Aspectos Clave en la Perforación de Pozos: Estrategias y Técnicas Efectivas

CUESTIONARIO 1

1. ¿Qué es un pozo torcido? Se vuelve torcido cuando el perforista se ve obligado a retardar la perforación con el fin de mantener las desviaciones verticales dentro de los límites del contrato.

2. ¿Qué aparatos se usan para perforar pozos rectos? Juntas de tubería con costilla, tubería pesante con costilla, estabilizador tipo manguito o rodillo.

3. ¿Cómo es la forma de perforar pozos rectos? Cambio de tipo de broca, la suspensión de los dientes de esta, la supresión de los conos, el empleo de los miembros flexibles en el fondo del vástago de perforación, la estabilización, la reducción del diámetro del hoyo y luego el escariamiento de este hasta conseguir el diámetro requerido. Hacer correr el peso liviano y luego incrementarlo súbitamente con excepción de los estabilizadores; el efecto de estos procedimientos es dudoso.

4. ¿Cómo se perfora más económicamente pozos torcidos? Los ángulos de desviación más grandes y un mejor control del pozo permiten perforar con mayor peso en las zonas torcidas.

5. ¿Qué puntos son importantes antes de perforar un pozo torcido? Conocimiento del área, espesor, buzamiento, profundidad, selección de herramientas, tipo de litología.

6. ¿Qué se logra con la aplicación de los datos técnicos? Es posible reducir los costos de perforación.

7. ¿El pozo puede ser clasificado por? Por su dificultad, diversos métodos para enfrentar la situación, perforar en forma económica, planificación previa y la utilización de datos disponibles.

8. ¿Un pozo torcido puede ser eliminado en forma económica? No puede ser eliminado en forma económica, aunque un cambio de los criterios prevalentes sobre el problema que causa la desviación de los ángulos reducirá el costo.

9. ¿Cómo la tubería pesante tiende a oscilar hacia la vertical? La tubería pesante se hallará en el lado bajo del pozo; a medida que este se desvía de la vertical, actuará como un péndulo desde el punto de contacto con la pared del pozo hasta la broca.

10. ¿Cómo se incrementa la magnitud de la fuerza pendular? Alargamiento de la sección pendular, incremento del peso de la sección pendular, aumento del ángulo con respecto a la vertical.

11. ¿Cuáles son las fuerzas que determinan la desviación? Peso sobre la broca, la reacción de la formación que tiende a desviar el hoyo, la acción enderezadora del “efecto pendular” de la tubería pesante que trata de regresar a la vertical.

12. ¿La desviación de un pozo se mantiene dentro de los límites por? No aumentar los costos en la perforación, evitar retardos en el tiempo de perforación, evitar la formación de patas de perro, evitar altos declinamientos mediante drásticas reducciones de peso.

13. ¿La reducción del ángulo mediante el efecto pendular de la tubería se da también? Por el empleo de un estabilizador con un tubo pesante con el fin de elevar el punto de contacto de la tubería pesante con la pared del pozo. Al aumentar la longitud de la tubería pesante que actúa como péndulo, se incrementa la fuerza que tiende a hacer volver a dicha tubería a la posición vertical; entonces la desviación disminuye y el equilibrio lateral vuelve a establecerse.

14. ¿Qué nos indican los cambios rápidos en la desviación del pozo? - El verdadero problema es la desviación llamada pata de perro o cambio súbito en la dirección del pozo. Mientras se desarrollan lentamente, no hay mucho problema en la producción. - La desviación se mantiene dentro del límite solo mediante una drástica reducción del peso. - Caso A: cambio brusco en la reducción del peso y formación de una pata de perro. - La reducción del peso para enderezar el pozo provoca la penetración más lenta y un mayor costo por pie.

15. ¿Cuál es la mejor manera de evitar las patas de perro? El empleo de pozo empacado que incluye tubería pesante cuadrada, estabilizadores, escariadores y diversas combinaciones de estas herramientas.

16. ¿Para qué se colocan escariadores durante la perforación en zonas torcidas? Se colocan directamente encima de la broca para retardar la velocidad con la cual el pozo incrementa su ángulo.

17. ¿La presencia o ausencia de escariadores puede tener? Un profundo efecto sobre el ángulo de perforación y la velocidad del cambio de este ángulo.

18. ¿De qué depende la distancia a la cual se coloca el estabilizador encima de la broca? Depende del diámetro del hoyo y el diámetro de la tubería pesante.

19. ¿La correcta utilización de escariadores y estabilizadores depende de qué en los pozos desviados? Diámetro exterior de la tubería pesante, diámetro del pozo, velocidad rotaria y peso sobre la broca.

20. ¿Qué es perforación direccional? Operación previamente planificada para perforar un pozo hasta llegar a un objetivo subterráneo ubicado a la distancia lateral dada con respecto a la vertical. La perforación direccional controlada es el arte de perforar un pozo hasta una ubicación u objeto subterráneo predeterminado.

21. ¿Cuándo es iniciada la perforación direccional y cuándo se usa? Iniciada por John Eastran en California y hay 6 situaciones de la etapa productiva: a.- Perforación costa afuera: desde la misma plataforma o isla artificial se perforan varios pozos. b.- Perforación costa adentro: para formaciones marinas a 70° respecto a la vertical y distancia lateral de 2 millas. c.- Ubicaciones inaccesibles: zonas productivas están bajo montañas, instalaciones superficiales. d.- Exploración de daños marinos: de los 2 tipos de asentamiento marino profundo y el penetrante. e.- Inclinación de la formación: siguiendo la desviación natural de la formación. f.- Exploración de trampas estratigráficas: cuando el PV desemboca en un estado de W-G.

22. ¿Cuándo se aplica la perforación direccional? Para enviar a un apartadero a las herramientas perdidas, para enderezar pozos torcidos, perforación de pozos de alivio para controlar un reventón.

23. ¿Problemas mecánicos pueden evitarse? Haciendo una correcta elección de la sarta de perforación y adecuada limpieza de los ripios de perforación a lo largo del pozo.

24. Diga los 3 tipos de vectores o ángulos para el cambio de dirección final con cualquier conjunto de guía-broca. Ángulo del frente del guía-broca, ángulo de rodamiento, ángulo de seguimiento.

25. ¿Por qué es ventajoso el alto BUR en pozos de radios medios? Elimina muchos problemas inherentes en pozos de radios grandes.

26. ¿La inclinación del pozo es incrementada debido a? Un constante BUR que define un arco de radio constante.

27. ¿La construcción del 2do ángulo qué incrementa? La inclinación del pozo para alcanzar el ángulo deseado del pozo lateral; este punto se refiere al fin de la curva EQC.

28. ¿Para el primer pozo que no se conoce el BUR qué se recomienda? Un diseño de pozo con una o más tangentes.

29. ¿Cuando se lleva al máximo el BUR, qué pasa? Se alcanza los 90 grados y se reduce así el costo en pozos direccionales. Es el cambio relativo en la variación del TVD con la variación dada en BUR. Incrementa de 1 grado en el BUR a 12°/100, disminuye el TVD por 15 ft y 37 ft. La ventaja de modernos motores con un tipo de ángulo para perforar a un alto BUR ha hecho posible las perforaciones en zonas delgadas. El alto BUR reduce los costos, ya que reduce la longitud del pozo desde el principio de la curvatura.

30. ¿Al maximizar el BUR, las patas de perro se incrementan reduciendo la longitud? Esto reduce el peso de los tubulares en la sección de construcción del ángulo y minimiza la tensión del punto de desvío.

31. ¿La variación en el BUR ocasiona? No resulta en grandes variaciones del TVD que requieren una jornada de corrección costosa. La variación del BUR puede ser corregida usando la sección de las tangentes.

32. ¿Cómo calcula el BUR en ft? BUR = 57.295 * 100 / R.

33. ¿Variaciones en el BUR no resultan en? Grandes variaciones en el TVD que requieren una jornada de corrección costosa.

34. ¿Maximizando el BUR reducirá? Los costos de construcción de la inclinación. Se reducirá la longitud del pozo desde el punto de arranque a la zona de producción.

35. ¿Buzamiento incorrecto de la formación? Es indispensable para controlar el contorno lateral del pozo encima de la longitud del pozo lateral. La determinación incorrecta del buzamiento de ¾ de radio del pozo podría producir una perforación 13’ más abajo del reservorio por cada 100 ft.

36. ¿Razón para perforar un pozo horizontal? Mayor rendimiento del capital invertido (ROI). Se recupera más petróleo por medio de pozos horizontales. Tasas de producción y volúmenes deben justificar la perforación y con las mismas condiciones de flujo.

37. ¿Objetivos de la perforación horizontal? Encontrar un método económico para mejorar la productividad y obtener más recuperación final de hidrocarburos.

38. ¿Aplicaciones perforación horizontal? Reservorios naturalmente fracturados, reservorios con confinación de agua y gas, en pozos de gas, tanto de alta como baja permeabilidad, reservorios inaccesibles.

39. ¿Desventajas de la perforación horizontal? Solo se puede drenar una sola zona productiva, alto costo (1.4 a tres veces mayor que perforación vertical), disminución del tiempo de producción.

40. ¿Ventajas de PH? Mayor área de contacto del reservorio, mayor producción que en pozos verticales, mayor productividad, menor costo de operación, mayor TIR (mayor rendimiento de capital invertido).

41. ¿El método del radio corto se usa en? Para la nueva terminación de pozos, para perforar a través de una menor permeabilidad y reservorios con fraccionamiento natural.

42. ¿El método del radio medio se usa en? Para desarrollar pozos en profundidades someras y requiere una localización precisa de pozo.

43. ¿El método del radio largo se usa en? Reservorios profundos, cuando se requiere un alcance ampliado de una localización existente de la superficie.

44. ¿Qué es la tortuosidad? Es la suma de todos los incrementos de la curvatura por el tramo de interés, restada de la curvatura planificada y dividida por el largo perforado.

45. ¿La tortuosidad está relacionada con? La operación de recodos que modifican el flujo normal, distanciándolo y volviendo turbulento.

46. ¿Limitaciones de la tortuosidad? Deben ser lo más estrictas, en la parte superior del pozo y en el segmento de acumulación donde esta acumulación causa carga lateral, lleva a la torsión y arrastre, asentamiento de llave y entubación desgastados.

47. ¿Qué herramienta usa para eliminar la torsión? Protectores de tubería de perforación no rotacional, cuencas lubricantes.

48. ¿Cuándo ocurre torsión? Cuando la sarta de perforación solamente gira.

49. ¿El arrastre puede ser significativo? Si existe una limpieza del fondo.

50. ¿La lubricidad afecta a? Afecta la torsión y el arrastre.

51. ¿Fuerza de fricción y deslizamiento? Es el producto del factor de fricción y la fuerza que actúa como la normal sobre la superficie de contacto. F = ff * N.

52. ¿La fuerza de fricción está relacionada? A la tensión de la tubería y a severas patas de perro.

53. ¿Fricción por arrastre? F = ff * peso de BHA.

54. ¿Factores que influyen en el factor de fricción? Tipo de lodo, litología de la formación, configuración de las herramientas de ensamblaje, diseño de casing.

55. ¿Torque y arrastre (fricción)? - Su presencia no puede ser eliminada, solo ignorada, por lo que la eficiencia de la perforación es reducida y costosa. - Obtener su monitoreo por medio de la correcta limpieza del pozo para que no se produzca atascamiento. - El resultado del arrastre es el contacto de la sarta de perforación con las paredes del pozo o el casing. F = f * N. - Los componentes de arrastre friccional de torsión y axial son proporcionales con la velocidad homóloga. - El arrastre, el cual reduce la efectividad del WOB, es superado usando el incremento de la torsión de la rotación de la tubería. - La causa de la fuerza friccional es la misma para el torque y arrastre. - La fuerza friccional está relacionada a la tensión de la tubería de perforación y las patas de perro. - El arrastre debido a la inclinación del ángulo depende del peso del tubular y la inclinación. - Los componentes del peso actuando a lo largo del eje de la sarta contribuyen a la tensión de la sarta. - La combinación de estas F de desplazamiento de la fricción son producidas y el torque y arrastre en los PH. - El torque y arrastre resultantes del arrastre de los ensamblajes del pozo son insignificantes y constantes si el pozo es limpiado bien.

56. ¿El diseño para torque y arrastre en radios medios es realizado? En 3 dimensiones: perforación vertical, ángulo de construcción y perforación horizontal.

57. ¿Por qué es dominado el arrastre de la sección horizontal? Por el peso de la sarta de perforación y el arrastre por los ensamblajes pozo abajo.

58. ¿Para el diseño: la fricción por el arrastre en el PH se obtiene? F (fricción por arrastre) = ff (factor fricción 0.2-0.4) * peso BHA (peso tubulares en el PH).

59. ¿Qué ocurre al disminuir el peso en el BHA? Es posible reducir permanentemente el arrastre.

60. ¿Qué ocurre al hacer reducciones en el factor de fricción? Reducción del arrastre, pero la producción puede ser disminuida si el agujero es muy limpio.

61. Complete: La fricción por el arrastre es causada por… La deflexión de la herramienta en un pozo recto es insignificante. El arrastre no se produce… en los ensamblajes pozo abajo.

62. ¿Qué pasa con el arrastre en el ensamblaje pozo abajo? Es normalmente insignificante, pero puede llegar a ser significativo si hay una pobre limpieza.

63. ¿Importancia del monitoreo de torque y arrastre o para qué se monitorea? Para mantener una correcta limpieza del pozo para que no se produzca un atascamiento de la tubería.

64. ¿El resultado del arrastre (fricción) es el resultado? Del contacto de la sarta de perforación con las paredes del pozo o del casing.

65. ¿Escriba los factores esenciales para la limpieza del hoyo? Rotación de la tubería, reología, circulación mientras se perfora, tasas de flujo altas, monitoreo de la limpieza del hoyo. Se debe controlar la tasa de perforación.

66. ¿Qué entiende por desaceleración con rotación y qué pasa en el fondo del pozo horizontal y en direccional? Una disminución de la velocidad de 30 – 90 ft/min y disminución en la velocidad rotacional podría causar un ángulo neto axial poniendo la sarta en compresión bajo el KOP.

67. ¿En qué nos ayuda el incremento del peso? A reducir el peligro de que se produzca una curva y reduce la tensión en la tubería.

68. ¿Operaciones en perforación horizontal? Viajando sin rotación, viajando con rotación, sin rotar en el fondo, perforando sin rotación, perforar con rotación, atascamiento de tubería.

69. Cargas pozo horizontal? Compresión en el fondo, tensión mientras se alza la tubería.

70. ¿Cuáles son las limitaciones en los pozos horizontales? Una sola zona comercialmente puede ser drenada, limitaciones en zonas de drenaje, limitar la extensión de los pozos horizontales. De 1.4 a 3 veces más el costo que el de un pozo vertical de acuerdo con los métodos de perforación y terminación utilizados. Problemas con la alta producción, espaciamiento del pozo.

71. ¿Qué es TVD en pozos horizontales? Profundidad vertical verdadera a la base del objeto.

72. ¿En el diseño de perforación de un PH qué se da? La reducción y el control del torque.

73. ¿La mayoría de herramientas para P.H. actúa en qué sentido? Rotación – movimiento – vh.

74. ¿En qué año fue perforado el primer pozo horizontal? En 1920 en Texas, USA.

75. ¿En 1907 qué otros métodos de perforación horizontal se tienen? Casi todas las herramientas de perforación (MWD), y se usan elementos de medición eléctrica, simples fotografías y herramientas de múltiple disparo y compases de giro.

76. Kartsson en 1989 dice? Que los PH perforados tienen que ser extendidos más de 3200 ft.

77. ¿Qué métodos de perforación aparecen en 1900? De radio medio, una combinación de herramientas y técnicas.

78. ¿En 1931 establecieron principios básicos como? Dos estudios de pozos y estudiándose pozos con inclinación de 60°.

79. ¿Cuándo se hizo el control de la perforación direccional? Se dio en Huntington Beach, California, por 1933 (Bramley 1971).

80. ¿Qué pasó en el año de 1960? La perforación en plataforma costa afuera empleando motores pozo abajo con sub ponderado, los cuales fueron orientados o sub orientación pozo abajo (OBHO).

81. ¿Qué tipos de motores incorporaron en los 80? De baja velocidad y MWD, herramientas de medición fueron rutinariamente usadas en estudios de pozos direccionales.

82. ¿En qué año fue perforado el primer pozo de radio medio? En 1984, luego en Inglaterra en 1987 y de ahí un sin número más.

83. ¿En flujo laminar la velocidad en el centro del anular? Podría ser mucho más grande que la velocidad a lo largo de sus límites.

84. ¿Los regímenes de flujo turbulento exigen? Un flujo cruzado y remolinos, lo cual resulta en un promedio de velocidad más grande en el anular.

85. ¿Qué casos se consideran para determinar la carga máxima sobre la TP al final de la curva? Caso 1: corrimiento en la tubería sin rotación. Caso 2: perforación con rotación de la TP. Caso 3: dirección de la perforación sin rotación de la TP.

86. ¿El tamaño de los ripios depende de? Tipo de broca, tipo de roca, peso sobre la barrena, RPM, tasa de flujo. ¿Los tapones son de tipo? Permanentes, recuperables.

87. ¿La velocidad de asentamiento es gobernada por? Tamaño de la partícula, forma de la partícula, reología de los fluidos.

88. ¿La conducta de los sólidos transportados es afectada por? El grado de turbulencia, la reología del fluido y el carácter físico de las partículas.

89. Dibuje la dirección de deslizamiento de ripios y velocidad del lodo en flujo anular inclinado.

90. ¿Por qué requiere bombas de lodo más grandes en pozos horizontales? Porque se necesita mayor flujo para mantener una buena limpieza del pozo y para eliminar la torsión y arrastre.

91. ¿Cuál es la diferencia en el asentamiento de partículas entre pozos H y verticales? En los verticales, las partículas se depositan a lo largo del contorno del pozo y directamente en el sentido contrario al flujo del lodo. En los horizontales, se depositan a través del contorno del pozo y perpendicular al flujo del lodo.

92. ¿Cuál es el mecanismo de transporte por saltación y el tamaño de las partículas? Recoge las partículas y las lleva hacia la superficie, tomando en cuenta que las partículas se depositan en el lado de abajo del pozo. Son de tamaño >1.5 mm.

93. ¿La transmisión de partículas en pozos horizontales puede ser? Vías suspensión heterogénea o saltación.

94. ¿Qué ocurre con la partícula en un pozo horizontal? Podría deslizarse (asentarse) hacia la parte baja del pozo.

95. ¿Qué es la saltación? La acción de las partículas de empezar a adquirir velocidad en el fluido y depositarse más allá de la longitud del pozo.

96. ¿Partículas menores que 4.0 µ? Suspensión homogénea.

97. ¿La conducta de los sólidos transportados es afectada por? Grado de turbulencia, reología del fluido, carácter físico de las partículas.

98. ¿El tamaño de los ripios depende de? Tipo de broca, tipo de roca, peso aplicado y RPM, eficiencia de remoción por parte de la broca.

99. ¿La saltación y suspensión heterogénea puede ser optimizada? Por incremento de la tasa de flujo y maximizando la viscosidad del fluido mientras todavía tenga la turbulencia del fluido.

100. ¿Para qué sirve la rotación de la tubería? Puede aprisionar los cortes para de esta manera romperlos y reducir el tamaño de los cortes, y las herramientas como los estabilizadores pueden actuar rompiendo los ripios de perforación. Induce flujos cruzados en los perfiles de flujo laminar.

101. ¿La rotación en la tubería tiende a inducir? Flujo cruzado en perfiles de flujo laminar.

102. ¿La reología básica y el tipo de lodo seleccionado para un pozo horizontal son a menudo dadas por? La presión de formación y compatibilidad de fluidos de perforación con fluidos de reservorio.

103. ¿Qué entiende por fatiga? Siempre que una sarta es corrida alrededor de una pata de perro, puede ocurrir que la sarta esté sometida a una fatiga cíclica.

104. ¿Qué entiende por desaceleración con rotación? Una disminución en la velocidad de 30-90 ft/min (cuando se limpia el pozo) y una disminución en la velocidad rotacional (20-30 RPM) podría causar un arrastre neto axial poniendo la sarta en compresión bajo el KOP. Bajo riesgos de daño por fatiga.

105. ¿Qué entiende por rotación lejos del fondo? La tubería de perforación en la curva podría estar sujeta a tensión desde los tubulares entre el KOP y 90 grados, y la ventaja de la perforación en PH con radios medios es que la longitud del arco es desde 0-90 grados.

106. ¿La reología y el tipo de lodo seleccionado para un PH son dadas por? Por la presión de la formación y la compatibilidad de los fluidos de perforación con los fluidos de reservorio.

107. ¿Qué podrían dar como resultado la reología y la tasa de flujo? En pozos de perforación no muy pesados, dan como resultado un flujo turbulento para optimizar el transporte de los cortes en PH.

108. ¿Al correr la TP de tamaño máximo por el pozo perforado qué incrementa? Puede incrementar gradualmente la limpieza en el pozo si la tasa de flujo es limitada.

109. ¿Por qué es importante la rotación en la TP? Porque esta agita la corriente de flujo y rompe los cortes.

110. ¿Qué reducen e incrementan las altas tasas de corte? Reducen la velocidad de desplazamiento e incrementan la distancia de transporte de los cortes.

111. ¿La función primaria de los fluidos de perforación es? Llevar los ripios de perforación fuera del pozo y evitar derrumbes, controlar la presión de formación, proveer lubricación a la sarta de perforación, proveer control a la pérdida de fluido para reducir el daño de formación.

112. ¿Dónde pueden resultar los pesos altos en la broca en perforación? En muy altos volúmenes de corte y grandes tamaños de corte.

113. ¿Qué cambian los productos de los lodos? Cambian intencional o no intencionalmente la tensión superficial y la mojabilidad de la roca.

114. ¿Cómo pueden ser los fluidos de perforación? Pueden ser bombas electrosumergibles, son conocidas en pozos con altos ángulos de inclinación.

115. ¿Se debe tener cuidado cuando hay cambio de formación o si la ruta de penetración aumenta? Sí.

116. ¿El transporte de ripios no es un mecanismo complicado ya que depende de una variable la velocidad? Falso.

117. ¿El torque o arrastre son eliminados por PH? Falso.

118. ¿El carácter físico de la fase líquida es afectada por su asociación con la fase sólida? Falso.

119. ¿El efecto pendular de la tubería vertical trata de regresar a la vertical? Verdadero.

120. ¿Tubos de mayor diámetro son preferidos en grandes inclinaciones de pata de perro? Falso.

121. ¿En pozos desviados se requiere menos flujos de gas para mantener tasas uniformes de flujo de petróleo? Falso.

122. ¿Si la torsión es excedida, luego tubería de mayor diámetro puede ser usada? Falso.

123. ¿El perfil de reología no puede ser controlado independientemente del cálculo del punto de cedencia y viscosidad plástica? Falso.

124. ¿Las interacciones químicas entre el lodo y formaciones no afectan a la estabilidad? Falso.

125. ¿La relación petróleo-agua no tiene impacto significativo en la lubricidad? Falso.