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CMP16-619

Aplicación de perforación con piloto corto teniendo información en

tiempo real cercano a la barrena

Emmanuel Riveroy Pérez, Petróleos Mexicanos, emmanuel.riveroy@pemex.com

Resumen

Actualmente para la perforación de pozos petroleros es muy común realizar diseños

de sarta donde utilizamos registros en tiempo real y ampliadores, pero el común de

estos diseños para la perforación es colocando el ampliador generalmente entre 35-

50 m de distancia a la barrena (piloto largo), obligándonos a tener que realizar un

viaje adicional con una sarta que tenga el ampliador lo más cercano a la barrena

para ampliar el agujero piloto. A continuación les presento los resultados de la

perforación de la sección 12 ¼” x 14 ¾” con piloto corto y registrando en tiempo real

en el pozo exploratorio “Pemex 1” localizado en el Golfo de México así como los

beneficios de ésta aplicación.

Introducción

Hoy en día el desarrollo de proyectos para la perforación de pozos petroleros tiene

como factor importante para la aceptación del mismo los costos que esto implica, por

tanto debemos de buscar mecanismos y desarrollos tecnológicos que nos permitan

lograr mayor eficiencia operativa reduciendo los costos.

Desde hace varias décadas en la perforación de pozos petroleros, hemos venido

utilizando herramientas de registros en tiempo real, así como herramientas de

ampliación y de forma paralela han venido cada uno desarrollando su tecnología

hasta poder disponer hoy en día de registros nucleares, radioactivos y resistivos así

como una amplia variedad de sistemas de ampliación, ya sean hidráulicos o

mecánicos.

Actualmente para la perforación de pozos de desarrollo o exploratorios es muy

común realizar diseños de sarta donde utilizamos ambas tecnologías, registros en

tiempo real y ampliadores, pero el común de estos diseños para la perforación son

colocando el ampliador por arriba de las herramientas de registros (piloto largo),

generalmente entre 35-50 m de distancia a la barrena (Fig. 1) debido a factores como

comunicación de las herramientas y mecanismo de activación del ampliador, lo que

nos obliga a tener que realizar un viaje adicional con una sarta que tenga el

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ampliador lo más cercano a la barrena (piloto corto) para ampliar el agujero piloto, lo

que implica aumento en el tiempo y costos del proyecto pozo.

Fig. 1. Diseño convencional de sarta de perforación con piloto largo

Implicaciones de perforar ampliando con piloto largo

Se incrementa el tiempo en el programa de perforación al hacer un viaje

adicional para ampliar el agujero piloto.

Mayor incertidumbre en la secuencia litológica recuperada y analizada al

perforar y ampliar simultáneamente con alrededor de 40 m de diferencia.

Derivado de la separación antes mencionada, se llega a presentar choques y

vibraciones por la interacción barrena y ampliador al perforar diferente

formación.

Al ampliar el agujero piloto, se tiene el riesgo de desconexión en algún

componente de la sarta debido al torque reactivo y a no tener apoyo en la

barrena.

Fatiga del ensamble de fondo por choques y vibraciones al ampliar el pozo

piloto.

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Retos de diseño de sartas con piloto corto

Necesidad de ampliaciones del pozo para cumplir con el programa de

revestimiento del pozo.

Tener información de registros del pozo lo más cercano a la barrena para

tomar decisiones oportunas.

Mejorar las condiciones del pozo para incrementar la efectividad de la

cementación, siendo de mayor impacto en diámetros reducidos.

Minimizar choques y vibraciones de la sarta.

Obtener los registros de las herramientas en tiempo real y con buena calidad.

Tener ampliadores que permitan la transmisión de la información.

Tecnología que nos permita tener información de los sensores cercanos a la

barrena en tiempo real.

Trabajos realizados con éste diseño

En la sonda de Campeche en el Golfo de México, se tiene registrado como el primer

pozo que se perfora con éste tipo de diseño, por lo que los resultados obtenidos son

de gran valor para aplicaciones futuras y continuar incrementando el desarrollo de

nuevos procesos en la perforación de pozos petroleros.

Consideraciones de diseño

Necesidad de una configuración de sarta de ampliación con piloto corto

Antena para transmitir (enviar) la información de los sensores del sistema

rotatorio al MWD

Ampliador estabilizador para minimizar las vibraciones de la sarta

Distribución óptima para mitigar ruido en la herramienta de registro sónico

Hidráulica óptima para asegurar funcionamiento de ampliador y estabilizador

hidráulico

Hidráulica para asegurar la limpieza del pozo

Simulaciones de modelador dinámico mediante análisis de elemento finito

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Desarrollo

A continuación, les presentamos los resultados de la perforación de la sección 12 ¼”

x 14 ¾” en el pozo exploratorio Pemex 1, localizado en el Golfo de México (Fig. 2),

así como los beneficios de ésta aplicación para el desarrollo de proyectos en

perforación de pozos petroleros.

Fig. 2 Localización del pozo Pemex 1

El objetivo de la sección 12 ¼” x 14 ¾” fue perforar verticalmente (Fig. 3), y aislar la

zona de alta presión con un liner intermedio de 11 7/8” a 4230 m, permitiendo en la

siguiente etapa utilizar fluido de menor densidad sin problemas de tener algún brote

o manifestación del pozo.

Los riesgos más altos para ésta etapa en particular, de acuerdo al análisis y

experiencia, son un brote o manifestación del pozo y un atrapamiento de la sarta. El

primero como ya mencionamos anteriormente es porque vamos atravesar la zona de

alta presión, y el segundo riesgo alto que es tener una pérdida parcial o pérdida total

de circulación, y es debido a pasar de una zona de alta presión a una de baja

presión (un cambio de gradiente de formación), lo que puede provocar atrapamientos

de la sarta de perforación por decantación de los recortes y traer consecuencias

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como side track, TR de sacrificio, ventanas, etc., lo que implica un incremento en los

tiempos y costos del proyecto.

Fig. 3 Trayectoria del pozo al finalizar la etapa

La etapa se perforó con barrena PDC 12 ¼” con sistema rotatorio (con sensor de

inclinación y GR cercanos a la barrena, 2.14 m), ampliador hidráulico ajustado a 14

¾” (piloto corto 4.69 m de la barrena), registrando en tiempo real con herramientas

LWD-MWD y sónico, además de un estabilizador hidráulico ajustado a 14 1/2” (Fig.

4). Es importante mencionar que esto fue posible con la aplicación de una

herramienta que permite la transmisión de información y comunicación del sistema

rotatorio hacia la herramienta MWD vía inalámbrica rodeando el ampliador sin

necesidad de utilizar herramientas cableadas, por lo tanto, esto permitió colocar el

ampliador lo más cerca de la barrena para tener una configuración de piloto corto y

asegurar la comunicación con herramientas direccionales al mismo tiempo que la

toma de información en tiempo real.

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Fig. 4 Diseño de sarta con piloto corto utilizado para la perforación

Para el diseño de la sarta se utilizó un estabilizador hidráulico ajustado a 14 1/2” para

minimiza los choques y vibraciones en la sarta, debido a que en trabajos anteriores

se habían presentado varios casos como degollamiento, desgaste prematuro en

estructuras de corte, falla de herramientas de fondo (MWD, LWD o sónico por

ejemplo), que luego de hacer el análisis causa raíz, se encontró que un causante de

éste problema eran los altos valores de choques y vibraciones de la sarta.

Distancia del sensor a la

barrena (m)

Sónico 32.75

MWD 25.05

LWD 17.18

Antena 11.33

Dirección e

inclinación 2.39

Rayos gama 2.14

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Resultados

La perforación de la etapa 12 ¼” x 14 ¾” del pozo exploratorio Pemex 1 se logró sin

problemas ni eventos que evitaran cumplir con el programa de diseño de perforación,

siendo notable el resultado de disminuir el tiempo programado en un 37% (fig. 5), lo

que en términos económicos equivale a reducir en 35% solamente en costos por el

equipo de perforación.

Fig. 5 Gráfica de avance del pozo

Para la barrena y ampliador se tenía programado 256 horas de rotación, resultando

al final de la etapa un record de 1911 m perforados en 168 horas (Fig. 6), lo que nos

dio un ritmo de penetración (ROP) de 11.37 m/hr, mayor al programado que era de 7

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m/hr.

Fig. 6. Horas programadas de la barrena contra real

Durante la perforación se registraron valores bajos de choques y vibraciones (Fig. 7a

y 7b), lo que contribuyó al buen ritmo de penetración.

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Fig. 7a

Fig. 7b

Al finalizar la perforación de la etapa, se tomó el registro de geometría de pozo (Fig.

8), arrojando el diámetro promedio de 14.90”, muy cercano al diámetro del ampliador

que es de 14.75”, demostrando que prácticamente quedó el pozo a calibre del

ampliador. Por último, se metió liner 11 7/8” con equipo de flotación y conjunto

colgador soltador 11 7/8“ x 13 5/8” a fondo (4210 m), donde realizó la cementación

de la misma con éxito.

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Fig. 8 Registro de geometría del pozo

Conclusiones

Para la perforación de pozos exploratorios y hasta en los de desarrollo, es necesario

llevar un seguimiento detallado de las geopresiones, propiedades del fluido de

perforación, litología, parámetros de perforación, etc., que nos permita

oportunamente calibrar los modelos de las diferentes áreas de especialistas en

perforación y poder tomar decisiones para ajustar el programa y así cumplir en

tiempo y forma con el proyecto pozo, lo que para exploración le permitirá incorporar

sus reservas y en desarrollo de campos incrementar la producción de petróleo. Ahora

bien, si implementamos tecnología que nos permita incrementar la eficiencia

operativa y maximizar la toma de información en tiempo real, es de valiosa ayuda

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para además de ajustar el diseño programado del pozo, nos permite ir caracterizando

el campo.

Con este diseño de sarta de perforación novedoso con piloto corto y tomando

información en tiempo real, se puede concluir que:

Reducimos el tiempo en la perforación de un pozo debido a que evitamos un viaje

adicional para ampliar el agujero piloto con una sarta convencional.

Podemos tener información de registros geofísicos de buena calidad, sin ser

afectados por ruidos causados por los componentes de la sarta misma.

Se minimiza el problema comúnmente observado de choques y vibraciones.

Optimizamos las condiciones para realizar operaciones de introducción y

cementación de TR.

Al llevar el ampliador cercano a la barrena (4.69 m), nos brinda mayor certeza de

perforar y ampliar la misma formación.

Permite tener la transmisión de información y comunicación con el sistema rotatorio

vía inalámbrica, sin necesidad de cables en el ampliador u otros componentes de la

sarta.

Permitió cumplir con la trayectoria programada.

Los resultados de estabilidad de la sarta, dio la pauta para programar la aplicación de

un estabilizador hidráulico en futuros pozos.

Es importante realizar el análisis para probar éste diseño de sarta en etapas del

mezosoico, ya que se utilizó en el cenozoico donde las características de la

formación son muy diferentes.

Permite tomar decisiones oportunas ya que tenemos información en tiempo real con

sensores de rayos gama, resistividad, dirección del pozo, etc., cercanos a la barrena.

Los resultados obtenidos son de gran valor para el diseño de aplicaciones futuras y

continuar incrementando el desarrollo de nuevos procesos en la perforación de

pozos petroleros.

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Agradecimientos

Agradezco a Dios por darme todo lo que tengo, a mis padres Victor y Juana Amalia

porque gracias a ellos estoy aquí y a mi princesita Michelle que Amo Amo, y por

supuesto a la gran empresa para la que laboro con orgullo, Petróleos Mexicanos.