Facultad de Ingeniería - UBA Técnicas Energéticas - 67.56 Perforación direccional
Introducción Situaciones que requieren el uso de la perforación direccional: Complicaciones por la geología local. Incremento de la producción de un yacimiento desde un pozo en particular. Disminuir costos (ej: evitar instalaciones off-shore) Disminuir riesgos ambientales. Necesidad de mantener la verticalidad en pozos profundos. Pozos de alivio. Comercialización y distribución (construcción de oleoductos y gasoductos)
Introducción Al igual que en otras operaciones de perforación, en perforación direccional también existe la necesidad de obtener un rendimiento efectivo en costos. Según datos de importantes compañías, el costo de perforación representa aprox. el 40% de los costos de descubrimiento y desarrollo. Areas marinas Reducción de un día de operación: ahorro de u$s 100000. Un día de adelanto genera una ganancia del mismo orden.
Evolución Tecnológica Alrededor de 1850 Orígenes perforación rotativa. 1873 Patentamiento del primer motor de fondo. Década de 1920 Perforación direccional controlada Impedir curvatura de pozos verticales Desvío ante obstrucciones.
Evolución Tecnológica Desde entonces, los motores de desplazamiento positivo (PDM) 1 que se colocan en los conjuntos de fondo (BHA) se utilizan para perforar todos los pozos direccionales. Principal problema determinar la inclinación del pozo. Invención de dispositivos de medición precisos 1 Motores de Fondo Motores hidráulicos accionados mediante un tornillo energizado por la circulación del fluido de perforación.
Dispositivos y Técnicas de Relevamiento Los Relevamientos direccionales proporcionan al menos tres datos fundamentales: Profundidad Inclinación Azimut Técnicas de Relevamiento desde instrumentos magnéticos hasta sofisticados giroscopios.
Relevamientos Magnéticos inclinación y dirección del pozo en uno o varios puntos; utilizando un inclinómetro y una brújula, un cronómetro y una cámara. Relevamientos Giroscópicos mayor precisión. Utilizan una masa giratoria que apunta hacia una dirección conocida. El giroscopio mantiene su orientación para medir la inclinación y la dirección en estaciones específicas del relevamiento. Hoy se busca desarrollar métodos giroscópicos no invasivos. Métodos más modernos medición durante la perforación (MWD)
MWD Envían datos de relevamientos por telemetría de pulsos del lodo: las mediciones son transmitidas como pulsos de presión en el fluido de perforación y decodificadas en las superficie mientras se avanza con la perforación. También transmite datos acerca de la orientación de la herramienta de perforación. Antes del desarrollo de los sistemas rotacionales, el correcto emplazamiento del portamechas y los estabilizadores en el BHA permitía controlar el incremento o reducción angular, daban un cierto control sobre la inclinación pero NO HABÍA CONTROL SOBRE EL AZIMUT DE POZO. Década del 60 motores direccionales que utilizan una turbina de fondo (PDM) como fuente de potencia y un BHA con una curvatura fija de aprox. 0.5º control simultáneo del azimut y la inclinación
Perforación con motor direccional Se logra de 2 modos: Rotación la totalidad de la sarta de perforación rota (igual que en la perforación convencional) y tiende a perforar hacia delante. Desplazamiento Para iniciar un cambio en la dirección del pozo, se detiene la columna de perforación en una posición tal que la sección curva del motor se encuentre ubicada en la dirección de la nueva trayectoria. Se refiere al hecho de que la porción de la sarta que no rota se desliza por detrás del conjunto direccional.
Hoy, un motor direccional típico consta de: Sección de potencia (PDM) Sección curva (0 a 3º) Eje propulsor Mecha
Desventajas: Se requiere una extrema precisión para orientar correctamente la sección curva debido a la elasticidad torsional de la columna de perforación. Mayor problema tendencia de la columna no rotativa a sufrir aprisionamientos la tubería principal se apoya sobre el lado inferior del pozo @ produce velocidades desparejas alrededor de la tubería. La falta de rotación de la tubería disminuye la capacidad de remover los recortes sobre el lado inferior del pozo, se puede formar un colchón de recortes Menor potencia disponible para mover la mecha. Esto, junto con la fricción por el deslizamiento, reduce la tasa de penetración (ROP)
Si se cambia del modo de deslizamiento al modo de rotación con herramientas direccionales, se obtiene una trayectoria más irregular. Las numerosas ondulaciones aumentan la tortuosidad, esto aumenta la fricción durante la perforación. Durante la perforación se produce acumulación de gas en los puntos altos y agua en los bajos
A pesar de todos estos problemas, la perforación direccional con motor direccional sigue siendo más efectiva en términos económicos y por el momento es el método de perforación más utilizado.
Sistema Rotativo Direccional (RSS: Rotatory Steerable Drilling System) La industria petrolera los clasifica en dos grupos: Empuje de Mecha + desarrollados (PowerDrive ) Direccionamiento de la mecha - desarrollados
Empuje de la mecha Los conjuntos constituyen sistemas compactos y poco complicados. Solo agregan 3.8m a la longitud total del BHA. Comprende: Unidad Sesgada: detrás de la mecha. Aplica una fuerza sobre la mecha en una dirección controlada mientras toda la columna gira. Unidad de Control: detrás de la unidad sesgada. Contiene dispositivos electrónicos, sensores y un mecanismo de control que proporcionan la magnitud y la dirección promedio de las cargas del lado de la mecha.
Unidad Sesgada Posee 3 patines externos articulados activados por el flujo de lodo controlado a través de una válvula que utiliza la diferencia de presión de lodo existente entre el interior y el exterior.
La válvula de 3 vías de disco rotativo acciona los patines al dirigir el lodo en forma sucesiva a la cámara del pistón de cada patín, a medida que rota para alinearse con el punto de empuje deseado en el pozo (opuesto a la trayectoria deseada). Una vez que el patín pasa por el punto de empuje, la válvula rotativa corta el suministro de lodo. Cada patín se extiende no más de 1 cm durante cada revolución de la unidad sesgada Un eje conecta la válvula rotativa con la unidad de control para regular la posición del punto de empuje. Si el ángulo del eje se encuentra geoestacionario con respecto a la roca, la mecha será empujada directamente en una dirección. Si no hay que modificar la dirección, el sistema opera en forma neutral.
Unidad de control Mantiene la posición angular propia del eje de impulso relativo a la formación. Montada sobre cojinetes que le permiten rotar libremente alrededor del eje de la sarta de perforación. Posee su propio sistema de activación a través del cual se la puede dirigir para que mantenga un ángulo de giro determinado o un ángulo de orientación de la herramienta con respecto a la roca. Sensores del acelerómetro y magnetómetro proporcionan información relativa a la inclinación y el azimut de la mecha. Además, de la posición angular del eje de impulso. En el interior impulsores de turbina de rotación montados en los extremos de la UC.
Estos impulsores desarrollan el torque necesario por medio de imanes permanentes de gran potencia cuya acción se suma a la de las bobinas de inducción ubicadas en la UC. La transmisión del torque desde los impulsores a la UC se controla en forma eléctrica modificando la resistencia de las bobinas de torsión. Impulsor Superior o torquer para aplicar torque a la plataforma, en la misma dirección de la rotación de la columna de perforación. Impulsor Inferior la hace girar en la dirección inversa. Otras bobinas generan energía para los dispositivos electrónicos
El funcionamiento del sistema puede ser monitoreado por medio de herramientas MWD y de los sensores en la UC. El nivel de referencia utilizado para establecer el ángulo geoestacionario del eje es proporcionado por un acelerómetro triaxial o por el magnetómetro montado en la UC. Sensores adicionales en la UC: Velocidad instantánea de la columna de perforación respecto a la roca. Sensores térmicos y de vibración registran datos adicionales sobre las condiciones de fondo. Computadora instalada a bordo muestrea y registra las condiciones de perforación que se transmiten en forma inmediata a la superficie por medio del sistema MWD o se recupera posteriormente.
Conceptos Importantes La capacidad para controlar la trayectoria del pozo no basta para garantizar la construcción de un pozo exitoso, es necesario realizar una cuidadosa planificación con equipos de geólogos, geofísicos e ingenieros trabajando en conjuntamente y no en forma secuencial. Una vez determinada la ubicación en la superficie y un objetivo deseado en el subsuelo, se evalúan los costos, exactitud y factores técnicos para determinar el perfil adecuado: en S, horizontal, etc. Importante seleccionar el RSS apropiado para el trabajo: Situaciones proclives al aprisionamiento herramienta El RSS debe ser capaz de alcanzar el incremento angular deseado.
La comunicación en tiempo real y la posibilidad de evaluar la formación resultan críticas para lograr resultados exitosos. Sonda de comunicación de respuesta rápida facilitar la comunicación en tiempo real con el exterior. Conecta la interfaz del sistema telemétrico con el sistema MWD por medio de pulsos magnéticos y confirma que las instrucciones han sido recibidas en la superficie
Principales Ventajas y beneficios: Rotación continua de la sarta de perforación mejora en gran medida la limpieza del pozo minimiza el aprisionamiento de la columna facilita el control dimensional La potencia disponible en la mecha no disminuye por la necesidad de realizar operaciones de perforación con deslizamiento. El control direccional se puede mantener más allá del punto donde el torque y el arrastre hacen que el deslizamiento con un motor resulte poco efectivo.
Algunos ejemplos... Récord en longitud perforada con perforación direccional: Febrero de 1999 Tierra del Fuego. Se perforo: Verticalmente 1690 m Horizontalmente 10585 m Longitud total perforada 11184 m Se logró con un equipo para trabajos en tierra algo que requiere una instalación off-shore, reducción de costos de equipo, apoyo logístico, facilidades de producción,etc.
Campo Njord (oeste de Noruega) utilizó la tecnología RSS y se finalizó 22 días antes de lo programado. Campo Njord, pozo A-13-H se planificó una trayectoria en W para poder penetrar el yacimiento primario en diversos bloques de fallas. Se logró una reducción de costos de u$s 1.000.000 con respecto a un pozo perforado previamente en el mismo campo, ya que se redujo el tiempo de construcción a la mitad
Campo Wytch Farm (UK) récord de carrera perforada con una sola mecha 1287m en solo 84 hs, realizando un giro de 110º con una gran inclinación.
Bibliografía SCHLUMBERGER Ltd.: http://www.oilfield.slb.com/media/resources/oilfieldreview/spanish00/sum 00/p20_31.pdf http://www.oilfield.slb.com/media/resources/oilfieldreview/spanish03/sum 03/p24_39.pdf http://www.oilfield.slb.com/content/resources/index.asp? http://www.oilfield.slb.com/media/services/drilling/steerable/powerdrive_v ortex.pdf El abece del petróleo y del gas. Molina, Patricio; Trabajo práctico para Técnicas Energéticas: Perforación Direccional.