moviéndose desde el survey original en una dirección Este u Oeste. Un valor
positivo indica un movimiento hacia el Este, mientras un valor negativo indica un
movimiento hacia el Oeste. Esta componente es usada para graficar la trayectoria
del agujero del pozo en un plano horizontal.
Longitud de rumbo o incremento parcial de la profundidad: Distancia a lo
largo del hoyo entre las profundidades de dos registros o estaciones (Survey).
Objetivo: Punto fijo del subsuelo en una formación que debe ser penetrado con
un hoyo o pozo desviado o vertical.
Pata de perro (Dog leg): Cualquier cambio de ángulo severo o brusco entre el
rumbo verdadero o la inclinación de dos secciones o registros del hoyo.
Pérdida de Circulación: el resultado de la fuga de fluido de perforación dentro
de la formación a trves de fisuras, medios porosos o dentro de fracturas.
GLOSARIO
126
Perdida de presión: disminución de presión en un conducto o espacio anular,
debido a la velocidad del liquido en el conducto, las propiedades del fluido, la
condición de la pared de la tubería y la alineación de la tubería.
Perforación Direccional Controlada.: Es la ciencia de desviar un pozo a lo
largo de un curso planeado hasta un objetivo en el subsuelo, cuya localización
está en una distancia y una dirección lateral desde la vertical y a una profundidad
vertical especifica.
Presión Diferencial: diferencia de presión entre la presión hidrostática de la
columna de fluido de perforación y la presión de la formación a cualquier
profundidad determinada del pozo.
Profundidad Medida (M.D): Profundidad del pozo que se hace con la medición
de la sarta o tubería de perforación, mide la longitud del pozo.
Profundidad Vertical Verdadera (T.V.D): Profundidad o distancia vertical de
cualquier punto del hoyo al piso del taladro.
Punto de arranque (K.O.P): Profundidad del hoyo en la cual se coloca la
herramienta de deflexión inicial y se comienza el desvía del pozo.
Registro o Survey: Medición por medio de instrumentos, del ángulo de
inclinación y de la dirección o rumbo en cierto punto (estación) del hoyo
desviado.
Reporte (Slide Sheet): Es un informe realizado por los operadores de campo, que
compila toda la información realizada en campo durante el proceso de perforación
del pozo. Todos los datos se registran en una hoja EXCEL, reportada en tiempo
real.
Revoque: solido suspendido que se deposita sobre un medio poroso durante el
proceso de filtrado.
Rumbo de la formación: Rumbo de un estrato de formación, es la intersección
entre el estrato y un plano horizontal medido desde el plano Norte – Sur.
Sección aumentada: Parte del hoyo, después del arranque inicial donde el ángulo
de desvía o inclinación aumenta.
GLOSARIO
127
Sección de descenso: Parte del hoyo después de la sección tangencial donde el
ángulo de inclinación disminuye.
Sección tangencial: Parte del hoyo después del incremento del ángulo de
inclinación, donde este y la dirección del pozo debe mantenerse constante.
Severidad de la pata de perro (Dog leg severity): Tasa de cambio de ángulo de
la pata de perro expresada en grados sobre una longitud específica.
Sistema: es un conjunto de partes o elementos organizados y relacionados, que
interactúan entre sí, para llegar a un mismo objetivo.
Tasa de aumento de ángulo (B.U.R): Número de grados de aumento del ángulo
de inclinación sobre una longitud específica.
Tasa de disminución de ángulo: Número de grados de disminución del ángulo
de inclinación sobre una longitud específica.
Tolerancia del objetivo: Máxima distancia en la cual el objetivo o target puede
ser errado.
Torque: medida de la fuerza o esfuerzo aplicado a un eje, causando su rotación.
En un equipo de perforación rotatorio, esto se aplica específicamente a la rotación
de la tubería de perforación, en lo que se refiere a su acción contra el calibre del
pozo. El torque puede generalmente ser reducido mediante la adición de varios
aditivos al fluido de perforación.
Tortuosidad: La longitud real del espacio de poro sobre la trayectoria recta en la
roca depósito.