escuela superior ingeniería aplicación no

Instituto Politécnico Nacional

Escuela Superior de Ingeniería y Arquitectura

Aplicación de Pozos No Convencionales Tipo Multilateral en la Industria Petrolera Nacional

T E S I S Para obtener el título de: INGENIERO PETROLERO

Presenta:

MUÑOZ REYES GERMAN ARMANDO

Asesor Externo: ING. FERNANDO CANO MARTINEZ

Asesor Interno: ING. ALBERTO ENRIQUE MORFIN FAURE

Junio 2011

Agradecimientos

A ti mamá que me has apoyado e impulsado desde que era pequeño, así como por los sacrificios y el esmero con el cual te has dedicado durante mi estancia en México. Eres para mí por sobre todo una gran madre. Te quiero mucho mamá.

A ti papá, tu guía siempre me ha servido y ayudado, has marcado significativamente mi forma de pensar y ser, siempre amplias mi visión y has me has dado elementos para tener criterio. Pero sobre todo siempre has estado a mi lado y me has apoyado. Te quiero mucho papá.

Al Instituto Politécnico Nacional por brindarme la oportunidad de una carrera superior, valioso conocimiento, experiencias únicas y sobre todo un lema que lo llevo en los profundo de mí ser: La Técnica al Servicio de la Patria.

A todos mis abuelos, Armando, Nohemí, Christina, Rosa, Piedad, Evaristo, Luis y Margarita, a todos ustedes que siempre me han querido, ayudado y con alegría recibido. Gracias por estar a mi lado, siempre los tendré en mi corazón.

A mi familia, que me ha apoyado de distintas maneras desde que tengo noción de razón, consejos para entender a mi padres y siempre han estado cuando los he necesitado.

A mis amig@s de la UNAM, gracias a ustedes por sus palabras, tiempo, risas, consejos, criticas y ayuda; siempre la razón con ustedes impera y me ayudan cuando empiezo a perderla. Gracias por todo.

A mis amig@s del IPN, ustedes que lo leen, saben quiénes son, cuando he flaqueado han estado ahí y me han levantado, cuando he triunfado han compartido mi alegría, siempre los tendré presentes.

A mis amig@s de Xalapa, la distancia, el tiempo y las carreras nos separaron, pero siempre me han apoyado, ayudado y han estado ahí para darme alegría y reconfortarme. Una nueva etapa nos marca, sigamos así unidos como hasta ahora.

Al Ing. Fernando Cano, por el apoyo y paciencia que me brindo a lo largo del desarrollo de la tesis, por el tiempo que me dedico y sobre todo por la amistad que me ha brindado.

A todos los profesores que me han impulsado y han sido muy importantes en mi formación profesional, de todos aprendí algo, éste camino no lo hubiera recorrido un hecho sin ustedes.

APLICACIÓN DE POZOS NO CONVENCIONALES DE TIPO MULTILATERAL EN LA INDUSTRIA PETROLERA NACIONAL

La Técnica al Servicio de la Patria Página 1

Índice

Índice 1 Introducción 4 Resumen 6 Abstract 8 Capítulo 1 Principios de Perforación No Convencional. 10 1.1 Pozos direccionales. 11 1.1.1 Requisitos para la perforación direccional. 15 1.1.2 Perfiles direccionales de pozos. 16 1.1.3 Herramientas de desviación para la perforación de pozos direccionales 16 1.2 Pozos horizontales. 17 1.2.1 Aplicación de la perforación de pozos horizontales 17 1.2.2 Métodos de perforación direccional 20 1.2.3 Consideraciones en la selección del método de la trayectoria de perforación. 22 1.3 Pozos multilaterales. 24 1.3.1 Configuración típica de pozos multilaterales. 24 1.4 Aplicación de pozos multilaterales en campos de las regiones petroleras de México. 28 Capítulo 2 Aplicaciones Internacionales y Nacionales de Pozos Multilaterales. 30 2.1 Pozos a nivel internacional. 33 2.1.1 Pozo 66/45 33 2.1.2 Pozos ofon 26 34 2.1.3 Pozo AC‐06 35 2.1.4 Pozo multilateral nivel 6 en Macao, Brasil. 36 2.1.5 Pozo idu ML 11. 37 2.1.6 Pozo NO18 1 B. 38 2.2 Pozos a nivel nacional. 39 2.2.1 Zaap‐5 39 2.2.2 Cantarell 3062. 40 2.2.3 Santuario 28 H. 41 2.2.4 Santuario 17. 41



Capítulo 3 Equipo Especial para la Perforación y Terminación de Pozos Multilaterales. 42 3.1 Dispositivos para la medición de la trayectoria. 43 3.1.1 Instrumentos giroscópicos. 43 3.1.2 Herramientas de orientación direccional. 44 3.1.3 Sistema MWD. 44 3.1.4 Sistema LWD. 44 3.2 Herramientas de desviación. 45 3.2.1 Ensambles de motor dirigibles PDM. 45 3.2.2 Componentes del motor “bent‐housing”. 46 3.2.3 Potencia liberada sobre la barrena. 47 3.2.4 Aplicaciones de PDM en perforación direccional. 48 3.2.5 Sistemas de ensamble rotario. 49 3.2.6 Estabilizadores ajustables. 50 3.2.7 Barrenas de chorro. 51 3.2.8 Desviadores de pared. 51 3.2.9 Turbinas. 52 3.2.10 Codos desviadores y juntas articuladas. 52 3.3 Empacadores de producción. 53 3.3.1 Tipos de empacadores. 53 3.4 Válvulas de circulación. 55 3.5 Juntas multilaterales. 56 Capítulo 4 Conceptualización de Pozos Multilaterales. 57 4.1 Perforación de pozos multilaterales. 58 4.1.1 Iniciando un lateral desde el pozo principal‐Sidetrack. 58 4.1.2 Perforación de la rama o lateral. 63 4.1.3 Control de pozos multilaterales. 65 4.2 Terminación de pozos multilaterales. 67 4.2.1 Consideraciones en el diseño de la terminación de un pozo multilateral. 67 4.2.2 Clasificación de la juna o unión. 69 4.2.3 Terminación de laterales. 82 Capítulo 5 Planeación de Pozos Multilaterales. 85 5.1 Información Requerida para la Planeación. 86 5.1.1 Tipo de yacimientos. 86 5.1.2 Análisis de geopresiones. 95 5.1.3 Planeación direccional. 100



5.2 Procesos de Selección y Evaluación de Terminación de un Pozo Multilateral. 101 5.2.1 Evaluación de un pozo multilateral. 101 5.2.2 Metodología de selección para un caso general. 104 5.2.3 Proceso de diseño de la terminación de un pozo multilateral. 106 5.2.4 Proceso de selección del nivel de terminación. 108 5.3 Análisis de Riesgo y Factibilidad y Matriz de Selección Yacimiento/Pozo. 109 5.3.1 Requerimientos de intervención contra riesgo. 109 5.3.2 Matriz de selección de acuerdo al tipo de yacimiento característico. 111 5.4 Predicción del comportamiento del pozo. 112 5.5 Planeación de pozos multilaterales en las regiones petroleras de México. 115 5.5.1 Región Marina. 115 5.5.2 Región Sur. 119 5.5.3 Región Norte. 120 Capítulo 6 Costo‐Beneficio de la Perforación de Pozos Multilaterales. 121 6.1 Estimación de costos de acuerdo al tipo de nivel de terminación. 122 6.2 Costo de acuerdo al nivel de clasificación de pozos multilaterales. 123 Conclusiones y Recomendaciones. 126 Bibliografía. 129 Anexos. 130 A Lista de figuras, tablas y esquemas. 130 B Glosario. 135



INTRODUCCIÓN

A lo largo del tiempo la perforación ha ido cambiando de acuerdo a las necesidades y las dificultades que se han ido presentando para extraer el petróleo del subsuelo, esto ha sido impulsado por un creciente aumento en los requerimientos energéticos de las naciones industrializadas; sin embargo, hoy en día ya no sólo las naciones industrializadas impulsan el creciente consumo de energía, además de éstas, las naciones en desarrollo como China e India han marcado una pauta importante y han presionado a la industria petrolera a producir más hidrocarburos.

En poco más de un siglo, se han pasado de perforar pozos tan someros de pocos metros de profundidad hasta llegar a la explotación de campos en aguas profundas a mas de 3000 metros de tirante de agua, esto se debe al agotamiento de las reservas más someras, lo cual ha exigido más desarrollo tecnológico para llegar a yacimientos cada vez más profundos y/o de mayores complejidades técnicas.

Cuando la tecnología actual no es capaz de mantener una tasa de producción de acuerdo a la demanda del petróleo y ésta deja de ser rentable, es entonces cuando se presenta una oportunidad para la innovación y la implementación de nuevas tecnologías para acceder a reservas que bajo otros esquemas resultarían erogaciones significativas sin una retribución sustancial y rentable.

Aunado a lo ya antes mencionado a lo largo del siglo XX se ha adquirido una mayor conciencia en cuanto al impacto ambiental se refiere, motivo por el cual las empresas petroleras a nivel mundial y nacional han puesto un énfasis significativo en el cuidado del medio ambiente, ésto implica por ende la disminución de instalaciones superficiales, disminución de riesgos por fugas o explosiones, manejo adecuado de residuos peligrosos, entre otros aspectos.

Tomando en cuenta los referentes anteriores, la tecnología de perforación multilateral presenta significativas ventajas ambientales y en la incorporación de reservas con respecto a la tecnología de perforación convencional y no convencional horizontal y altamente desviada, aunque la perforación multilateral a nivel internacional cada día se vuelve algo más común, en México no ha sido así, y sólo se han empezado a implementar a modo de prueba y estudio.

La aplicación de este tipo de tecnología en la construcción de pozos no convencionales, permite identificar los parámetros operativos de la construcción del pozo y disminuir los riesgos geológicos, ambientales y sociales.

La introducción de pozos no convencionales en la exploración de campos en la industria petrolera nacional ayuda en el desarrollo óptimo de proyectos a corto plazo en la explotación de hidrocarburos y la incorporación de reservas, debido a la mayor exposición del yacimiento.

El presente trabajo indica los principios y procedimientos más importantes en la implementación de la tecnología multilateral, los principales tipos de yacimientos a los cuales es más factible



aplicar, también se aborda someramente los principios de producción en este tipo de pozos no convencionales y se plantea la complejidad y el reto que representa la predicción del comportamiento.

Sin duda, éste monitoreo de tecnología y estado del arte de la tecnología no convencional de pozos multilaterales a nivel internacional sirve como referente para su aplicación a nivel nacional, sobre todo para la implementación de propuestas en la mejora de la industria petrolera en México, que cada vez necesita de más conocimiento, ciencia e ingeniería para lograr atender las demandas y necesidades de una población creciente.

La posible aplicación de los pozos multilaterales se presenta de acuerdo a tres regiones petroleras en México: Marina, Sureste y Norte. Cada una de estas regiones presenta sus propias características geológicas y se proponen estrategias de explotación; los principales tipos de yacimientos presentes son carbonatos y arenas, aunque como se mencionó antes cada uno con sus características particulares.

La comparación económica y productividad de cada pozo es un parámetro de referencia que nos indica la conveniencia y factibilidad de cada proyecto, motivo por el cual en la parte final se presentan una serie de tablas indicando el costo beneficio de los pozos multilaterales.



RESUMEN

En el capítulo 1 de esta tesis, se abordan los principios de la tecnología de perforación de pozos no convencional, en el cual se describen los aspectos básicos para pozos direccionales, horizontales y multilaterales, se mencionan los beneficios que nos proporciona cada unos de estos tipos de pozos, y qué criterios se deben tomar en cuenta para su elección, así como los perfiles de los pozos para los casos de pozos direccionales y multilaterales, y se establece que la tecnología de pozos direccionales y horizontales es parte de la tecnología de pozos multilaterales.

El monitoreo y aplicaciones de la tecnología de pozos multilaterales a nivel nacional e internacional se lleva a cabo en el capítulo 2, mostrando el primer pozo multilateral de la historia que se realizó en Rusia, de igual manera se presentan las propuestas de perforación de pozos direccionales que se han planteado en México.

Las herramientas especiales de perforación y terminación son abordadas en el capítulo 3, describiendo los equipos usados para la perforación direccional, herramientas desviadoras, controles en la dirección de la trayectoria, empacadores, válvulas de circulación y tipo de juntas multilaterales para la perforación y terminación de los laterales del pozo principal.

En el capítulo 4, se presenta la conceptualización de los temas de perforación y terminación de pozos multilaterales, se menciona brevemente las técnicas de la perforación y se aborda de manera detallada la clasificación del nivel de terminación multilateral determinada por la “Technology Advanced MultiLateral” cuyas siglas en inglés son TAML, se explica en qué consiste cada uno de los niveles desde el nivel más sencillo y económico hasta el de mayor complejidad técnica y más costoso, así como las características de estos, los beneficios que nos dan y el nivel de complejidad técnica que se requiere para llevarlos a cabo, cabe mencionar que desde el punto de vista de perforación la terminación es lo que define en si a los pozos multilaterales, es por eso que un capítulo entero se dedicó a estos temas.

La planeación de pozos multilaterales requiere la consideración de varios aspectos relevantes, los cuales son presentados en el capítulo 5. Determinar la información requerida para la planeación es determinante para conocer qué elementos poseemos y qué otros requieren un mayor estudio o adquisición de información, así desde el tipo de yacimiento sobre el cual se plantea realizar la aplicación multilateral para definir la geometría o el perfil del pozo mismo, pasando por el análisis de geopresiones para determinar la ventana operativa y consecuentemente realizar el plan direccional que más convenga en base a lo antes mencionado, hasta el proceso de selección y evaluación del pozo así como su terminación, tomando en cuenta el análisis de riesgo y factibilidad ya que esto es lo que nos va a permitir tomar la decisión final para la perforación del pozo; la predicción del comportamiento de la producción mezclada es brevemente planteada ya que debido a lo extenso del tema en sí, requiere de un análisis profundo y sistemático, el cual no es materia del presente trabajo, pero si se menciona la problemática que implica y métodos para la predicción del comportamiento; todo lo anterior para aterrizar en la planeación de la aplicación en



la industria petrolera nacional de acuerdo a las características de sus principales regiones: Marina, Sur y Norte.

Al final del proceso lo que se espera en la industria petrolera es la rentabilidad de los proyectos y de las nuevas tecnologías que van siendo introducidas debido a la sinergia misma del avance científico y tecnológico que se da día con día, es por eso que en capítulo 6 se hace una comparación de costo‐beneficio de la perforación de pozos multilaterales.

Todo lo mencionado en la tesis es analizado para determinar las conclusiones y recomendaciones que se emiten mostrando así la factibilidad de esta tecnología que a nivel mundial ya tiene bastante aplicación pero que en México apenas empieza a introducirse.



Abstract

In chapter 1 of this thesis tackles about the principles of drilling technology of unconventional wells, in which are described the basic aspects for horizontal, directional and multilateral wells, also are mentioned the benefits it provides us each type of these wells and which criterions must take into account for the right choice as well as the profiles of wells in case of directional and multilateral wells, and it establishes that the technology of horizontal and directional well is part of multilateral well technology.

Monitoring and application of the technology of multilateral wells at a national and international level is carried out in chapter 2, showing the first multilateral well of the history made in Russia, just as we presented drilling proposals of directional wells that have been raised in Mexico.

Special tools for drilling and termination are boarded in chapter 3, describing the equipments used for directional drilling, diverting tools, controls in the direction of trajectory, packers, valves of movement and type of multilateral joints for drilling and termination of the lateral of the main bore.

Chapter 4 presents the conceptualization of drilling and completion topics of multilateral wells, it mentions briefly drilling techniques and is discussed in detail the classification of the level of multilateral termination determined by the “Technology Advanced Multilateral” whose acronym are TAML, it explains in which consists each one of the levels since the easiest and cheaper to the higher level of technical complexity and most costly, as well as the characteristics of these, the benefits we provide us and the level of technical complexity required to carry out, needs to be mention that from the point of view of drilling the completion is what defines itself the multilateral wells, is for that reason that an entire chapter is devoted to this topics.

The multilateral planning requires consideration of several relevant aspects, which are presented in chapter 5. Determinate the required information for planning is crucial to know what elements we have and what others require more study or acquisition of data, and so from this type of reservoir on which it raises to make the application multilateral to define the geometry or the profile of the well itself, going through geopressures analysis to determinate the operating window and consequently to make the most appropriate directional plan based on the mentioned before, until the selection process and evaluation of the well and its termination, taking into account the risk analysis and feasibility so this is what will allow us to take the final decision to drill the well; the prediction of the behavior of mixed production is briefly raised as due to the length of the topic itself requires a deep and systematic analysis which is not subject of this work, but is mentioned the problems involved and method for the prediction of this behavior, all previous to land in the planning of the application in the oil industry according to the characteristics of its main regions: Marina, South and North.



At the end of the process what is expected in the oil industry is the profitability of the projects and of the new technologies that are being introduced due to the synergy same at the scientific and technological progress that occurs every day, that is the reason that in chapter 6 does a comparison of cost – benefits of multilateral well drilling.

Everything mentioned in the thesis is analyzed to determine conclusions and recommendations that are issued thus demonstrating the feasibility of this technology which to worldwide already has enough application but in Mexico is just beginning to be introduced.



Capítulo 1. Principios de Perforación No Convencional

1.1 Pozos Direccionales.

Desde la llegada de la mesa rotaria, una importante preocupación para la industria petrolera ha sido –y todavía‐ es la habilidad de perforar pozos económicamente y mantener su dirección a lo largo de la trayectoria determinada, miles de metros debajo de la superficie. En los primero días, la principal preocupación era mantener una trayectoria vertical hasta el objetivo. Sin embargo, más recientemente, la preocupación ha sido ampliar la habilidad para perforar el pozo a la zona de interés que pueda ser ubicado miles de metros con una trayectoria horizontal desde la ubicación en superficie debajo del piso de perforación. Esto que es comúnmente conocido como perforación direccional. La cual consiste en perforar verticalmente una sección a un punto de desvío preseleccionado (kick‐off‐depth KOD por sus siglas en inglés) y posteriormente desviar intencionalmente a lo largo de la trayectoria preseleccionada para alcanzar el objetivo geológico de interés.

Perforar direccionalmente es la ciencia que consiste en dirigir a través de una trayectoria predeterminada, para interceptar un objetivo designado en el subsuelo.

Actualmente existen herramientas navegables que permiten mantener la trayectoria de desviación hacia el objetivo de interés.

Aplicaciones de la perforación direccional.

La perforación direccional de pozos tiene varias aplicaciones, las más comunes son las siguientes:

‐Perforar múltiples pozos desde un equipo de perforación (Figura 1.1).

Figura 1.1 Múltiples pozos desde un equipo en mar



‐Alcanzar objetivos inaccesibles (Figura 1.2).

Figura 1.2 Objetivos inaccesibles

‐Perforar pozos de alivio para controlar pozos descontrolados(Figura 1.3).

Figura 1.3 pozos de alivio



‐Perforar “Sidetrack” (Figura 1.4).

Figura 1.4 Sidetrack

‐Perforar Domos salinos (Figura 1.5).

Figura 1.5 Aplicación a domos salinos



‐Perforar cerca de la costa (Figura 1.6).

Figura 1.6 Ubicaciones cerca de la costa

‐Pozos horizontales dentro del yacimiento (Figura 1.7).

Figura 1.7 Pozos horizontales



La perforación de múltiples pozos desde un equipo de perforación costa fuera, es la aplicación más común y económica de la perforación direccional. La aplicación de perforación de pozos horizontales ha ganado gran prominencia en años recientes.

Alcanzar zonas inaccesibles que se encuentran debajo de ciudades o montañas requiere de ubicar el equipo de perforación en un área alejada y la perforación direccional y horizontal es la única forma de tener acceso a esos yacimientos.

En algunas ocasiones un pozo descontrolado no puede ser controlado por métodos convencionales, el último recurso es perforar un pozo direccional alejado del pozo descontrolado para aliviar el pozo, se comunica hidráulicamente y se controla el pozo descontrolado.

Problemas durante la perforación como son la falta de éxito en la pesca de herramienta perdida en el pozo puede obligarnos a conectar el pozo con la zona productora perforando un Sidetrack de manera direccional. La operación Sidetrack es hecha en perforación de reentrada en pozos nuevos o pozos viejos y agotados.

1.1.1. Requisitos para la perforación de pozos direccionales.

Con la excepción adicional de algún requisito especial, el equipo y la ingeniería son usadas para perforar un pozo vertical de manera económica y exitosa en general también se aplica en perforación direccional. Algunos requerimientos adicionales son:

• Uso de un sistema dirigible de fondo de pozo y herramienta de medición durante la perforación (MWD por sus siglas en inglés) para tener un control de la trayectoria del pozo.

• Usar protectores en la sarta de perforación para protegerla y evitar el degaste con la fricción que se presenta con la Tubería de Revestimiento (TR) en pozos altamente desviados

• Usar aditivos lubricantes especiales en el lodo de perforación para reducir los requerimientos de torque y arrastre de recortes de perforación.

• Uso de hidráulica de mayor eficiencia para la óptima limpieza del espacio anular. • Cálculos de ingeniería de los planes direccionales para la preselección de la trayectoria del

pozo utilizando herramientas de cómputo que faciliten el diseño de la trayectoria. • Construcción de la trayectoria con el uso de un diseño único de aparejo de fondo en la sarta

de perforación (Bottom Hole Assembly BHA por sus siglas en inglés) para mantener la trayectoria planeada y una transferencia adecuada de peso sobre la barrena.

• Herramientas especiales de direccionamiento para dirigir la barrena a lo largo de la trayectoria preseleccionada.

• Herramientas de deflexión. • Utilizar centradores en la Tubería de Revestimiento (TR) .



1.1.2. Perfiles direccionales de pozos.

La planeación es un factor importante para minimizar y controlar los costos, de los pozos direccionales en particular. Planear el inicio con la selección de uno de los típicos perfiles de dirección, representa mayor precisión en la trayectoria y disminución de riesgos para alcanzar el objetivo definido. Estos perfiles son generalmente identificados como:

‐Sección de construcción y mantenimiento de dirección Tipo S.

‐Sección de construcción, mantenimiento y disminución Tipo J.

‐Sección de construcción en curva continúa Tipo Horizontal de Curva Uniforme.

‐Sección de construcción en curva con disminución Tipo Horizontal de Sección Negativa.

Figura 1.8 Tipo de perfiles direccionales

1.1.3 Herramientas de desviación para la perforación de pozos direccionales.

Las herramientas de desviación son dispositivos para desviar la trayectoria de la barrena y seguir la trayectoria preseleccionada del pozo. Las herramientas que están disponibles en la actualidad son:

‐Cuñas direccionales.

‐Barrenas jet con agujeros direccionados.

‐Sistemas de fondo de pozo dirigibles.

‐Conexiones convencionales de BHA.

‐ Motor de fondo.



1.2 Pozos Horizontales.

La perforación horizontal es un proceso de direccionamiento de la barrena para seguir una trayectoria orientada aproximadamente a 90° respecto a la vertical a través del yacimiento. El interés en la perforación de pozos horizontales puede ser atribuido a las siguientes razones:

• Mejoramiento en la producción primaria.

• Mejoramiento en la producción secundaria.

• Mejoramiento en la recuperación final de hidrocarburos.

• Significante reducción en el número de pozos a desarrollar en todo el campo.

• Incremento significante de la producción.

• Los pozos Horizontales pueden incrementar la producción de 3 a 4 veces más que los verticales.

• El costo extra de un pozo horizontal es pagado por el incremento en la producción.

• En yacimientos altamente permeables los pozos horizontales pueden reducir el número de pozos y mejorar la tasa inicial de producción y vida del pozo.

• En yacimientos fracturados, discontinuos y delgados, los pozos horizontales incrementan significativamente la recuperación debido a que tienen mayor área de drene.

• Desarrollo de campos marginales, puede ser económicamente viable debido al reducido número de pozos requeridos para explotar el yacimiento.

La perforación horizontal, combinada con perforación multilateral y extendida, ha dado a conocer muchas oportunidades para la industria del petróleo y el gas económicamente en la recuperación de reservas hidrocarburos de campos donde no había sido posible. En adición a las ganancias económicas, la reducción de instalaciones superficiales ha sido un impacto significativo en el ambiente. El éxito de la perforación y terminación horizontal de pozos ha sido atribuida de manera significativa a los avances tecnológicos, la innovación en el diseño de enfoques, un efectivo trabajo de equipo, la utilización de procesos de aprendizaje, la efectiva planeación, un apropiado programa de implementación, el monitoreo en tiempo real de la información durante la perforación y los programas de diseño.

1.2.1. Aplicación de la perforación de pozos horizontales.

Los yacimientos ser consideran como posibles candidatos a perforarse horizontalmente sí:

‐El yacimiento puede tener problemas potenciales de conificación de agua y/o gas. ‐Yacimiento de baja permeabilidad (K), menos de 1 milidarcy. ‐Yacimientos Naturalmente Fracturados Verticalmente. ‐Yacimientos económicamente inaccesibles. ‐Yacimientos de aceite pesado. ‐Yacimientos de arena de canales y barreras de arrecife.



‐Yacimientos de carbón con metano. ‐Yacimientos con espesor delgado. ‐Yacimientos estratificados con alto ángulo de inclinación. ‐Yacimientos parcialmente depresionados. Además muchos tipos de yacimientos pueden ser candidatos a perforarse horizontalmente, el factor final es el económico, esto es el mejor retorno de inversión.

Algunos ejemplos más de aplicación son:

‐Yacimiento fracturado verticalmente (Figura 1.9).

Figura 1.9 Comparación entre pozo horizontal y vertical en un yacimiento fracturado verticalmente

‐Incrementar recuperación de hidrocarburos (Figura 1.10).

Figura 1.10 El pozo horizontal incrementa la exposición del yacimiento



‐Áreas de drene (Figura 1.11).

Figura 1.11 Incremento de área de drene

‐Conificación de agua (Figura 1.12).

Figura 1.12 Disminuye la conificación de agua



‐Conificación de gas (Figura 1.13).

Figura 1.13 Limita la conificación de gas

1.2.2. Métodos de perforación direccional.

La perforación horizontal comienza desde la superficie con una sección vertical, seguido por una sección desviada a una profundidad seleccionada KOD de acuerdo a los esfuerzos mecánicos de la formación, comenzando a 0° con respecto a la vertical y terminando aproximadamente a 90° al llegar al yacimiento. Los siguientes métodos (tabla 1.1) son usados para perforar la construcción de la sección de desviación hasta alcanzar el punto de entrada al yacimiento:

‐Método de radio largo o extendido (LR, por sus siglas en inglés, Figura 1.14).

Figura 1.14 Método de radio largo



‐Método de radio medio (MR, por sus siglas en inglés, Figura 1.15).

Figura 1.15 Método de radio medio

‐Método de radio corto (SR, por sus siglas en inglés, Figura 1.16).

Figura 1.16 Método de radio corto

‐Método de ultra corto radio (USR, por sus siglas en inglés, Figura 1.17).

Figura 1.17 Método de radio ultra corto



La tabla 1.1, muestra una comparación entre los métodos de construcción de la desviación Largo, Medio y Corto; así como de las características y necesidades de cada uno.

Radio Largo Radio Medio Radio Corto Tasa de construcción De 1 a 6° cada 100

pies De 6° a 35° cada 100 ft

De 1.5° a 3° cada pie

Construcción del radio

De 1000ft a 3000 pies

De 955 ft a 286 pies De 20 a 40 pies

Diámetro del pozo No hay limitación 4 3/4”, 6 1/8”, 8 1/2”, 9 7/8”

4 3/4”, 6 1/2”

Método de perforación

Sistema rotario o motor de fondo para la sección curva y horizontal

Diseño especial de motor de fondo para la construcción del ángulo, y sistema rotario o motor de fondo para la sección horizontal

Herramienta especial de deflexión o motor articulado para la sección del ángulo; y herramienta rotaria y sata especial para la sección horizontal.

Tipo de Tubería Convencional Heavy weight hasta 15 ° cada 100 pies, servicio sarta compresiva arriba de 15° cada 100 pies

Tubería especial articulada. Sarta especial con motor corto articulado

Barrena Sin limitación Sin limitación Rotario= sin límites Motor de fondo= Diamantes o diamantes sintéticos

Fluido de perforación

Sin limitación Sin Limitación Sin limitación

Tipo de Navegación “survey”

Sin limitación Limitado a MWD en agujeros menores a 6 1/8”

Especial

Extracción de muestras

Sin limitación Sin limitación 3 pies barril de muestreo, 1 pulgada de núcleo

Tabla 1.1 Tabla comparativa entre los métodos de radio largo, medio y corto

1.2.3. Consideraciones en la selección del método de la trayectoria de perforación.

Las siguientes consideraciones entran dentro del proceso de selección del método a ser usado en la perforación de pozos direccionales.

‐Costo.

‐Espaciamiento de los pozos, restricciones de contrato.

‐Condiciones de reentrada.



‐Características de las rocas del yacimiento.

‐Métodos de producción.

‐Objetivos de la compañía.

‐Problemas causados por la litología cerca de la zona de interés.

‐Cantidad a recuperarse.

‐Métodos de terminación.

‐Disponibilidad de herramienta de navegación, toma de muestra y otras.

‐Restricciones del KOD.

‐Restricciones de la distancia horizontal.

‐Problemas de Geomecánica de las formaciones.



1.3 Pozos Multilaterales.

Definición:

Un pozo multilateral es aquel en el cual uno ó más agujeros laterales (comúnmente llamados brazos laterales, ó ramales) son construidos desde un pozo principal (comúnmente conocido como brazo‐ramal principal o tronco).

Los pozos multilaterales ofrecen la opción de mejorar substancialmente la economía en la perforación de pozos direccionales. Esta tecnología permite tener la misma exposición del yacimiento con un menos número de pozos en superficie o costa fuera. Las mejoras en la tecnología de perforación y terminación han hecho posible la perforación y terminación de pozos multilaterales.

Un pozo multilateral es aquel pozo en el cual se tiene dos o más ramificaciones que son direccionales u horizontales, se conectan a un tramo principal perforado desde un sitio en superficie y conectado a un sólo pozo generalmente en forma vertical.

Dentro de las aplicaciones de esta tecnología se encuentran las siguientes:

• Incremento substancial del área de drene.

• Reducción en la conificación de gas.

• Reducción en la conificación de agua.

• Drene de una o más zonas estratificadas.

• Yacimientos marginales.

• Reducción de instalaciones en superficie.

• Menor impacto ambiental.

1.3.1. Configuración típica de pozos multilaterales.

Las restricciones geológicas y petrofísicas en conjunto con los objetivos técnicos/económicos y los requerimientos de producción usualmente determinan la estrategia de drene y/o inyección que es requerida para obtener una optima recuperación de hidrocarburos. Esta estrategia determinara finalmente cuál particular configuración es apropiada. A continuación se muestran dos clasificaciones de los perfiles o configuraciones de pozos multilaterales las cuales son las más actuales en la literatura internacional en materia de pozos multilaterales.



I Clasificación según Hironosi Sugiyama (Figuras 1.19 ‐1.27).

‐

Figura 1.18 Dos o tres laterales apiladas

Figura 1.19 Doble lateral opuesto y cuádruple lateral opuesto/apilado

Figura 1.19 Doble lateral plano Figura 1.18 Triple lateral plano

Figura 1.20 Cuádruple lateral opuesto plano

Figura 1.21 Cuádruple lateral plano salido



II. Clasificación según Steve Bosworth (Figuras 1.29‐ 1.32).

Figura 1.28 Múltiples Ramas Figura 1.29 Bifurcadas

Figura 1.23 Tripe lateral inclinado/apilado Figura 1.22 Cuádruple lateral radial

Figura 1.25 Triple lateral extendido de una sección vertical

Figura 1.24 Cuádruples laterales apilados



Figura 1.26 Laterales sobre una sección horizontal

Figura 1.31 Laterales sobre una sección vertical

Figura 1.27 Laterales apilados Figura 1.28 Laterales opuestos



1.4 Aplicación de pozos Multilaterales en campos de las regiones petroleras de México. Reducir los costos de exploración y producción es una prioridad para las empresas que quieran competir dentro del negocio de los hidrocarburos. Esto implica una mejor visualización de cada yacimiento y su ambiente, modelos y procesos más sofisticados para identificar y extraer los recursos, equipos más confiables y la administración del pozo a través de mejores sistemas permitirán reducir los costos y el impacto ambiental de las operaciones para extraer cada barril. Los retos están concentrados en lograr mayores dividendos, alcanzando mayores tasas de descubrimiento, menores costos de explotación, mayores eficiencias de equipo, así como mejor administración de desechos. Adicionalmente, ya no es suficiente encontrar y producir más y hacerlo más económico, sino mantener esa tendencia en forma constante. Si bien la industria petrolera es críticamente dependiente de innovaciones tecnológicas, también se ha caracterizado por ser una industria relativamente intolerante al riesgo, por lo que la introducción de tecnologías en prueba suele ser difícil de justificar. La tecnología de pozos ha logrado revolucionar avances desde la perforación vertical, pasando por pozos desviados, pozos horizontales hasta los más avanzados actualmente pozos multilaterales y hasta la búsqueda del pozo inteligente. A esto se le agregan las mejoras tecnológicas en fracturamiento hidráulico, y para el comienzo de este siglo ya se han presentado la perforación bajo‐balance y perforaciones empleando Tubería Flexible o “Coiled Tubing”. Este desarrollo es dual y depende del terreno de operaciones, ya sea costa afuera Offshore o costa dentro Onshore. No deja de ser llamativo el avance sostenido en esta última área. En tecnología costa afuera, se han desarrollado desde estructuras fijas profundas, seguidas de plataformas con sistema de tensión, y sistemas de producción con plataformas flotantes, hasta llegar a pozos submarinos en profundidades de hasta 7.000 pies. Dichos avances responden a motivos concretos, a saber:

• Incrementar el acceso a reservas económicamente explotables de gas y líquidos. • Intentar reducir los costos de exploración, desarrollo y producción de pozos. • Reducir los efectos y riesgos ambientales de la actividad de exploración y producción, que

pudieran afectar la salud pública y el ambiente. • Elevar el factor recobro de las reservas existentes.

Un modelo de pozo multilateral es aplicable para generar pozos de nueva tecnología. Éste puede determinar las tasas de fluidos y las caídas de presión a través del pozo. Los pozos multilaterales requieren más iteraciones para que la solución de las ecuaciones converja en el cálculo de las tasa de flujo y de caídas de presión en un pozo convencional. La densidad es un parámetro secundario que no afecta mayormente la caída de presión por fricción en la tubería de producción. La productividad obtenida con los pozos multilaterales es menor que con sus equivalentes pozos horizontales opuestos.



Cuando se tienen tuberías de producción de diámetro pequeño es necesario tomar en cuenta las caídas de presión que ocurren en la misma, para obtener los valores correctos de los gastos de producción y presión de fondo fluyente. En el caso con acuífero activo, se presentan caídas de presión mayores en los segmentos que se encuentren en la sección vertical del pozo. En dicho caso se obtiene un mantenimiento de la presión, una producción de aceite mayor y una relación gas aceite menor, que en el caso base. En este punto se plantea la pregunta de qué tan factible es aplicar la tecnología de pozos Multilaterales en yacimientos de la Región Marina. Estos yacimiento son de tipo anticlinal de estructuras comparta‐mentalizadas donde actualmente no se ha formado casquete de gas y el contacto agua aceite aumenta en profundidad debido a las condiciones dinámicas del Campo. Otra característica de los campos es que son yacimientos maduros, naturalmente fracturados con permeabilidades que varían de 2 a 4 Darcys, con formaciones productoras de alto espesor y de composición de arcillas y dolomías en el caso del bloque Brecha – Jurásico Superior y de poco espesor en el Jurasico Medio e Inferior. Bajo estos fundamentos la aplicación de este tipo de pozos no convencionales es factible su aplicación para los requerimientos de explotación del campo. Las siguientes premisas están enfocadas a la aplicación de Pozos Multilaterales en la Región Marina: Maximizar la vida útil recuperando las reservas de aceite en zonas poco drenadas antes de la invasión del casquete de gas. Reducir DP (patrones de drenaje) y obtener mayores índices de producción IPR. Retardar la conificación del gas y/o avance del contacto de agua. La terminación en un pozo Multilateral es estratégica y de arquitectura avanzada de drenaje (Dos Ramales), el cual tendrá por objetivo, alargar la vida productiva e incrementar la producción acumulada de hidrocarburos en la formación Cretácico, así como obtener información geológica y de fluidos de los campos de la Región Marina. Actualmente se ha aplicado la tecnología de pozos multilaterales llamada TAML cuyas siglas en inglés son (Technology Advancement Multilateral) .Debido a la cantidad de pozos perforados con diferentes trayectorias convencionales y no convencionales en las plataformas Maloob‐A, B, C y D KU‐H y M., se debe tomar en cuenta los riesgos de colisión de los pozos para definir nuevos diseños desde el punto de vista de perforación ‐ terminación desde estas plataformas. Se recomienda diseñar pozos no convencionales desde ubicaciones que estén reducidas en número de pozos y diseñarlos con trayectorias no convencionales a las zonas de producción comercial con mayor volumen de reservas.



Capítulo 2 Aplicaciones Nacionales e Internacionales de Pozos Multilaterales.

La aplicación de pozos multilaterales ha sido desarrollada a nivel mundial con considerables éxitos desde su concepción, visualización, perforación, terminación y manejo de los mismos, hemos podido observar casos en los cuales la producción aumentó de manera considerable y en algunos casos no esperada, además de incrementar la producción debido a la mayor área de drene este tipo de pozos adicionan reservas que bajo otros esquemas es prácticamente incosteable producir.

En la figura 2.1 se muestra las zonas a nivel mundial tanto en tierra y costa afuera (Onshore y Offshore) donde se ha aplicado la tecnología de perforación y terminación de pozos multilaterales de a TAML.

Con la finalidad de identificar la aplicación y desarrollo de la tecnología de perforación de pozos no convencionales con geometría multilateral, en este primer capítulo se presentan algunas aplicaciones a nivel mundial y nacional de pozos multilaterales, y también algunas propuestas de implementación en México.

Figura 2.1 Aplicaciones de Pozos Multilaterales a nivel mundial



Pozo Ubicación Año # reentradas Nivel Formación 66/45 Bashkortostan,

Rusia 1953 9 3 Carbonífero

medio, carbonatos Ofon 26 Área Marina

de Nigeria 2000 2 3 Sin dato

AC‐06 Mar de Java, Indonesia

2002 2 ‐ Arenas

Sin dato Macao, Brasil Sin dato 2 6 Sin dato Idu ML‐11 Nigeria Sin dato 2 6 358m3/d y

318m3/d , más de lo esperado

NE Intan A‐24 Mar de Java, Indonesia

Sin dato 2 6 Sin dato

Tullich 9/32a‐T2

Inglaterra Sin dato 5 1 Lutitas

NO18 1 B Venezuela Sin dato 8 1 y 3 Arenas no consolidadas

NEIA 24 ML Mar de java, Indonesia

Sin dato 2 6 areniscas

Tabla 1. Pozos a Nivel Mundial

Pozo Ubicación Año # de reentradas Nivel Formación Zaap 5 Sonda de

Campeche 2008? 2 2 Carbonatos

Cantarell 3062

Sonda de Campeche

Sin dato 2 3 Carbonatos

Santuario 28 H

Región Sur Sin dato 2 4 Arenas

Santuario 17 Región Sur Sin dato 2 4 Arenas Tabla 2. Pozos a Nivel Nacional



2.1 Pozos a Nivel Mundial.

2.1.1 Pozo 66/45 en Rusia.

Se perforó el pozo 66/45 con 9 ramas a distintas profundidades, desde 473 metros de profundidad vertical cuyas siglas en inglés son (TVD m) en su rama más somera hasta 575 TVD m en su rama más profunda, siendo el objetivo el carbonífero medio en la secuencia Bashkirian correspondiente a carbonatos con vastas reservas de petróleo.

Comparado con otros pozos en el mismo campo el costo de este fue de 1.5 veces un pozo común. “aumento capacidad de drene 5.5 veces más”. Produjo 17 veces más que un pozo típico (120 m3 vs 7m3).

Figura 2.3‐ Secuencia estratigráfica correspondiente al pozo 66/45

Figura 2.2 Primer Pozo perforado multilateralmente



2.1.2 Pozo Ofon 26, Arena Marina de Nigeria.

Se perforó y terminó el pozo Ofon 26 para alcanzar dos zonas productoras; una de las ramificaciones permitió explotar una sección aislada por fallas. Las dos zonas inferiores del tramo principal de 7” fueron terminadas con filtros de exclusión de arena y se empararon con grava. El tramo lateral de 6” se bajó una Tubería de Revestimiento (TR) de 4”, se usaron empacadores externo de TR y filtros de exclusión de arena.

Figura 2.4 Terminación y vista en sección vertical y en planta del pozo Ofon 26



2.1.3 Pozo AC‐06, Mar de Java Indonesia.

Se instaló un sistema tipo rapidconnect, cada ramificación lateral tenía como objetivo dos intervalos productores. El tramo lateral inferior de 6” se terminó con una TR con filtros de exclusión de arena y una camisa de aislamiento. El lateral superior de 6” se termino con un arreglo de TR que consta de un filtro de 4” y una camisa de 4”. El lateral superior alcanza 7499 pies de desplazamiento horizontal y el tramo inferior es de 8655 pies de desplazamiento horizontal.

Figura 2.5 Ubicación, vista en planta, vista vertical y terminación del pozo AC‐06



2.1.4 Pozo multilateral nivel 6 en Macao, Brasil.

Fue la primera instalación comercial de un sistema Rapidseal de 9 5/8” que se realizó en Brasil. Cada tramo lateral tenía como objetivo dos intervalos productores. El sistema consta de sartas de producción con arreglos de sello para cada TR del tramo lateral, en empacador para aislar el espacio anular entre las sartas de producción y la tubería de revestimiento. Cada ramificación fue perforada direccionalmente con un diámetro de 7”. La primera ramificación se terminó con una tubería de producción de 3 ½” y una bomba de cavidades progresivas. La terminación de la segunda ramificación se realizó con una TR de 31/2”pg y una bomba eléctrica sumergible.

Figura 2.6 Ubicación, diagrama en planta, diagrama vertical e ilustración de la terminación de un pozo de nivel 6 en Macao, Brasil



2.1.5 Pozo Idu ML 11 en Nigeria.

Se Realizó una terminación multilateral de nivel 6. La primera ramificación se extendió 693m; el segundo tramo lateral se extendió 696m, cada salida se vinculó con la superficie en forma independiente, mediante la utilización de un sistema de empacador Dualaccess. Este pozo está produciendo de forma más eficaz que lo previsto originalmente, como si se tratara de dos pozos direccionales independientes. La producción de la Zona L alcanzo 358m3 (2250 BPD) y la de la Zona I 318m3 (2000 BPD).

Figura 2.7 Ubicación, vista en planta y vertical e ilustración de la terminación del Pozo Idu ML 11 en Nigeria



2.1.6 Pozo NO18 1 B

Se perforaron 8 ramas de 81/2# sumando 6958 metros perforados en el campo Zuata en Venezuela, este campo consta de arenas no consolidadas no conectadas, producen un aceite pesado de 8 a 11 grados API, la etapa de 121/4 se realizo con una inclinación de 75 grados y los laterales con inclinación de 90 grados y con un diámetro de 81/2”. La perforación se realizó con un motor de fondo LWD de geo‐navegacion. Dentro de la clasificación TAML es de nivel 1 y 3.

Figura 2.8 Ubicación del campo Zuata

Figura 2.9 Vista en planta del Pozo NO 18 1 B con 8 ramas



2.2 Pozos a Nivel Nacional.

2.2.1 Pozo Zaap 5

El Pozo Zaap 5 está ubicado hacia el Este de la estructura anticlinal que conforma el Campo Zaap, perforado direccionalmente desde el Octópodo Zaap‐B. El objetivo principal de los dos brazos es el Cretácico Medio y el Cretácico Inferior.

Las formaciones de mayor relevancia alcanzadas están constituidas principalmente por dolomías fracturadas con porosidad secundaria vugular y dolomías microcristalinas a criptocristalinas con microcavernas de disolución respectivamente.

El brazo principal tiene una profundidad total de 3477 m de profundidad vertical y 4233 m desarrollados: mientas que el brazo secundario tiene una profundidad total de 3282 m de profundidad vertical y 4063 m desarrolladas; ambas ramas llegan hasta el Proterozoico.

Figura 2.11 Sección estructural que muestra la relativa localización del Pozo Zaap 5

Figura 2.10 Vista lateral desde el Oeste de las trayectorias de las ramas del pozo Zaap‐5



2.2.2 Cantarell 3062

En la Sonda de Campeche en la Región Marina Noreste se planea perforar en pozo Cantarell 3063 con objetivos a 2760 metros verticales y 2756 metros verticales para el pozo principal y el lateral respectivamente. El pozo principal se tiene planteado colocar un Liner de 7” ranurado, 2 empacadores hinchables y con un nivel de terminación TAML 3, el lateral se tiene planeado con un liner de 5” ranurado.

Figura 2. 12 Trayectoria del pozo Multilateral Cantarell 3062

Figura 2. 13 Plano estructural del pozo Cantarell 3062 (en azul)



2.2.3 Santuario 28 H

Pozo Multilateral de nivel de terminación 4, con objetivos en arenas a 2725 metros y 2850 el pozo principal y el lateral respectivamente. Para el sidetrack se utilizó un sistema multilateral de ventana pre‐molida.

Figura 2.14 Configuración del pozo Santuario 28‐H

2.2.4 Santuario 17

Pozo localizado en el sureste de México, con objetivos en arenas a 2800 metros y 3100 metros el lateral y el pozo principal respectivamente, se utilizó un sistema multilateral de ventana pre‐molida para realizar la perforación del lateral.

Figura 2.15 Configuración del pozo Santuario 17

A-18 A-21A-18 A-21



Capitulo 3. Equipo especial para la perforación y terminación de pozos multilaterales.

3.1 Dispositivos para la medición de la trayectoria.

La trayectoria real de un pozo se determina midiendo la inclinación y la dirección a varias profundidades, y aplicando posteriormente esta información a uno de los métodos de cálculo para la desviación de la trayectoria. Esto se realiza principalmente para orientar de manera adecuada el equipo desviador, ya sea una cuchara o “whipstock”, tobera de la barrena de chorro, estabilizador con excentricidad, codo desviador, un motor o “bent housing” o alguna otra herramienta.

Anteriormente, la inclinación y la dirección se determinaban con herramientas magnéticas y giroscópicas (single o multishot).

Debido al desarrollo de la tecnología de telemetría, actualmente existen otras maneras de medir la dirección, la inclinación y la cara de la herramienta, tales como arreglos de magnetómetros y acelerómetros. La energía puede ser proporcionada por baterías, cable conductor o por un generador accionado por el fluido de perforación. Si la herramienta de medición es colocada en el aparejo de fondo, cerca de la barrena, y las mediciones son tomadas durante la perforación, a esta se le denomina: herramienta de medición durante la perforación o MWD (Measurement While Drilling).

El intervalo de registro se ha estandarizado. Se recomienda registrar cada 30 metros de agujero desviado.

Los instrumentos más utilizados en la actualidad para obtener la inclinación y el rumbo de un pozo son:

3.1.1 Instrumentos Giroscópicos.

Estos instrumentos no requieren de lastrabarrenas antimagnéticas, dado que toma el lugar de la brújula magnética.

Ya sea desde superficie o mediante un sistema de encendido automático, el giroscopio se pone en funcionamiento a unas 40 000 o 60 000 rpm. Esta operación genera un campo magnético que elimina el efecto del campo magnético terrestre, permitiendo registrar el norte verdadero.

Para la interpretación del registro se utiliza un lector que amplifica la fotografía; la pantalla del visor puede colocarse de tal manera que la línea norte‐sur puede ponerse sobre la manecilla indicadora del norte en la fotografía. De esta manera, es posible leer directamente el rumbo verdadero en la circunferencia del lector e inspeccionar en forma precisa el grado de inclinación del pozo.



3.1.2 Herramientas de orientación direccional.

Este tipo de herramientas fueron utilizadas ampliamente en Petróleos Mexicanos en años pasados. Constan de una probeta con equipo electrónico, la cual se adapta a una varilla, que se asienta en la base correspondiente del orientador.

3.1.3 Sistema MWD.

Desde hace algunas décadas, las compañías buscaron la manera de registrar formaciones durante la perforación, aunque tecnológicamente era muy difícil fabricar herramientas que pudieran contrarrestar las difíciles condiciones del pozo y transmitir información confiable. Diferentes métodos de transmisión fueron utilizados: electromagnéticos, acústicos, de pulsos, de modulación de pulsos, cable y tubería. De todos los métodos de transmisión, los de pulsos presión y los de modulación de pulsos han evolucionado a sistemas comerciales actualmente utilizados por la comunidad de perforación direccional. Los sistemas más comunes son de pulsos de presión (MWD) y el de transmisión de pulsos modulados a presión (LWD).

El sistema MWD (Measurement While Drilling, Figura 3.1) utiliza pulsos para transmitir la información de la herramienta a superficie en forma digital (binaria). Estos pulsos son convertidos en energía eléctrica por medio de un transductor en superficie, los cuales son decodificados por una computadora.

Existen diversas compañías que proporcionan este servicio a la industria petrolera en todo el mundo, siendo los sistemas más utilizados en la actualidad para el control direccional de los pozos.

3.1.4 Sistema LWD.

La medición de las propiedades de la formación durante la perforación del pozo, a través del uso de herramientas integradas junto con la sarta de perforación o ensamble de fondo de pozo.

El LWD (Loggin While Drilling por sus siglas en ingles, Figura 3.1) aunque a veces riesgoso y costoso, tiene la ventaja de medir las propiedades de una formación antes de que el fluido de perforación la invada profundamente. Además en muchos pozos resulta difícil o imposible medir con las herramientas convencionales, sobre todo en pozos altamente desviados. En estas situaciones, la

medición LWD asegura que algunas mediciones lleguen a superficie.

Figura 3. 1 Herramientas MWD y LWD



La oportuna obtención de información mediante el sistema LWD se utiliza para guiar la trayectoria del pozo de manera que este se mantenga dentro de la zona de interés en la parte más productiva del yacimiento.

3.2 Herramientas de desviación.

Las herramientas de desviación más comúnes para la perforación direccional y horizontal son ensambles dirigibles, con incorporación de motores de desplazamiento positivo (por lo tanto, son comúnmente llamados Postivie‐Displacement Motor PDM por sus siglas en ingles), y sistemas rotarios dirigibles (Rotary Steerable System RSS por sus siglas en ingles). El estabilizador ajustable de medición, conocido como sistema rotario de doble dimensión, para controlar la inclinación, se ha vuelto muy popular para operarse en conjunto con ensambles rotarios y PDM. La herramienta whipstock o cuchara es usada rutinariamente para operaciones de Sidetrack en agujeros con TR. Otras herramientas como las turbinas son mayormente usadas en Rusia y el “jeteo de las toberas” es aplicado rara vez en la actualidad.

3.2.1 Ensambles de motor dirigibles PDM.

El avance más importante en el control de la trayectoria son los ensambles de motor dirigibles, que contienen PDM con “bent sub” o bent housing”. El PDM está basado en el principio Moineau. El primer PDM comercial se introdujo en la industria petrolera a fines de los 60’s. Desde entonces, su uso se ha ido incrementándose en gran medida para aplicaciones de perforación direccional. Los ensambles de motor dirigibles son versátiles y son usados en toda la sección de pozos direccionales, desde el KOP y la construcción del ángulo hasta la sección tangencial y provee un exacto control de trayectoria. Entre los ensambles PDM, el más común actualmente en uso como herramienta de desviación es el “bent‐housing mud motor”.

El “bent sub” y el “bent housing” usan la inclinación de la barrena y fuerza sobre un lado de la barrena para cambiar la dirección e inclinación del agujero. El “bent housing” es más efectivo que el “bent sub” debido a una distancia más corta de inclinación de la barrena, lo cual reduce el desplazamiento de la barrena y crea un ritmo de penetración más grande para un determinado tamaño de inclinación. Una inclinación más corta se logra reduciendo el brazo de palanca de la distancia de la barrena, y por lo tanto se reduce el esfuerzo de flexión en la curva. Como un resultado, el “bent housing” PDM es más fácil orientar y permite un largo periodo de rotación. La única aplicación para el “bent sub” es en agujeros de gran diámetro 22‐26pg. Debido a la particular introducción de “bent housing” ajustable, el “bent sub” se ha vuelto obsoleto en la mayoría de las aplicaciones.

Antes de que las computadoras estuvieran ampliamente disponibles, el simple cálculo de “curvatura de tres puntos” era usado para predecir las tasas de construcción de los ensambles de motor, como se muestra a continuación:

200



Donde:

BR es la tasa de construcción dada en grados cada 100’.

Θb es el ángulo de inclinación, en grados.

L1 es la distancia desde el primer punto de contacto (barrena) hasta el segundo punto (curva), en pies.

L2 es la distancia desde el segundo punto de contacto al tercer punto de contacto (estabilizador superior del motor), en pies.

Para resultados más exactos, un programa de análisis del aparejo de fondo (BHA, “Bottom Hole Assembly” por sus siglas en ingles) es a menudo usado para calcular los ritmos de penetración o perforación. Nótese que los programas más populares de BHA son usualmente basados en el método de los elementos finitos, pero se ha mostrado que no son lo suficientemente exactos para modelar el sistema de motor dirigible o RSS Rotary System Sambly por sus siglas en ingles. El software BHA usa el método semianalitico, aunque es menos flexible pasa usar, es recomendado para el modelado de PDM y RSS, debido a los mejores resultados.

3.2.2. Componentes del motor “bent housing”

Un motor “bent housing” típico contiene cuatro secciones.

1) “Dump sub” bombeo hacia abajo 2) “Unit Power” Unidad de poder 3) “Bent‐housing” Transmisión/unidad 4) “Cojinete”

Dump sub o Bombeo hacia abajo. El Dump sub, localizado en la parte superior del ensamble del motor, contiene una válvula que es soportada para permitir el flujo del fluido de perforación entre la sarta de perforación y el espacio anular. Esto le permite a la sarta de perforación llenar cuando este bajando y vaciarla cuando está viajando hacia afuera del pozo. El Dump sub también permite bajos gastos de circulación, baypaseando el motor si es requerido.

Unidad de poder. La mayoría de los ensambles de motores usan el principio de bombeo de Moniea para convertir la energía hidráulica en energía mecánica. Un par Rotor/Estator convierte la energía hidráulica de la presión de circulación del fluido a energía mecánica de una rotación del eje. El rotor y el estator son de diseño lobulado. El

Figura 3. 2 Componentes de motor “bent housing”



rotor y el estator de perfiles lobulados son de perfiles similares, con el acero del rotor teniendo un lóbulo menos que el elastómero del estator. Los lóbulos de rotor y el estator son helicoidales, con una etapa equiparado a una distancia lineal de un “capa envolvente‐ full wrap” de la hélice del estator.

La unidad de poder se caracteriza por el número de lóbulos y la efectividad de las etapas. La velocidad y el torque de una sección de poder es inversamente y proporcional respecto al número de lóbulos en el rotor y el estator. Un mayor número de lóbulos permite un mayor torque y una menor velocidad de rotación. Típicamente el rango de configuraciones de rotor y estator son de 1 ó 2 lóbulos a 9 ó 10 lóbulos. Para el rendimiento, la sección de poder debe ser emparejada a la barrena y la formación que se está perforando.

Transmisión “bent housing”. Universalmente los acoplamientos en el interior de la unidad de transmisión eliminan toda la excentricidad del motor y acomodan el movimiento de deslizamiento del “bent housing” mientras se transmite el torque y el empuje hacia abajo del eje de transmisión, el cual es ayudado concéntricamente con el cojinete del ensamble.

Sección del cojinete. El ensamble del cojinete consta de múltiples cartuchos de empuje de cojinetes, cojinetes radiales, un reductor de flujo, el empuje hidráulico debido a la perdida de presión en la barrena, el empuje reactivo hacia arriba de la aplicación del WOB. Para motores de mayor diámetro, los cojinetes de empuje son usualmente de múltiples pilas de balines y caminos. Rodamientos radiales Metálicos o no‐metálicos son empleados sobre y debajo de los cojinetes de empuje para absorber la carga lateral del eje de transmisión.

3.2.3 Potencia liberada por la barrena.

En los PDM, el poder liberado en la barrena se expresa con la siguiente relación:

5252

Donde:

HP son caballos de fuerza.

T es el torque en pies‐libra.

N es la velocidad de rotación en rpm.



3.2.4 Aplicaciones de PDM en perforación direccional.

Hay diversas aplicaciones de PDM, la más importante se describe en la siguiente sección.

Sidetracking. El método más común de sidetrack o desviar la TR, especialmente cuando las consideraciones de perforación son las siguientes, moler una ventana en la TR con una sección de molienda y después desviar la trayectoria con un ensamble de motor “bent‐housing”. El ensamble usualmente contiene un estabilizador arriba del motor y puede llevar otro abajo.

Perforación dirigible y KOP. El requerimiento esencial para un sistema de perforación dirigible es que pueda hacer cambio de azimut e inclinación. Esta es la configuración más comúnmente usada porque las siguientes razones:

‐Genera una curvatura promedio que puede ser adherida por una combinación de orientación y rotación.

‐Después de terminada la sección de curvatura, el ensamble puede ser rotado hacia adelante para mantener el ángulo con pequeñas correcciones que se hacen para la inclinación y el azimut como sean necesarias.

‐Intervalos de alcance extendido se perforan a través de diferentes formaciones eliminando los viajes para el cambio de ensamble.

‐El rendimiento en la perforación es maximizado por la mayor eficiencia en el torque y la potencia en la barrena.

El sistema usualmente usado, consiste en uno motor “bent housing” y un estabilizador en el “bearing housing‐cojinete del housing”. Para mejorar la capacidad de deslizamiento del motor, el estabilizador tiene un grosor, hojas rectas cónicas en los extremos y es calibrada relativamente al tamaño del agujero (típicamente 1/8 pg a 1/2 pg). Dependiendo de la aplicación, estabilizadores adicionales pueden ser utilizados encima del motor, aunque estos estabilizadores generalmente son en forma de espiral, las aspas pueden ser cónicas y de bajo calibre.

El diseño general de un ensamble dirigible dependerá de la aplicación destinada, y las consideraciones más importantes son:

‐La esperada tasa de construcción en el modo orientado puede ser ligeramente más grande que la requerida (1‐2°/100 pies), como una garantía de la tasa de construcción planeada.

‐El número de estabilizadores usados pueden mantenerse al mínimo para recudir el arrastre en el modo de orientación.

‐Si la sarta de perforación es rotada en una sección curva, existiendo estrés alrededor del “bent housing” y debe ser revisado para asegurar que está por debajo del límite de resistencia.



Aplicación de radio medio (6°‐15°/100 pies). Para construir tasas del rango de 6° a 15° cada 100 pies, la gran mayoría de la perforación de radio medio es realizada en agujeros de 12 pg y menores, usando motores de 8pg de diámetro o menor. Un número de configuraciones de motor es usado para perforar pozos de radio medio, cada uno tiene sus meritos, incluyendo los siguientes:

‐Simple motor “bent‐housing”.

‐Simple “bent‐housing” sin almohadilla de desplazamiento.

‐Motor de doble curva: motor “bent‐housing” con “bent sub” posicionado en la parte superior del motor y alineado con la curva.

‐Doble motor “bent‐housing”.

Aplicación de radio corto y ultra corto. El sistema de perforación de radio corto es usado para lograr tasas de construcción en el rango de 15‐65°/100ft. La sección de construcción y la sección lateral son perforadas con un paquete de cojinetes corto de motor. Cuando la tasa de construcción excede 44°/100 pies, un motor articulado y un herramienta de flexión MWD debe ser usada. En ambos tipos de sistemas pueden ser usados para un nuevo pozo o para reentradas.

Dos tipos de motor son usado para perforar pozos de radio ultra corto, con sección de construcción en el rango de 65‐125°/ft: un motor articulado (usado para perforar la sección de correspondiente) y un motor lateral hibrido (usado para perforar la sección lateral). La herramienta articulada MWD es usada en ambos casos.

3.2.5 Sistema de ensamble rotatorio.

El RSS (Figura 3.3) representa una etapa evolutiva de avance en la tecnología de perforación direccional, la superación de los inconvenientes asociados con los motores dirigibles y los ensambles convencionales rotatorios. Los motores dirigibles, al iniciar los cambios la trayectoria del pozo, la rotación de la perforación es detenida en una posición que la curva en los extremos de motor en dirección de la nueva trayectoria. Este modo, conocido como modo de deslizamiento, típicamente crea altas fuerzas de fricción sobre la sarta de perforación. En el extremo de perforación de alcance extendido, la fuerza de fricción aplica en el punto un peso no axial disponible para superar el arrastre de la sarta de perforación contra el pozo; por tanto, seguir perforando no es posible. Para superar este límite del ensamble de motor dirigible, fue desarrollado el RSS a principio de los años 90’s, respondiendo a las necesidades de perforación de alcance extendido. El primer RSS fue usado en el Reino Unido en pozos de alcance extendido.



Figura 3. 3 Sistema de Ensamble Rotario

El RSS permite la rotación continua de la sarta de perforación mientras se dirige la barrena. Por tanto, generalmente tiene mejor ROP que un ensamble convencional de motor dirigible. Otros beneficios incluyen mejor limpieza del agujero, menor torque y arrastre y mejor calidad del agujero. El RSS es mucho más complejo mecánicamente y electrónicamente y es por lo tanto más caro comparado con un ensamble convencional de motor dirigible. Esta penalidad económica tiende a limitar su uso a la alta exigencia de pozos de alcance extendido o a sus muy complejos perfiles asociados con los “diseñadores” de pozos.

Dos conceptos de dirección en RSS son usados: ‐Punto y presión de la barrena.

El sistema de punto de la barrena, utiliza el mismo principio que emplea el sistema de motor “bent‐housing”. En el RSS, el “bent‐housing” se encuentra dentro del cuello, por lo que puede ser orientado a la dirección deseada durante la rotación de la sarta de perforación. El sistema de punto de la barrena pretende permitir el uso de una larga medición de la barrena para reducir el agujero en espiral y perforar recto el pozo. El sistema de presión de la barrena usa el principio de aplicación de fuerza en la barrena, presionando contra la pared del fondo del pozo para alcanzar la trayectoria deseada. La presión puede ser presión hidráulica o mecánica. Para ambos casos del RSS, el punto en la barrena o presión en la barrena, alcanza una máxima tasa de construcción de alrededor de 6‐8°/100 pies puede generalmente usada para una herramienta de 8 1/2pg.

3.2.6 Estabilizadores ajustables.

A finales de los años 80’s la industria desarrolló estabilizadores ajustables cuya efectividad de paleta (OD‐ diámetro externo) cambia cuando la herramienta estaba bajando en el pozo. Con los estabilizadores ajustables los perforadores cambia el OD del estabilizador sin tener que consumir tiempo y hacer viajes costosos. Los estabilizadores ajustables corren en ensambles rotatorios donde a menudo son posicionados cerca de la barrena a 15 o 30 pies. En esta posición, cambios en



la medición controlan efectivamente la tendencia de construcción/caída del ensamble. Porque puede controlar la inclinación mientras se encuentra en el modo rotatorio, este ensamble conocido como sistema rotatorio bi‐dimensional. Los estabilizadores ajustables pueden operar con ensambles de motor dirigible, haciendo posible el control de la inclinación con el estabilizador mientas se perfora en modo rotario. Si el pozo requiere un cambio de azimut uno tiene que volver al modo de desplazamiento.

Los estabilizadores ajustables han sido ampliamente usados recientemente, en particular, en perforación de sección horizontal, usualmente consiste de una herramienta LWD (Logging While Drilling). Un sensor resistivo, con una profundidad de investigación profunda, puede detectar cambios antes de que la barrena penetre las fronteras de la formación. Esta habilidad puede permitir que el ensamble de perforación se mantenga en el yacimiento y dirigir el camino de un límite inferior o superior.

3.2.7 Barrenas de chorro.

Este tipo de barrena se usa para desviar la trayectoria en formaciones suaves, aunque con resultados erráticos y generando patas de perro severas. Una barrena convencional puede ser utilizada para desviar pozos en ese tipo de formaciones. Esto se logra tapando dos de las toberas y dejando la tercera libre o con una de diámetro grande. Esta última se orienta en la dirección a la cual se desea desviar, después se ponen en funcionamiento las bombas, moviendo hacia arriba y hacia abajo la tubería de perforación. La acción del chorro deslava materialmente la formación. Una vez fijado el curso apropiado, se gira la sarta y la barrena tiende a seguir el camino de menor resistencia formado por la sección deslavada.

3.2.8 Desviador de pared.

Actualmente estas herramientas se usan comúnmente en pozos multilaterales y pueden ser de tipo recuperable o permanente.

Desviadores de pared recuperable. Constan de una cuña cóncava larga invertida de acero, cóncava, con el lado interior acanalado para guiar la barrena hacia el rumbo de inicio de desviación. Los ángulos para los cuales están diseñados estos desviadores, varían entre 1 y 5 grados; en su parte inferior tienen una especie de punta de cincel para evitar que giren cuando la barrena está trabajando. En la parte superior de la barrena, se instala un portabarrena, el cual permite recuperar el desviador.

Desviador de pared permanente. Estos desviadores se colocan en agujeros entubados (donde existan obstrucciones por colapso de la TR) o en agujeros descubierto que contengan un medio donde asentarlo (un tapón de apoyo o un pescado con media junta de seguridad). Comúnmente, se coloca con un conjunto compuesto por un molino, un orientador y tubería extra pesada. Una vez orientada la herramienta se le aplica peso con el molino, girando lentamente la sarta de molienda. Este tipo de desviador es muy utilizado sobre todo en pozos con accidentes mecánicos.



Figura 3.4 Desviadores de Pared

3.2.9 Turbinas.

Las turbinas, se conocen como Turbodrills, se alimentan por la turbina del motor, la cual tiene una serie de rotores/estatores (etapas) conectados a un eje. Como el fluido de perforación es bombeado a través de la turbina, el estator desvía el fluido contra el rotor, forzándolo a rotar el eje de transmisión al cual está conectado. Las turbinas se diseñan para operar a altas velocidades y bajos torques y por tanto es adecuado para operar con barrenas de diamante o barrenas PDC (Polycrystalline Diamond Compact). Las turbinas son menos flexibles y menos eficientes que los PDM, pero estos también son más caras; por tanto, las turbinas no son ampliamente usadas como los PDM, excepto en Rusia.

3.2.10 Codos desviadores y Juntas articuladas.

Estos elementos se corren generalmente con un motor de fondo. Los codos desviadores se colocan en la parte superior de un motor de fondo, y son elementos de tubería de doble piñón, el cual se conecta de manera normal a la sarta a través de un extremo superior y el extremo inferior está maquinado con un ángulo de desviación fuera del eje del cuerpo. Estos elementos le proporcionan un ángulo a la sarta para poder perforar, generalmente a bajas tasas de incremento. Sólo pueden ser utilizados en el modo sin rotar (deslizamiento).

Respecto a la junta articulada, a ésta se le conoce también como unión articulada o rodilla mecánica. Éste conjunto se basa en el principio de unión universal y la parte inferior puede girarse a un cierto ángulo de inclinación.



3.3 Empacadores de producción.

Los empacadores son clasificados generalmente como tipo permanente o recuperable. Algunas innovaciones incluyen niples de asiento o receptáculos de estos. Los empacadores deben ser corridos cuando su utilidad futura sea visualizada para que no resulte en gastos innecesarios que deriven en costosas remociones. Los empacadores sirven para varios propósitos entre los cuales podemos mencionar:

‐Protección de la Tubería de Revestimiento de las presiones, tanto del pozo como de las operaciones de estimulación.

‐Protección de la Tubería de Revestimiento de fluidos corrosivos.

‐Aislamiento de fugas en la Tubería de Revestimiento.

‐Aislamiento de disparos taponados o cementados.

‐Aislamiento de intervalos de producción múltiple.

‐Cancelación de los cabeceos o surgencia de fluidos.

‐Auxilio de sistemas artificiales de producción.

El empacador puede ser descrito como un dispositivo el cual bloquea el paso de los fluidos al espacio anular o del espacio anular a la tubería de producción. La mayoría de las aplicaciones de los empacadores son simples y sencillos que no requieren más que la de proporcionar el peso de la tubería de producción suficiente sobre el empacador para garantizar el sello. Existen otras aplicaciones donde se deben tomar consideraciones de extrema precaución para el anclaje del mismo, sobre todo en el tipo de aplicación de peso para que no falle en la utilización especifica en el pozo.

3.3.1 Tipos de empacadores

A continuación se describen algunos de los tipos de empacadores más comunes que existen en el mercado actual:

Empacadores recuperables: Existen diferentes tipos de empacadores recuperables de esta categoría, los cuales van desde empacadores que se anclan con peso hasta anclados por tensión o anclaje mecánico o hidráulico, dependiendo de las operaciones que se realicen en los intervalos de producción. La función que cumplen viene siendo la misma que la de todos los empacadores y sus principios de operación varían muy poco, estos empacadores pueden ser recuperados y utilizados otra vez aplicándoseles un mantenimiento mínimo en cada ocasión.



Empacadores permanentes: Como su nombre lo dice, estos accesorios se colocan en los pozos para quedar en forma permanente, también tienen accesorios adicionales que permiten utilizarlos como tapones puente temporal, para cementaciones forzadas o para realizar fracturas arriba del empaque. Este tipo de empacadores permite realizar operaciones donde se tienen presiones altas, y en algunas ocasiones dependiendo del tipo de terminación o mantenimiento que se tenga en un pozo, pueden ser utilizados como retenedores de cemento para realizar operaciones de cementación forzada en un intervalo abandonado definitivo, para posteriormente probar un intervalo superior de interés.

Estos empacadores resisten altas presiones diferenciales de arriba o abajo sin que sufra algún movimiento, generalmente son construidos de hierro fundido centrifugado y las cuñas de acero de bajo carbón con la

finalidad de que puedan ser molidas con facilidad.

Empacador de ancla: Consiste simplemente de un elemento de empaque el cual puede ser comprimido y de esta manera forzarlo a expandirse hasta la tubería de revestimiento, por la aplicación de peso sobre el elemento de sello con la tubería de producción.

Empacador de agarre de pared o de anclaje por peso: Este tipo consiste generalmente de un elemento de sello, un juego de cuñas y cono, dispositivo de fricción o un mecanismo “J”. Este empacador es accionado por rotación de la tubería de producción para soltar el

mecanismo “J” o por movimiento de la tubería tanto en sentido ascendente como descendente y resiste altas presiones diferenciales.

Empacadores con paso de desviado: Este otro tipo consiste de un elemento de empaque alrededor de un aparejo de tubería de producción en adición a algún dispositivo de paso de fluido a través del elemento de empaque. Estos a su vez pueden clasificarse de acuerdo al tipo de ancla que consta de un elemento de empaque únicamente o del tipo de agarre de pared con un mecanismo de desenclave.

Figura 3.5 Empacador Doble

Figura 3.6Empacador hinchable



Empacadores de Cabeza de Control: Este empacador está provisto con un dispositivo de igualación arriba del mismo, sin que sea necesario levantar la columna de fluido arriba del empacador y sin desempacar el elemento de sello del mismo.

Empacadores Hidráulicos: Estos empacadores pueden ser permanentes o recuperables con cuñas o sin cuñas, generalmente se accionan por presión hidrostática en la tubería de producción, aplicada a través de ella desde la superficie.

Empacadores Múltiples: los empacadores múltiples pueden ser de cualquiera de los tipos antes mencionados. Estos están simplemente construidos para alojar dos o más aparejos de tubería de producción a través de ellos y pueden ser colocados por diferentes dispositivos, generalmente son colocados hidráulicamente pero también existen algunos tipos que se colocan con la o las tuberías de producción.

Anclas Hidráulicas: son usadas en conjunto con los empacadores y son operadoras hidráulicamente, una alta presión en la tubería de producción forzara las cuñas hacia afuera contra la tubería de revestimiento, proporcionando de esta forma al empacador de una conexión mecánica que lo detendrá evitando cualquier movimiento entre la tubería de producción y la de revestimiento.

Empacadores Hinchables: Son empacadores que poseen un elemento hinchable conocido como elastómero, este tipo de empacadores son permanentes y se adaptan a la forma del pozo aislando zonas que pueden tener problemas de cortes de agua, estos pueden ser hinchables ya sea por agua, aceite o ambos, no poseen partes móviles y se pueden bajar sin herramientas, el sello se logra por la expansión del hule hinchable.

3.4 Válvulas de circulación.

La función principal de la colocación de una válvula de circulación es los aparejos de producción, ya sean sencillos, sencillos selectivos o de doble terminación, es la de proveer un medio de comunicación entre el espacio anular y el interior de la tubería de producción.

Todos los aparejos de producción deben tener este accesorio con la finalidad de facilitar el control del pozo.

Existen dos tipos de válvula de circulación:

1) Tipo mandril. 2) Camisa deslizable.

a) Con niple de asiento. b) Sin niple de asiento.



Ambos tipos se abren y cierran con equipo de línea de acero o presión hidráulica.

Tipo Mandril: Tienen una forma ovalada con orificios de circulación en el cuerpo, el cierre de estos se produce con un obturador que se aloja en un receptáculo o bolsillo.

La desventaja mayor de este accesorio es la recuperación en caso de accidente mecánico debido a la forma irregular del mismo.

Tipo Camisa Deslizable: Tiene una pieza móvil en su interior denominada “camisa”, cuya función es abrir o cerrar orificios de circulación. Este tipo de válvulas pueden diseñarse con niple de asiento o sin él.

Con niple de asiendo: Están maquinados para recibir accesorios con el equipo de línea acerada tales como: válvula de retención, separador de flujo y estrangulador lateral en caso de presentar dificultad para cerrar.

Sin niple de asiento: Tienen el mismo diámetro interior que la tubería de producción por lo cual se pueden colocar válvulas de este tipo en una misma sarta.

3.5 Juntas de terminación Multilateral.

Una junta o unión multilateral es una configuración del pozo y la TR la cual permite perforar un lateral (y eventualmente terminarlo) fuera del pozo principal, y que también permite la instalación de la configuración de terminación necesaria tal que la producción del lateral y del agujero principal sea posible. Las uniones de pozos multilaterales están clasificadas de acuerdo a la clasificación de nivel de la TAML (Technology Advancement of Multilaterals por sus siglas en ingles). Los niveles definen la complejidad de la unión para los pozos multilaterales y describe como se logra la resistencia mecánica y la integridad de presión en la unión. Los parámetros que más afectan el proceso de selección son los esfuerzos de la formación, integridad hidráulica, las estrategias de producción y la capacidad de acceso a los laterales. Este tema se explicara con detalle en el capítulo 4.



4. Conceptualización de pozos multilaterales.

En este capítulo, se describen los aspectos relevantes de las tecnologías de perforación y terminación de pozos multilaterales, así como también los componentes de los sistemas de terminación de acuerdo al nivel de clasificación de la terminación que define la TAML y sus características principales.

4.1 Perforación de pozos multilaterales.

Sin duda, la tecnología que permite los pozos multilaterales ha sido el avance en las capacidades de perforación direccional. La habilidad de perforar múltiples agujeros con trayectorias completamente arbitrarias de un modo altamente controlable hace de los pozos multilaterales un método atractivo para la explotación del yacimiento. La perforación de pozos multilaterales consiste de tres fases:

Fase Uno: Perforación del pozo principal. Es la perforación de un pozo convencional hasta la localización del objetivo de interés más profundo en la estructura del yacimiento, desde este pozo principal se planea la profundidad del primer Sidetrack lateral. Como la planeación del segundo lateral o subsecuentes laterales.

Fase Dos: Sidetrack desde el pozo principal. Perforar un nuevo pozo (lateral) desde el pozo principal inicialmente es planeado como un multilateral o una reentrada en la cual un multilateral empieza a diseñarse y construirse desde un pozo principal.

Fase Tres: Perforación de ramas o laterales. Los laterales son perforados direccionalmente en muchos casos como pozos horizontales convencionales. Las técnicas de perforación con Tubería Flexible (TF) o de agujero reducido “Slim‐hole” son frecuénteme usadas. El control de la trayectoria de las ramas o laterales es un parte crítica de la perforación de pozos multilaterales.

4.1.1 Iniciando un lateral desde el pozo principal‐Sidetrack.

El Sidetrack es la creación de un segundo agujero por la perforación de un nuevo a través de un lado de un agujero ya existente. El Sidetrack es y ha sido usada por muchos años la técnica para la creación de un nuevo agujero cuando la porción inferior del agujero original es aislada por algunas razones. Las técnicas usadas para iniciar un Sidetrack desde un pozo principal dependen sí el Sidetrack es iniciando desde un pozo con agujero descubierto o con agujero entubado. Si un nuevo pozo es planeado como multilateral y las formaciones de las ubicaciones de la unión o junta son estables, el lateral puede ser iniciado en la sección de agujero descubierto, y evitar la necesidad de moler la Tubería de Revestimiento (TR).

4.1.1.1 Sidetrack en agujero descubierto.

Al iniciar un nuevo agujero lateral en agujero descubierto, la barrena debe ser desviada a perforar en el lado del pozo existente, en lugar de continuar extendiendo el pozo principal. El inicio del Sidetrack es logrado por una de las tres formas siguientes:



Forma 1. Usando barrenas de chorro o motores de fondo tipo “Bent sub”, perforando lentamente para crear un muesca o sección deslavada en el pozo principal desde el cual el lateral puede se perforado.

Un método relativamente simple para un Sidetrack en agujero descubierto es iniciar la ventana perforando lentamente con una barrena especial o un ensamble de fondo que desviara la sarta de perforación de la trayectoria del pozo. Para esta operación se puede utilizar una barrena de chorro (figura 4.1) o un motor de desplazamiento positivo. Si se llega a usar una barrena de chorro después de lograr una sección deslavada de 3‐6 pies, el Sidetrack es perforado 20 pies y se vuelve a jetear hasta lograr el ángulo deseado.

Figura 4. 1 Barrena de chorro

Una muesca (figura 4.2) o abertura en el fondo del pozo puede ser creada también usando un motor de fondo con un ensamble “Bent sub”. El bent en la sarta de perforación encima de motor crea una fuerza sobre la barrena que causa la desviación en la perforación. De esta manera, la barrena es orientada en la sección deseada,

típicamente orientado con el sub, posteriormente se perfora lentamente con el motor de fondo.

Forma 2. Colocando un tapón de cemento en el agujero principal, posteriormente se da inicio al punto de desviación desde el tapón para crear el Sidetrack.

Otro método convencional para realizar un Sidetrack desde un agujero descubierto es colocar un tapón de cemento para desviar la barrena a una formación más suave. Un Sidetrack puede ser iniciado con un ensamble de perforación flexible si el cemento tiene una mayor resistencia compresiva que la formación. Cuando se comienza la perforación la parte superior del tapón, con suficiente peso sobre la barrena, los Drill collars tienden a pandearse, presionando la barrena

Figura 4. 2 Creando un Sidetrack con una barrena de chorro



hacia un lado. Debido a que en esta técnica no se puede controlar completamente la dirección de la desviación generalmente no es usada para iniciar una rama o lateral de un pozo multilateral.

Forma 3. Colocar un desviador de pared para guiar la barrena en la dirección deseada. Las herramientas de pared comúnmente usadas para crear Sidetrack son: Whipstock o Cucharas.

La manera de tener mayor control para la creación de un Sidetrack para un pozo multilateral es usar herramientas de pared para desviar la barrena. Una Whipstock (Figura 4.3) es un dispositivo en forma de cuchara colocada en el fondo del pozo para dirigir la barrena. La cuchara puede ser orientada para que el Sidetrack se inicie en la dirección deseada. Modernos ensambles de Whipstock están usualmente configurados con un molino unido a la herramienta.

Una dificultad en el uso de las whipstock en agujero descubierto es mantener la herramienta en posición durante la operación de Sidetrack, debe colocarse en una formación donde su anclaje sea de manera segura. Con un anclaje en agujero descubierto, las irregularidades en el agujero descubierto pueden prevenirse colocándolo firmemente.

4.1.1.2 Sidetrack en Agujero Entubado.

En caso de agujeros con TR, el Sidetrack puede ser creado de las siguientes formas:

Forma 1. Moler una sección, colocar un tapón de cemento, y usando un motor de fondo perforar en forma desviada sobre el tapón en la dirección deseada.

Forma 2. Colocar una herramienta de pared recuperable, orientar la herramienta y moler una ventana en la dirección deseada.

Forma 3. Tirando de la TR e iniciando el desvío en agujero descubierto. Usando una whipstock para moler la ventana. se ha convertido en el método predominante para realizar el Sidetrack en una TR; sin embargo, en algunas aplicaciones, el molino sigue siendo el método más económico para realizar el Sidetrack.

4.1.1.2.1 Sección de molienda.

Removiendo una sección de la TR con un molino se ha convertido en el método mas común para crear un Sidetrack desde un pozo entubado desde hace mucho años. En esta técnica, una barrena especial conocida como molino (figura 4.4) es usada para remover la TR en un pequeño intervalo.

Figura 4. 3 Whipstock en agujero descubierto



El molino es usado para cortar la TR sobre la sección donde será iniciado el lateral. Posteriormente un tapón de cemento es colocado y el Sidetrack se inicia, usando un motor de fondo y un “Bent sub”. El molino crea una gran cantidad de desechos metálicos que deben ser circulados fuera del agujero. Asimismo no proporciona los medios para orientar el Sidetrack en la dirección preferida, por lo cual requiere una herramienta de orientación para ser utilizado. Por estas razones, los laterales o ramas son usualmente iniciados desde agujeros entubados mediante la molienda de una ventada usando whipstock.

Figura 4. 4 Tipo de Molinos

4.1.1.2.2 Uso de whipstock en agujero entubado.

Los Sidetrack en agujero entubado son comúnmente iniciados ahora por la colocación de whipstock para desviar el molino contra la TR en la dirección deseada. Las whipstock (figura 4.5)

son dispositivos con una gran dureza en su parte frontal usadas para desviar molinos o la sarta de perforación contra la TR para lograr abrir una ventana a través de la TR. A menudo se implementa con un ensamble de empacador, whipstock, y molino para minimizar los viajes de la sarta. Con este ensamble es posible orientar, colocar la Whisptock, y abrir la ventana en la TR en un solo viaje.

Es importante asegurar que la ubicación de la ventana planeada sea en una posición con buena cementación dentro del pozo. En adición a lo anterior, la ventana debe ser colocada en un lugar apropiado debido a que la ventana es un corte de la TR en lugar de “un collar”. La pre‐molienda de la ventana es en algunas ocasiones usada en la

Figura 4. 5 Whipstock en agujero entubado



planeación de un pozo multilateral cuando la ubicación de las ventanas se puede seleccionar antes de bajar la TR. Una ventana pre‐molida consiste en una TR con una junto con una ventana que ha sido pre‐cortada antes de bajar la TR. El agujero es cubierto con fibra de vidrio, aluminio o algún otro material fácil de moler, pero lo suficientemente fuerte para prevenir el colapso durante el proceso de cementación. Las ventajas de bajar la ventana pre‐molida son la facilidad con la cual la barrena puede salir de la TR y la reducción de la producción de desechos metálicos durante la operación de molienda. Sin embargo, la ventana pre‐molida puede ser utilizada solo una vez en pozos nuevos, es difícil de instalar y consume gran cantidad de tiempo durante la cementación.

En una operación de molienda de una ventana con herramienta de pared; primero, el ensamble se baja hasta la profundidad deseada, y después orientada. La herramienta de pared es la siguiente en ser sujetada. “el molino de arranque inicia cortando la whipstock por la compresión y la tensión aplicada. El molino de arranque inicia la ventana a través de la TR y la ventana entonces usualmente agrandada con molinos laterales (watermelons mills). La ventana tiene típicamente una longitud entre 8 y 20 pies, dependiendo del diámetro de la TR y del ángulo de la herramienta de pared. Después de que la ventana ha sido terminada y el Sidetrack lateral iniciado, la sarta es sacada y un molino cónico y lateral (watermelon) son corridos para repasar la ventana y lograr un suficiente diámetro para acomodar el ensamble de fondo de pozo para perforar el lateral.

4.1.1.3 Perforación de la sección lateral.

Una vez que un Sidetrack se crea desde el agujero principal, la rama lateral es perforada con técnicas de perforación direccional. La trayectoria del lateral es cambiada del pozo principal a la dirección deseada usando el ensamble de fondo de pozo que cambia el ángulo del pozo al ritmo deseado. El ritmo de construcción generalmente es controlado por el “Bent sub” o el “Bent housing” que se encuentran encima del motor de fondo y la barrena. La sección de construcción típicamente es descrita o llamada como larga, media, corta o ultra corta, la cual es cuantificada con la tasa de construcción o radio de curvatura. La tasa de construcción es la cantidad del cambio en la dirección del pozo por unidad de desplazamiento de profundidad, a menudo se expresa como grados cada 100 ft o cada 100 metros. Si la sección de construcción es perforar a una tasa constante, el radio de curvatura es descrito por la siguiente relación:

18000

Donde:

rc es el radio de curvatura.

Rb es la tasa de construcción en °/100 pies o metros.

La definición de radio largo, medio, corto y ultra corto ya fue dado en el capítulo I.



4.1.2 Perforación de la rama o lateral.

Un lateral es perforado (figura 4.6) desde un pozo principal (o pozo madre) puede tener cualquier trayectoria y cualquier inclinación a través del intervalo productor. Esto debido a que es cambiada la trayectoria del pozo principal y a que los laterales comúnmente son horizontales. Por tanto la perforación del lateral es muy similar a la perforación de un pozo horizontal o de un pozo direccional esto una vez que el lateral ha sido iniciado por un Sidetrack. Un elemento crítico de la perforación de el ó los laterales es la Geonavegación.

4.1.2.1 Geonavegación.

La capacidad de una mayor eficiencia en drene en yacimientos complejos usando pozos multilaterales depende en gran medida de la Geonavegación – el seguimiento de la trayectoria del pozo a tiempo real se logra con el uso de información geológica obtenida durante la perforación. En la aplicación siempre, el objetivo es mantener el lateral en la zona productiva tanto como sea posible durante la perforación. Muchas veces durante la perforación de pozos multilaterales, ajustes a la trayectoria planeada deben hacerse en respuesta a las características geológicas inesperadas, tales como fallas. La Geonavegación requiere la habilidad de detectar las características de la formación, la habilidad para determinar la localización de la barrena en cualquier tiempo, y la habilidad para cambiar la dirección de pozo. Preferiblemente, estas capacidades están disponibles continuamente, permitiendo al perforador la Geonavegación en tiempo real.

La información que guía a la Geonavegación viene de las condiciones de monitoreo de la perforación, de los registros del lodo, o de la medición de registros geofísicos durante la perforación (LWD por sus siglas en ingles). La facilidad de perforar como es indicado por los ritmos de perforación en algunas ocasiones es suficiente información para indicar la localización de la zona de interés. Por ejemplo, cuando la barrena perfora un esquisto desde un cuerpo arenoso suave, la disminución en la tasa o ritmo de perforación puede proporcionar una inmediata indicación de cambio de litología. Los registros geofísicos son usados para detectar aceite y gas y muestra la presencia de la barrena en la zona productora, y para identificar microfósiles que pueden definir de manera segura de navegar en las formaciones. Modernas herramientas de LWD pueden medir muchas de las propiedades de la formación como los registros tradicionales en agujero abierto, incluyendo la resistividad y los rayos gamma. Las respuestas de estas herramientas son transmitidas a la superficie usando medición durante la perforación, las señales pueden ser transmitidas a través de líneas eléctricas. Un sensor direccional es incluido en el ensamble de fondo de pozo para localizar la posición de la barrena durante la Geonavegación. Este sensor puede ser giroscópico o una combinación de acelerómetros para percibir la inclinación o/y magnetómetros para medir la dirección relativa del campo magnético de la tierra.

Figura 4. 6 Perforación de una rama o lateral



Modernos ensambles de fondo de pozo en la Geonavegación incluyen motores de fondo con ajustes tipo “kickoff‐sub” y un orientador de fondo de pozo para dirigir la barrena en la dirección deseada. Estos tipos de “subs” en el ensamble de fondo de pozo permiten perforar continuamente reorientando la barrena en la formación geológica deseada.

4.1.2.2 Perforación de agujero reducido.

La perforación en agujero reducido o “slimhole drilling” se refiere a la perforación con diámetro de agujero más pequeño que el que a menudo se aplica cuando se perforan pozos multilaterales. Un diámetro reducido de agujero puede ser seleccionado simplemente por menor costo, pero usualmente dictado por las limitaciones impuestas por la terminación de un lateral al estar realizando el Sidetrack, o la capacidad del equipo de perforación, particularmente cuando se perfora con Tubería Flexible.

4.1.2.3 Perforación con Tubería Flexible (TF).

La Tubería Flexible (figura 4.7) (TF por sus sigas en español o CTD por sus siglas en ingles) se ha convertido en una práctica estándar para la perforación de laterales en muchas partes del mundo, particularmente donde el acceso es difícil y costoso, como en el Mar del Norte, en las laderas del Norte de Alaska y en el Medio Oriente. Cuando se perfora con TF como sarta de perforación la unidad de TF, la cual está integrada por un carrete el cual tiene la tubería enrollada, el cuello de ganso que curva la tubería para introducirla en la cabeza del pozo, la cabezas inyectora que presiona y tensiona la tubería dentro del pozo, la unidad de poder y la unidad de control. Un lubricador mantiene la presión bajo control con la reserva de preventores de seguridad.

Figura 4.7 Unidad de Tubería Flexible instalada

La tubería flexible de perforación ofrece ventajas sobre la perforación convencional como sarta de perforación cuando el pozo a perforarse no es profundo. Una unidad de TF típicamente es más pequeña que un equipo de perforación. El tamaño reducido, obviamente permite un diseño más compacto y por lo general significa que los tiempos de movilización y desmovilización para la TF de



perforación son menores que para los equipos de perforación convencionales. La perforación bajo balance es mucho más fácil de controlar con la TF porque la presión de control es mantenida con el sistema de lubricación. La perforación con TF requiere menor cantidad de personal para operar la unidad lo cual elimina considerablemente los aspectos peligrosos de la operación de perforación. La TF puede ser desplegada con una unidad de línea eléctrica, teniendo mayor información en tiempo real durante la perforación a ser transmitida a superficie que un sistema estándar de pulsos de telemetría MWD.

Hay limitaciones para la aplicación de la TF, principalmente relacionados con el menor tamaño y resistencia de la tubería. La perdida de presión por fricción causada por la circulación del fluido de perforación a través de la TF limita la tasa de flujo que puede ser suministrado por el ensamble de fondo de perforación, causando por momento problemas en la limpieza del agujero. Esta pérdida de presión por fricción (hay que recordar que el fluido de perforación pasa a través del interior de la TF, sin importar la longitud del agujero) o la longitud de la misma TF, o en última instancia la longitud del pozo puede limitar la perforación con TF. La TF además se pandea mas fácilmente que la sarta de perforación más rígida, limitando la fuerza que es aplicada a diferencia de una sarta de perforación convencional. La TF no puede ser rotada, entonces si la rotación de la tubería es necesaria para prevenir las pegaduras, mejorar la limpieza del agujero, o por otras razones, la TF es una buena elección. Una unidad de TF no tiene la capacidad de manejo que sarta de perforación convencional para la terminación. Por tanto si una TR, una tubería de producción o un liner tiene que ser colgado, un equipo de perforación convencional será necesario para el manejo de la sarta. Para superar estas limitaciones, un hibrido de TF/Torre de perforación ha sido desarrollado para que convine las capacidades de manejo de la tubería con las de la unidad de TF. En última instancia la selección de la TF es una cuestión económica. Bajo algunas circunstancias, perforar laterales de diámetro reducido es menor costoso con un equipo de perforación que usando TF.

4.1.3 Control de pozos multilaterales.

Los procedimientos de control de pozos multilaterales son muy similares a los de pozos convencionales, excepto que uno o más laterales pueden estar abiertos a las formaciones productoras por considerables longitudes de tiempo mientas otro lateral está siendo perforado. El procedimiento normal es mantener condiciones de sobre balance en todos los laterales durante las operaciones de perforación. Sin embargo, el uso de la perforación bajo balance o una técnica llamada perforación sobre balance dinámico son a menudo aplicadas durante la perforación multilateral con TF, donde las condiciones de manejo del fluido en superficie permiten condiciones de bajo balance. La técnica de perforación de sobre balance dinámica usa un peso del lodo de perforación que es de baja densidad para proveer condiciones de sobre balance en la barrena; sin embargo las pérdidas de presión por fricción en el espacio anular durante la circulación es suficientemente alta para crear una condición de sobre balance en la perforación. La presión de



fondo de la barrena continuamente es medida para controlar la operación de sobre balance dinámico.

Cuando la formación en un lateral terminado debe ser protegida durante la perforación de otros laterales, geles o tapones de arena son algunas veces colocados en la terminación lateral durante las operaciones de perforación continúa. Estos tapones después son limpiados o expulsados cuando el pozo es inicia su producción. También es posible con un alto nivel de integridad mantener un lateral aislado de otros a través del proceso de perforación y terminación.



4.2 Terminación de pozos multilaterales.

La terminación para pozos multilaterales es muy diferente a la de pozos verticales, o la de pozos horizontales comunes. El componente clave para distinguir la terminación es un pozo multilateral es la construcción de la unión, la cual provee comunicación y conducción entre los laterales y el pozo principal o la rama principal. En 1997, un grupo de compañías productoras y prestadoras de servicios de la industria petrolera formaron un grupo de especialistas que implementaron el sistema de clasificación de terminación de pozos multilaterales conocido por sus siglas en ingles como: TAML, este grupo generó las directrices para describir el nivel técnico de terminación de un pozo multilateral, dividieron la terminación de pozos multilaterales en 7 niveles, el nivel 7 como un subnivel del nivel 6.

El nivel 1 es una simple terminación en agujero descubierto, y el nivel 6/6s es la terminación más extensa con integridad hidráulica en la unión. El sistema de clasificación de la unión fue un hito para la tecnología de terminación multilateral, y la clasificación multilateral de la unión ha seguido el código TAML desde entonces. La tecnología de terminación multilateral avanzo dramáticamente los últimos 10 años, con el más alto nivel de terminación – nivel 6, habiendo sido implementados en pozos alrededor del mundo. En 2002, la TAML modifico ligeramente el código de terminación de multilaterales de acuerdo con los años de experiencia en las aplicaciones de campo desarrolladas después de 1997. La descripción del nivel 5 fue cambiada y el nivel 7 fue consolidado dentro del nivel 6.

Basado en la clasificación de pozos multilaterales, la terminación de la unión para cada nivel de un pozo multilateral es discutida a detalle, incluyendo sus definiciones, aplicaciones, configuración de la terminación y procedimientos de terminación. La terminación de laterales para la comunicación con el yacimiento (producción o inyección) para pozos multilaterales es un poco similar a la terminación de pozos horizontales, y se describe brevemente en los siguientes puntos.

4.2.1 Consideraciones en el diseño de la terminación un pozo multilateral

Hay muchas cuestiones involucradas en la selección de la terminación y diseño de los niveles para un pozo multilateral. La principal preocupación incluye la estabilidad del pozo en las uniones así como de las ramas o laterales; control de la producción/inyección, y capacidad de reentrar para reacondicionamiento o estimulación. El autor “Hoog”, presento directrices para las consideraciones de diseño de un pozo multilateral, los principales factores se presentan a continuación:

• Estructura del yacimiento. Los pozos multilaterales se usan para drenar fluido de la formación de un solo yacimiento, o de múltiples yacimientos. Las terminaciones de laterales dobles o triples laterales, y hueso de pez son ejemplos del uso de tecnología multilateral en un yacimiento. Cuando la terminación es en diferentes capas de un yacimiento con más de un lateral, la función de los pozos multilaterales como múltiples pozos compartiendo un pozo principal. Esto incrementa los beneficios económicos de los pozos multilaterales e implica producción mezclada de diferentes



componentes del yacimiento que puede tener diferentes propiedades de fluidos. Si la formación es “competente”, y el control de la zona no es crítico, entonces una terminación de nivel bajo es recomendada debido cuestiones económicas. En caso de que el control de la zona sea una cuestión importante, una terminación en agujero descubierto no satisface los requerimientos de producción, y un nivel alto de terminación puede ser necesario para el aislamiento del lateral.

• Características de la formación en la unión. En general el KOP debe ser realizado en una formación dura y consolidada, si esto no es posible, un nivel alto de terminación en lugar de uno en agujero abierto es requerido para asegurar la estabilidad de la unión.

• Presión diferencial en la unión. La distribución de la presión cambia durante la producción. El diseño de la terminación debe considerar el ciclo de vida del pozo así como la presión del yacimiento alrededor del pozo agotado, en lugar de basarlo solamente en la presión inicial del yacimiento. Si el aislamiento hidráulico es requerido en la unión en la producción futura, un nivel alto de terminación debe ser aplicado.

• Manejo de la producción e inyección. Para producción mezclada de diferentes zonas productoras del yacimiento, aislar zonas y control de la producción puede ser necesario por regulaciones o requisitos ambientales, así como de la optimización y el desempeño del pozo. El cierre de un lateral puede ser requerido cuando el corte de agua de un lateral es demasiado alto. Un lateral de producción puede convertirse en un lateral de inyección durante el curso de la vida de un pozo. El control y aislamiento de unión es necesario para el manejo del mezclado de la producción en pozos multilaterales. El monitoreo de fondo de pozo puede ayudar a identificar alta producción de agua en los laterales, flujo cruzado, o algún otro problema de producción. El control de flujo de fondo de pozo puede eliminar muchos problemas y optimizar la producción del pozo. Un nivel alto de terminación con tecnología inteligente (monitorio y control permanente en el fondo del pozo) es extremadamente valioso en el rendimiento del manejo del pozo para producción mezclada en pozos multilaterales.

• Capacidad de reentrar. Reentrar es requerido en muchos casos para las operaciones de reacondicionamiento y estimulación para mejorar la producción. Las terminaciones en agujero descubierto tienen limitaciones en la reentrada porque los pozos no están soportados por TR, y el acceso a un pozo con una terminación en agujero descubierto no está garantizada. Durante los primeros años del desarrollo de la tecnología multilateral, muchos pozos multilaterales fueron terminados en agujeros descubiertos por cuestiones económicas. Hoy en día, pozos multilaterales de un nivel alto tiene terminaciones de conexiones mucho mejor definidas, que permite la entrada al lograrlo de varias formas.

La terminación también provee comunicación entre el yacimiento y el pozo. El tipo de terminación lateral en pozos multilaterales es similar a la de pozos horizontales. A diferencia de los pozos verticales y convencionales, las terminaciones en agujero descubierto son todavía comunes en



pozos multilaterales debido al costo y a las complicaciones en la conexión. La aplicación de Liner Ranurado y tipo Malla proveen más estabilidad en el pozo que las terminaciones en agujero descubierto, y han sido ampliamente usados en la explotación de campos petroleros. Así como la tecnología multilateral ha avanzado, existen muchos reportes de aplicaciones exitosas en campos de terminaciones entubadas y disparadas para pozos multilaterales. Hoy en día, la terminación con TR e intervalos disparados, se ha convertido en una práctica común para algunas compañías operadoras. La discusión de la terminación de lateral se centra en el efecto de la terminación general del rendimiento del pozo.

4.2.2 Clasificación de la junta o unión.

La conexión o unión en un pozo multilateral es el paso clave para la construcción del mismo. El tipo de conexión es seleccionada en base a las cuestiones discutidas anteriormente. La clasificación más aceptada para la conexión en pozos multilaterales en la industria es el código generado por la TAML en 1997, y modificado en 2002. En la clasificación TAML (figura 4.8), los multilaterales son divididos en 6 niveles, con el nivel 1 siendo el más simple y el nivel 6 el más complejo.

Figura 4.8 Clasificación para las conexiones según la TAML



4.2.2.1 Nivel 1 de terminación.

El Nivel 1 de terminación es un agujero descubierto perforado de un pozo principal en agujero descubierto. No hay soporte mecánico o aislamiento hidráulico en la unión. En las primeras etapas del desarrollo de pozos multilaterales, el Nivel 1 de terminación ha sido seleccionado para muchos pozos multilaterales debido a su simplicidad y bajo costo. No se requiere moler una ventana en esta terminación ni recuperar la herramienta Whipstock. Se instala el mínimo equipo de producción o incluso no se instala equipo de producción, dejando un sección larga para la producción. Este nivel requiere formaciones altamente consolidadas y compactas debido a la falta de apoyo para la unión y el lateral. Muchos pozos multilaterales en formaciones que contienen aceite pesado usan el Nivel 1 de terminación en sus laterales para mejorar la recuperación en el yacimiento. El control de producción y aislamiento de zonas generalmente no está disponible en la producción cruzada‐mezclada, la reentrada tampoco está garantizada. Estás desventajas limitan las aplicaciones de terminación multilateral del Nivel 1.


El Nivel 2 de terminación es definido único, en el cual el pozo principal esta entubado y cementado, pero los laterales tienen simples terminaciones como agujero descubierto, un liner ranurado colgado del pozo principal, o un liner de malla o tipo cedazo es colgado del pozo principal. Desde que el pozo principal es entubado y cementado, hay dos diferentes formas de crear el lateral en la unión, con una ventana pre‐molida o moler la TR. El procedimiento para crear la conexión y perforar el lateral es expuesto anteriormente. Después de la perforación del lateral, los componentes del lateral son colgados del pozo principal. La complejidad aumenta de Nivel 1 a Nivel 2 debido a que el procedimiento de instalación y cementación de la ventana pre‐molida, o a la molienda de la ventana y el uso de una whipstock recuperable. Pero la unión es soportada por la TR, lo cual permite más estabilidad del agujero comparado con el nivel 1 de terminación.

Después de la perforación del lateral, en una terminación común de Nivel 2 se desliza una “manga” o chaqueta en la unión‐conexión entre los dos empacadores, y se deja un lateral en agujero descubierto. Con el deslizamiento de la “camisa abierta”, ambos laterales tendrán producción mezclada. Para el aislamiento de una zona en esta terminación, para cerrar el lateral inferior por conificación de agua y/o problemas de producción, un tapón puede ser colocado en el empacador inferior y cerrar el lateral superior, la camisa deslizada puede ser cerrada. Nótese que la producción mezclada no puede ser separada en la tubería de producción. La reentrada está limitada en esta terminación debido a la camisa deslizable.

Otro tipo de terminación de Nivel 2 usa un flujo a través de una whipstock y un liner ranurado es colgado de la whipstock. Esta opción provee un medio mecánico de soporte de la conexión por medio del liner con un costo adicional mínimo. Las desventajas de esta terminación son que se necesita espacio en el agujero principal y que las reentradas están muy limitadas, y la producción se mezcla debido a que no es una zona aislada.



Un factor clave para la terminación de Nivel 2 es la estabilidad de la formación en la unión. Desde que la unión no es soportada mecánicamente, si la formación no es compacta, la unión fácilmente puede colapsar. Un nivel alto de terminación deberá ser usada en este caso.

Figura 4. 9 Nivel 2 de terminación. 1‐Bajar el ensamble desviador; 2‐ Determinar la orientación del ensamble desviador; 3‐ Moler la

ventana; 4‐ Perforar el lateral y recuperar la whipstock

4.2.2.3 Nivel 3 de Terminación.

La definición por la TAML para el Nivel 3 de terminación es que el agujero es entubado y cementado, y el lateral es entubado, pero no cementado. La principal ventaja del Nivel 3 de terminación es la integridad mecánica y la conexión es mejorada en comparación con el Nivel 2 de terminación. El Nivel 3 de terminación provee control de arena para formaciones no consolidadas, y también provee un apoyo limitado para la conexión para la producción de aceite pesado. Desde que la integridad hidráulica no es viable en el Nivel de terminación sin cementación en la conexión, la falla de la conexión es un problema cuando la caída de presión es sustancial después de un periodo de producción.

En un típico procedimiento de terminación de Nivel 3, el lateral es creado a través de una ventana pre‐molida o mediante la molienda de una ventana. La whipstock o la herramienta de desviación es usada para orientar la herramienta de terminación en el lateral, y después un liner ranurado un liner tipo malla es colocado en el lateral y unido al agujero principal con diferentes herramientas de terminación que tienen algún tipo de mecanismo de enganche. La clave para la consideración en el diseño de terminación es el acceso a los laterales después de la terminación. La terminación debe dejar el mayor espacio posible en los laterales para la producción, la reentrada, el equipo de reacondicionamiento y equipo de sistema artificial de producción.



Hay muchas variaciones del Nivel 3 de terminación. Un Nivel 3 de terminación comúnmente usado es el sistema de Lateral Tie Back System (LTB). (Figura 4.10) El sistema es diseñado para usarse con ventanas pre‐molidas. Usa una ventana junto con un cople orientador “lach”. Un típico procedimiento de instalación es instalar la TR con una junta de ventana, perforar el lateral, bajar el liner del lateral en el pozo con un colgador y cerrar la puerta de la herramienta, y colgar el liner. La reentrada al lateral es posible con esta terminación.

Figura 4. 10 Sistema Tie Back

El sistema colgador de gancho “Hook Hanger” (figura 4.11) es otro Nivel 3 de terminación ampliamente usado. Es un liner con una ventana maquinada. Un colgador del gancho hasta la base de la salida de la ventana en la TR. El hombro de fondo “Hold down” se desliza a la parte superior del sistema de acoplamiento del sistema al pozo principal. El sistema gancho y colgador es instalado con un procedimiento de molienda de ventana y perforación del lateral desde la salida de la ventana en la TR. Una vez creado el lateral, el liner ranurado es bajado al lateral con una junta hasta el fondo. Cuando el liner alcanza la profundidad requerida, una TR giratoria “casing swivel” y el ensamble del gancho del colgador es seguido como una parte del liner ranurado del lateral. La TR giratoria permite al colgador rotar sin necesidad de girar el liner en la lateral para alinear con la salida de la ventana en la TR. Después de que el colgador acopla en el fondo de la TR, la herramienta de ejecución es liberada, un peso hacia abajo es aplicado y el hombro de fondo acoplado a la TR para anclar la conexión del lateral con el pozo principal.



Figura 4. 11 Esquema del sistema Hook Hanger

El sistema Rapid Tieback es un Nivel 3 de terminación que es usado principalmente para la producción de aceite pesado. Hasta 4 laterales pueden ser creados con la misma sección de TR. El sistema consiste de una ventana pre‐molida y un componente liner extendido tipo tieback. El liner tieback tiene una oreja para encajar en un picaporte en el fondo de la ventana. Un liner de retroceso recuperador para absorber el liner “liner recoil” y el swivel. El procedimiento de instalación es bajar el liner del lateral ensamblarlo con el tieback después de la perforación del lateral. Cuando el indicador de profundidad localiza el perfil de profundidad superior, el relevador del swivel es liberado para permitir la correcta orientación del tieback para rotarlo en la orientación de la ranura. El tieback es anclado por el resorte retráctil “recoil spring”, y herramienta acoplada en el tieback beavertail en la ventana expuesta. La herramienta es liberada del tieback y la whipstock es recuperada.



El Sistema de Separación Mecánica del Colgador y la TR (Mechanically Atached Casing Hang‐off) (figura 4.13‐a, b, c, d, e, f y g) es una mejora del Nivel 3 de terminación que ofrece una instalación más rápida y simple que el sistema lateral Tieback. Usa un deflector recuperable para orientar el liner dentro del lateral en lugar de usar el tradicional “bent joint” o algún otro ensamble. Para un “bent joint” o en ensamble direccional de tubería, el liner sale del pozo principal por ensayo y error, el cual puede consumir tiempo y dificultares al operar. El deflector ofrece una transición suave dejar el liner en el lateral sin pre‐orientación. Después de que el lateral es perforado. Un deflector es bajado en la parte inferior del ensamble del picaporte en el agujero, y es orientado automáticamente el deflector a través de la ventana del lateral. Entonces el liner es bajado al

Figura 4.12 Sistema TieBack1‐ Instalar la conexión a la profundidadpropuesta. Orientar la ventana en base alas mediciones giroscópicas y cementar laTR primaria2‐ Perforar la camisa interna y el cemento.Asentar la cuña de desviación recuperabley la herramienta de mono‐posicionamiento(whipstock) en el perfil ubicado debajo dela sección de la ventana. Recuperar laherramienta bajada al pozo.

3‐ Perforar el tramo lateral y extraer elarreglo de perforación. Reorientar la cuñade desviación para perforar el tramo lateralopuesto. Recuperar la cuña de desviación yla herramienta de mono‐posicionamiento.Limpiar el pozo principal. Repetir laoperación para el siguiente grupo deventanas. 4‐ Colocar el arreglo de tubería derevestimiento, la herramienta dedespliegue de reentrada (RTD) y laherramienta de mono‐posicionamiento enel perfil ubicado debajo de la ventana.Desprender el arreglo de la herramientaRDT y bajar la tubería de revestimiento enel tramo lateral. Asentar la herramienta decolocación de la tubería de revestimientoen el perfil superior y trabar el empalme dela tubería de revestimiento en la ventanapre‐cortada.



lateral a la profundidad total del lateral, seguido por un ensamble de junta de transición. La herramienta del liner es liberada y la herramienta de deflexión es recuperada, y el lateral está terminado para producir. Entonces la reentrada es posible.

(a) Perforar el lateral

(b) Instalar el desviador

(c) Bajar el liner del lateral

(d) Orientar la colocación de las herramientas de colocación en el lateral

(e) Colocar el ensamble de junta de transición



(f) Recuperar la herramienta bajada del liner

(g) Recuperar la herramienta de desviación.

Figura 4.13 Sistema mecánicamente asociado al colgador de la TR


La figura 4.14 muestra el esquema de un Nivel 4 de terminación, el pozo principal y el lateral están entubados y existe cementación en la conexión. Comparado con el Nivel 3, el Nivel 4 provee una mejor integridad mecánica y aislamiento hidráulico por la cementación en la conexión. Puede soportar altas caídas de presión y prevenir problemas de arenamiento en la conexión. El procedimiento de terminación es más complicado porque toma más viajes y mas equipo. El nivel 4 de terminación puede ser creado por la molienda de una ventana en la TR o por el uso de una ventana pre‐molida. Después de que el lateral ha sido perforado, el liner es colocado y cementado en el lateral. Desde este punto, el acceso al pozo principal y al lateral puede ser logrado de una de las siguientes formas: lavando la whipstock, la cual mantiene acceso completo al pozo principal, o perforando la whipstock, lo cual reduce el diámetro de acceso al agujero principal.

Figura 4.14 Nivel 4 de terminación



El sistema Raíz “Root” de Nivel 4 de terminación (figura 15) usa una whipstock para moler la ventana. El lateral es creado por la molienda de la ventana y la perforación del lateral. El liner del lateral es entonces cementado en su lugar. Una vez que el cemento ha fraguado, los disparos, estimulaciones y operaciones de terminación se realizan en el lateral. Después que de la terminación y la estimulaciones son realizadas, un ensamble tipo lavador y cortador “washover” es bajado para cortar u recuperar el traslape en la TR del pozo principal. Durante este proceso, la whipstock también es recuperada con una ensamble washover pasando alrededor del exterior de la whipstock y acoplándose en el sub recuperable en el ensamble debajo de la whipstock. La conexión final de multilaterales logra un área total de la unión del diámetro interno del agujero.

Figura 4. 15 Nivel 4 sistema Raíz ó Root

El otro método para crear una terminación de Nivel 4 es usar una ventana pre‐molida para perforar el lateral, cementar el liner del lateral, y después cortar y rebasar para permitir al acceso total al lateral y la parte inferior del pozo principal; tal como en el sistema Hook Hanger que utiliza una junta de TR con una ventana pre‐cortada, un perfil interno de reentrada y un gancho debajo de la ventana pre‐cortada diseñado para cachar y colgar el liner del lateral en la salida de la ventana del la TR. Después un empacador multilateral es colocado debajo de la salida de la TR a la profundidad deseada, un viaje es hecho con un empacador y el sistema de molienda es bajado y anclado en la orientación del empacador. Una vez molida la ventana y el lateral perforado es terminado, el ensamble de whipstock es recuperado. El sistema Hook Hanger y el ensamble del liner del lateral es bajado y desviado dentro del lateral usando un “bent joint” hasta que el gancho acople la salida de la ventana de la TR. Una vez que el Hook Hanger es colgado, el ensamble es



cementado en el lugar, resultando en una conexión de Nivel 4 ofreciendo un soporte mecánico total y además de reentrar a través de la tubería de producción a cualquier lateral.

Un simple Nivel 4 de terminación utiliza una “hollow whipstock” en el lugar para una whipstock convencional. Para recuperar el acceso a la parte inferior del pozo, la hollow whipstock es perforada. Esto no requiere de washover o moler a través del lateral, pero esto evita reentrar en el pozo por debajo de la whipstock.


El Nivel 5 de terminación (figura 16) fue desarrollado basado en el nivel 4 con mejoras con integridad de presión. Una integridad completa de presión es lograda en el sistema de Nivel 5, hay un empacador doble arriba de la ubicación de la unión, y dos o más empacadores debajo de la unión en la parte inferior de pozo principal y del lateral. Dos tuberías de producción son bajadas debajo del doble empacador en el pozo principal y en el lateral, y son selladas por una empacador adicional en el pozo principal y el lateral. Las tuberías de producción pueden tener producción mezclada y unidas a través de una Y arriba del doble empacador. El Nivel 5 multilateral ofrece la mejor solución para pozos multilaterales en formaciones débiles susceptibles a colapsos.

Figura 4.16 Nivel 5 de terminación

En la terminación de Nivel 5 (figura 17) el sistema Raíz ó Root tiene un empacador y el colgador de liner es bajado junto con un sistema whopstock para crear la salida de la ventana en la TR. Después de perforar el lateral, el lateral es entubado y cementado con la parte superior del liner extendida atrás de la salida de la TR y en la porción del agujero principal del pozo. El lateral puede



entonces ser disparado, estimulado y terminado como se requiera. Equipo adicional de terminación es instalado para lograr integridad hidráulica requerida para el sistema de Nivel 5 multilateral. Primero un sistema desviador y anclador son bajados. El sistema anclador cierra adentro y orienta contra el empacador multilateral debajo de la ventana. Una vez que el desviador “diverter” es ubicado, la tubería de producción es bajada a través del desviador y sellada en un empaque de producción previamente bajado en el lateral. El paso final en el proceso es dependiendo del tipo de producción deseada. Si la producción aislada es deseada, un empacador doble estándar puede ser bajado directamente por encima, y unido en el desviador. Si la mezcla de dos zonas es deseada, una herramienta de reentrada selectiva (selective re‐entry tool SRT) a lo largo con un empacador estándar puede ser bajado por encima, y unido en el desviador. El SRT es tan simplemente como una “Y” invertida que une la producción de dos zonas. La reentrada selectiva en el pozo es también posible con un sistema a través del uso de un desviador que puede bajarse con TF o línea de acero y colocado en el SRT. Este desviador es configurado en la superficie para bloquear selectivamente la producción de una pierna‐lateral seleccionada y orientar la TF en la otra pierna del multilateral. Una vez que el lateral destinado ha sido tratado o reacondicionado, el desviador puede ser removido y el pozo volverá a la producción mezclada.

Figura 4.17 Nivel 5 Sistema Root



4.2.2.6 Nivel 6 de Terminación.

El Nivel 6 es la terminación más avanzada en la tecnología multilateral. Total integridad de presión y aislamiento hidráulico en la conexión se logra con la TR, tanto en el pozo principal como en el lateral. Hay dos tipos de terminación de Nivel 6, reformable y no reformable. El Nivel 6 reformable de unión tiene un reducido tamaño de pierna el cual es ampliado por herramientas hidráulicas o por un proceso de acuñamiento. Recientemente, la tecnología del proceso de ampliación del agujero ha sido desarrollada para aumentar el tamaño de la pierna. La terminación reformable de Nivel 6, tiene la limitación de relativa baja resistencia al colapso. El Nivel 6 no‐reformable de uniones tiene la unión real de tamaño completo realizado en superficie. Este tipo de conexión tiene alta presión de colapso, pero el tamaño de la unión y por lo tanto, en la parte más baja del agujero y el tamaño del lateral están limitados por el diámetro interno de la TR del pozo principal. Amplios diámetros de TR son requeridos para este tipo de terminación. El Nivel 6 de unión tiene muchas ventajas importantes comparadas con otras terminaciones multilaterales. Es una sola componente de terminación, el proceso de terminación de la unión es mucho más simple, y elimina los desechos de la molienda o el proceso de limpieza. El aislamiento hidráulico y la integridad de presión en la unión no dependen de la calidad del trabajo de cementación, o algún otro sistema de sellado. El diámetro interno continuo del liner para acceder a ambos laterales incrementa la capacidad de control del pozo. El resultado de la terminación ofrece máxima flexibilidad mientras minimiza riesgos y complicaciones. Las actuales limitaciones principales del Nivel 6 son el largo diámetro de agujero y el alto costo.

El material usado para la construcción de la unión es muy crítico para la unión reformable. Esta debe tener una combinación de alta resistencia (a la presión interna y al colapso), espesor de pared y extensión. El material tiene que ser lo suficientemente fuerte para soportar el esfuerzo de tensión durante una operación de servicio, y lo suficientemente flexible y fuerte durante el proceso de deformación. La figura 4.18 muestra una unión deformable.

Figura 4.18 Configuración de Nivel 6 de terminación deformable



La terminación de Nivel 6 deformable o reformable usa la tecnología de metal formado para crear la unión multilateral que durante la instalación tiene un diámetro exterior efectivo menos que la suma del diámetro de la TR de las dos piernas laterales. El sistema (figura 19) bajado en modo deformado como parte de una TR estándar un liner el cual puede ser corrido hasta la superficie o colgado con un colgador de liner. El área del agujero abierto en la unión en la profundidad de colocación es roscada, antes de ejecutar y bajar la unión para proporcionar el espacio necesario para la reformación la unión. Después de crear un multilateral de Nivel 6, la zona de aislamiento y la capacidad de reentrada en el pozo es posible a través de una herramienta de terminación de fondo adicional. Los principales componentes de la herramienta son: el ensamble de unión pre‐formada, un desviador pre‐instalado; desviadores de perforación para futuros trabajos de reentrada, y herramientas de ejecución. Todas las herramientas de cementación, disparos y terminación son estándar, equipo especifico no multilateral.

Figura 4.19 Ejemplo de una terminación de Nivel 6

Otro ejemplo de una unión de Nivel 6 reformable es una unión doble pata “dual‐leg”, que usa un refuerzo como una superficie endurecida de guía para prevenir el desgaste durante el proceso de perforación. Dos piernas formables (figura 4.20) son soldadas al refuerzo con un ángulo de partida superficial. Durante el proceso de formación, la geometría de unión es colapsada para ajustar dentro de cierto diámetro de TR, y solo las piernas mantienen deformación plástica, y no el refuerzo. La fase de ampliación restaura las dimensiones originales de la unión. Se utiliza una transmisión hidráulica de expansión inalámbrica equipada con pistones hidráulicos radiales. Ambas piernas son reformadas simultáneamente. Los pistones montados radialmente permiten



aplicar fuerza de expansión directamente sobre la conexión de las piernas sin ninguna fuerza axial siendo aplicada en la unión. El proceso de reformado es monitoreado y controlado desde la superficie a través de sensores incrustados en el sistema hidráulico.

Figura 4.20 Piernas deformables

4.2.3 Terminación de laterales.

En general, las terminaciones usadas en la sección de producción en pozos multilaterales dependen del tipo de pozo multilateral y de las condiciones de la formación. Terminaciones en agujero descubierto o liner ranurado usados en los Niveles 1 y2 de pozos multilaterales en formaciones consolidadas. Liner tipo malla y empaques de grava son comúnmente usados en pozos de mayor nivel. Entubar y disparar solo puede ser aplicado desde el Nivel 4. Las terminaciones en pozos multilaterales son similares a los de los pozos de un solo horizontal. El simple tipo de terminación en agujero descubierto, el cual produce fluido del yacimiento a través del agujero descubierto. El liner ranurado son usados tanto en pozos verticales y horizontales para mantener la integridad del pozo, son regularmente tubulares con ranuras largas y estrechas a lo largo de la tubería. Las ranuras pueden prevenir el paso de la arena al interior de la tubería mientras permite el flujo de fluidos; sin embargo, un liner ranurado no es en general una confiable terminación de control de arena debido a lo largo de las ranuras. El liner ranurado provee soporte mecánico al pozo para prevenir el colapso del mismo. El liner ranurado es relativamente barato y fácil de fabricar comparado con los liner de malla. La limitación del liner ranurado estriba en la dimensión de la ranura que puede no ser lo suficientemente pequeña para detener los finos de producción. El estilo de la ranura se caracteriza por la disposición de las ranuras alrededor de la circunferencia del liner. Diferentes tipos de liner ranurados se muestran en la figura 21. El patrón más comúnmente usado es escalonado con múltiples ranuras concentradas en una parte. El Sistema de Expansión de Liner con agujero pre‐perforados, también es usado para la terminación de laterales.



(a) En una línea (b) múltiples en línea (c) En etapas (d) múltiples en etapas

Figura 4. 21 Tipo de liner ranurado

El liner estándar tipo malla “Screens Liners” y Pre‐Empacados “pre‐paked”, son ampliamente usadas en la terminación de laterales horizontales, especialmente en formaciones de arena fina, comparada con el liner ranurado, son de mejores material y múltiples capas son usadas para construir la malla, esto incrementa la fuerza mecánica para resistir falla de colapso o reventón por presión interna, incrementan la capacidad de anticorrosión de los componentes. Un problema con la terminación con liner de malla es que la malla tiende a asentarse en la parte inferior de la pierna horizontal, dejando un espacio anular en la parte superior del lateral. Esto crea problemas tales como incapacidad de soportar la inestabilidad en la parte superior del pozo o flujo de arena en el espacio anular el cual causa erosión a la tubería. Estas mallas, pueden expandirse para que el espacio anular entre el agujero y la malla pueda ser reducido significativamente o eliminado. También reduce el daño a la tubería durante la instalación. Una malla independiente es una simple y económica terminación para laterales horizontales cuando la producción de arena es un problema. Esto en condiciones de buena producción inicial, pero a lo largo del tiempo, el comportamiento de la producción puede no mantenerse debido a la obstrucción de la malla por la producción de arena, y la erosión puede eventualmente causar el colapso de la malla y por consiguiente la falla de la terminación. En la figura 22 se muestra el esquema de los tipos de mallas “screen”.

Figura 4.22 Tipo de Liner con malla



El uso de empaque de grava “Frac Pack” (Figura 23) ahora se está incrementando en pozos horizontales que tienen considerables longitudes. Una terminación con empaque de grava coloca grava (arena) alrededor de la malla. La grava natural o de un material sintético que es lo suficientemente pequeño para excluir la arena de la formación o partículas finas, pero suficientemente grande para ser colocado en su lugar. Comparando las mallas solas y los empaques de grava, un empaque de grava provee más estabilidad en el agujero y una terminación más confiable. Mitiga problemas relacionados con la arena tales como erosión, producción de arena y manejo de arena en la superficie. También elimina problemas de flujo anular en la terminación. El empaque de grava tiene mejor rendimiento de producción. No es común que una terminación con empaque de grava colapse, pero la disminución de las tasas de producción no es fenómeno poco común.

Figura 4. 23 Esquema de empaque de grava

La terminación con TR y disparos es la más confiable para proveer integridad mecánica en el pozo y control definitivo de la producción y la inyección a lo largo del lateral. El costo de la terminación en agujero entubado y cementado es relativamente alto comparado con otros métodos de terminación, y el procedimiento de terminación es complicado especialmente cuando los laterales horizontales son involucrados. Sin embargo, la terminación de agujero entubado y cementado en los laterales horizontales se ha convertido más y más común en aplicaciones de campo hoy en día debido a su confiabilidad.



Capitulo 5. Planeación de pozos multilaterales.

En los primeros años de la industria petrolera, todos los pozos fueron verticales, y se sabía muy poco de la geología hasta que se empezaron a tomar registros geofísicos y núcleos. En aquellos entonces era cuestión de suerte y de ensayo y error tener éxito en la explotación de hidrocarburos.

Los modernos registros sísmicos y la interpretación geológica pueden proporcionar el impulso necesario para la compleja arquitectura de pozos. Es obvio que la arquitectura de pozos‐ verticales, horizontales o complejas configuraciones como las multilaterales‐ se ubicaran de acuerdo al contexto geológico, al área de drene prevista y a otras características de la formación, incluyendo esfuerzos, permeabilidad, anisotropía y a la ubicación de discontinuidades geológicas tales como fallas. Consideraciones como estas prácticamente afectan todos los aspectos en la vida del pozo, incluyendo el índice de productividad, y los límites del agua y gas en el caso de un pozo de aceite.

5.1. Información Requerida para la Planeación.

En los siguientes puntos de este apartado, se describe las características principales de la información requerida para programar y realizar la planeación de pozos multilaterales.

5.1.1. Tipos de Yacimientos.

La configuración del yacimiento y el tipo de fluido son elementos esenciales en la decisión de la configuración del pozo, su trayectoria y el tipo de terminación. La heterogeneidad del yacimiento y la anisotropía también juegan un papel importante en la toma de decisión. Al considerar sí un yacimiento debe ser desarrollado por un pozo convencional vertical, horizontal o multilateral; la geometría del área de drene es un factor determinante. En la siguiente sección se describirán yacimientos típicos (Sinclinal y Anticlinal) y el apropiado perfil de pozo para la explotación.

5.1.1.1. Yacimiento homogéneo de espesor grande, sin casquete de gas y sin empuje hidráulico.

Para un yacimiento con formación productora homogénea y de espesor grande, con alta permeabilidad para el movimiento de fluido puede favorecer para su explotación un pozo vertical con fracturamiento hidráulico, mientras que una movilidad moderada permite un pozo vertical convencional y menos costoso. Un pozo inclinado puede ser más rentable que un fracturamiento hidráulico o un pozo horizontal siempre que la relación de permeabilidad vertical/horizontal no sea pequeña. El fracturamiento hidráulico a lo largo de un pozo horizontal puede compensar la reducción de productividad debido a la baja permeabilidad vertical.

Una formación la cual tiene por ejemplo 150 ft de espesor o menos no sería particularmente un buen candidato a un pozo horizontal si la relación de permeabilidades vertical/horizontal (Kv/Kh) es 0.1 o menos, segmentar la formación con un pozo multilateral podría ser la arquitectura indicada. Por ejemplo, en un yacimiento con un espesor de 500 ft con una Kv/Kh de 0.8 y una Kh/µ=1 md/cp, el índice de productividad (IP) de un pozo horizontal es de 0.84 STB/d/psi. Si la



formación se perfora con un pozo con cuatro laterales verticales con igual espaciamiento, el IP será de 2.5 STB/d/psi, tres veces mayor en comparación que una configuración de una sola rama. Esta comparación se basa usando cálculos para un estado estacionario. Un pozo horizontal provee una útil y rápida comparación de la arquitectura del pozo.

5.1.1.2 Yacimiento Homogéneo de espesor grande con capa de gas y acuífero asociado.

Un yacimiento de espesor grande con un casquete de gas y un acuífero asociado, presenta especiales problemas de producción. En pozos verticales, una estrategia común para retrasar la conificación de agua es disparar cerca de la parte superior del intervalo productor. Sin embargo, el gradiente de presión debido al flujo radial a través del pozo es a menudo suficiente para producir la conificación de agua. Una vez que el agua alcanza los disparos inferiores, la producción de agua puede ser preferente a la del aceite porque la movilidad del agua puede ser mayor que la movilidad del aceite sobre todo para aceites de baja densidad (debido a la alta viscosidad del aceite), y/o porque hay una energía considerable que sostiene la producción de agua debido a un fuerte empuje del agua proveniente del acuífero. Una vez que se conifica el agua, puede haber una mayor restricción a la producción adicional de aceite tendrá un incremento en el corte de agua y puede forzar al pozo a ser un pozo marginal. Una estrategia para producir aceite adicional es colocar un tapón en el pozo por encima de la parte superior de los disparos y re‐disparar. Otra estrategia es tratar de inyectar gel radialmente debajo de los disparos. La entrada de agua es retrasada o evitada con esta estrategia, y la forma del cono es ampliada en cualquier caso para que un gran volumen de aceite se desplaza a través de los disparos.

Un pozo horizontal perforado cerca de la parte superior de la zona productora por encima de la zona de agua producirá con un gradiente de presión normal en el pozo, y el agua en la parte inferior tomara una forma de cresta en lugar de conificarse. El avance de la cresta de agua desplaza al aceite en su trayectoria, moviendo una mayor cantidad de aceite que un pozo vertical en virtud de la geometría de flujo. La relación entre la cresta de recuperación y el espaciamiento de los pozos horizontales paralelos es una simple función “del punto muerto del pozo‐well standoff” del contacto agua‐aceite, el espesor de la formación y la anisotropía de la relación de permeabilidades vertical/horizontal. Para pozos

horizontales localizados en la parte superior de la zona productora y la unidad de espaciamiento medio entre pozos horizontales.

Figura 5. 1 Optimo espaciamiento entre laterales horizontales de un pozo multilateral



El óptimo espaciamiento entre pozos puede decrecer significativamente si los pozos son perforados desde un tronco común. Esta geometría estaría a favor de un pozo multilateral con laterales perforados en un mismo nivel desde un pozo principal como muestra la figura 5.1

De manera interesante, las mismas condiciones que no favorecen a un pozo horizontal en un yacimiento sin casquete de gas o entrada de agua (espesor de la formación, baja permeabilidad vertical) favorecen a los pozos horizontales cuando hay casquete de gas o entrada de agua. También, esto ilustra un caso donde el espaciamiento entre laterales son diseñados lo suficientemente cerca para causar interferencia entre los laterales. La interferencia entre los laterales es benéfica en este caso porque acelera la producción y mejora la recuperación.

5.1.1.3 Yacimientos Estratificados.

Los yacimientos estratificados ofrecen una oportunidad de abordar la importancia del control de la simetría y debida proporción entre las partes que componen el yacimiento. El pozo vertical convencional mezcla la producción de las múltiples capas. La productividad y la diferente capacidad de almacenamiento puede resultar en un agotamiento diferencial de las capas que no tiene comunicación hidráulica vertical lejos del pozo. En este caso, cada vez que el gasto se reduce o un pozo es cerrado, el flujo cruzado puede ocurrir en el pozo debido a que la alta presión en las capas recarga las zonas agotadas. Otro riesgo de la producción mezclada es que la inmersión del agua o gas puede resultar en tempranos cortes de fluidos no deseados en la capa o capas más productivas. En este caso el aceite en las capas menos productivas es alternado. La reentrada con pozos horizontales ofrece una moderna solución a este problema.

Un solo pozo horizontal no es una opción para un yacimiento estratificado porque este solo produciría una capa, pero un pozo multilateral apilado es una estrategia altamente efectiva (Figura 5.2). En el caso anterior, la longitud de cada lateral puede ser aproximadamente inversamente proporcional a la capacidad de flujo de la capa. Un pozo inclinado ofrece una estrategia menos costosa para incrementar la productividad en un yacimiento estratificado. Mediante el diseño de la trayectoria con más longitud perforada en las capas menos productivas, algo de control de conformidad puede ser logrado. Sin embargo, si un temprano corte de agua ocurre en la capa de mayor productividad, es mucho más fácil cerrar la producción en uno de los laterales que en la parte media de la longitud de un pozo inclinado.

Figura 5. 2 Pozo Multilateral en yacimientos estratificados



5.1.1.4 Yacimientos laminados.

Los yacimientos laminados son distinguidos de los yacimientos estratificados. Sí la formación de las capas no tiene suficiente espesor para ser objetivos de un pozo horizontal, entonces el yacimiento es clasificado como laminado. En general, los yacimientos laminados tienen una pobre permeabilidad vertical. Un pozo horizontal no es una opción para este caso porque la productividad sería severamente afectada por la baja permeabilidad vertical, y en una formación de grande espesor un pozo horizontal no puede incluso producir todo el espesor de la formación. Un pozo vertical puede proveer una excelente productividad en formaciones de movilidad moderada. Un pozo inclinado puede producir un marginal incremento en la productividad sobre un pozo vertical.

En yacimientos laminados de alta movilidad (como las turbiditas), un “frac‐pack” puede proveer control de arena y/o los medios para alternar el daño a la formación. Sin embargo, en un yacimiento de baja movilidad, el fracturamiento hidráulico es preferido sobre otra opción porque este provee una efectiva disminución del daño, y por tanto incrementa considerablemente la productividad del pozo. Para un yacimiento delgado y laminado, el fracturamiento hidráulico en un pozo horizontal puede ser una optima elección porque la mayor longitud del pozo provee un mayor alcance debido a que incrementa el área de drene del pozo, mientras que las fracturas el flujo horizontal al pozo a través del espesor de la formación. Las fracturas hidráulicas en un pozo horizontal pueden ser planeadas longitudinalmente, perforando el pozo en dirección al máximo esfuerzo horizontal; o transversalmente.

Una configuración interesante puede ser la de un pozo multilateral, en la cual emanan de un pozo principal horizontal laterales verticales que penetran el yacimiento y se fracturan hidráulicamente cada uno (Figura 5.3). Tal configuración puede ser mejor que múltiples fracturas en un pozo horizontal.

Figura 5. 3 Pozo Multilateral con orientación de los laterales verticales al pozo principal



5.1.1.5 Yacimientos Naturalmente Fracturados.

Los pozos horizontales ofrecen ventajas particulares en yacimientos naturalmente fracturados donde son perforados transversalmente a los planos de fractura. La ubicación de las fracturas naturales y la determinación de su orientación son cruciales para seleccionar el mejor diseño de pozo en estas formaciones.

Aunque las fracturas naturales usualmente son sub‐verticales (casi verticales), yacimientos someros y zonas de alta presión pueden tener fracturas sub‐horizontales (casi horizontales) abiertas al flujo. Los pozos verticales y

horizontales son una opción razonable en este caso. La inyección de agente apuntalante en las fracturas horizontales en zonas de alta presión mantendrá la fractura abierta a la producción queda. De lo contrario, el peso de la sobrecarga tendería a cerrar las fracturas naturales. Del mismo modo, una alta presión de inyección puede reabrir las fracturas naturales en zona agotadas o las fracturas naturales que han sido tapadas durante la perforación.

Las fracturas naturales pueden ser un beneficio para la producción pero también un problema porque cuando estas son verticales puede provocar un corte de agua en el pozo. Para evitar estos problemas, muchos yacimientos naturalmente fracturados pueden ser operados con la caída de presión más baja económicamente posible. Un mecanismo es perforar un pozo multilateral (laterales opuestos), un procedimiento común en áreas como la caliza Austin en Texas (Figura 5.4). La configuración de los laterales opuestos es actualmente la que casi siempre se recomienda. La producción de los dos laterales de una longitud dada, siempre y cuando su sección de construcción este separada por longitudes que pueden ser desde 30 a 60% más que la producción, una simple perforación de dos laterales crea mayor ventajas en cuanto área de drene.

Otra estrategia de trayectoria y terminación que es aplicada en algunos esquistos fracturados es la perforación de horizontales paralelos en dirección a la fractura natural, entonces se crean múltiples fracturas transversales que interceptan la fracturas naturales. Esta estrategia puede ser aplicada cuando el mínimo esfuerzo horizontal es la dirección predominante de las fracturas.

Figura 5. 4 Pozo Multilateral en Yacimientos Naturalmente Fracturado



5.1.1.6 Yacimientos Naturalmente Fracturados con Inyección de Agua.

Existe otro problema con los yacimientos naturalmente fracturados que están bajo inyección de agua. Típicamente en formaciones tectónicamente forzadas, la orientación de las fracturas naturales está muy bien definida. Pozos productores alineados con pozos inyectores a lo largo del azimut predominante de las fracturas naturales experimentarán cortes de agua tempranos. Una configuración ideal puede ser crear líneas de pozos inyectores verticales paralelos al azimut de la fractura, esto forzará al frente de agua a moverse en un patrón de zigzag hacia los pozos productores. Un pozo multilateral, con una configuración “fish‐bone esqueleto de pez”, (Figura 5.5) perforado desde un pozo horizontal principal donde los laterales pueden ser perforados atravesando la trayectoria de las fracturas naturales (Figura 5.6). Esta configuración puede tomar ventaja de la geometría de las fracturas naturales; porque retarda el corte el agua y simultáneamente facilita la producción.

Figura 5.5 Pozo Multilateral tipo Fish‐bone o hueso de pez.

Figura 5. 6 Pozo Multilateral que intercepta las fracturas naturales



5.1.1.7 Yacimientos Estructuralmente Confinados.

Los yacimientos estructuralmente confinados son el resultado de fallas las cuales pueden o no ser visibles en la adquisición de información sísmica. Cuando las fallas están claramente indicadas en la información sísmica, sólo derivado de la información dinámica de la formación o de análisis de pruebas de presión o historiales de producción largos puede establecerse si las fallas son sellos o son conductivas. El confinamiento estratigráfico es resultado del proceso de sedimentación. Facies con considerables contrastes característicos en el flujo pueden servir como sellos o conductos de flujo que actúan como primer orden de control en la productividad de los pozos y finalmente en la recuperación de hidrocarburos. Las heterogeneidades estructurales y estratigráficas pueden ser complicadas por procesos de diagénesis ocurridos a lo largo del tiempo.

Los pozos horizontales pueden alcanzar uno o más compartimientos, Una alternativa es dirigir laterales que permitan drenar los compartimientos individuales y que permitan cerrar alguna rama que produzca agua o gas (Figura 5.7). En yacimientos estrechos con considerables fallas asociadas con fracturas naturales que puedan ser objetivo de un pozo horizontal, o la dirección de la falla pueda proveer información confiable de la dirección del mínimo esfuerzo que es esencial en la planeación del fracturamiento hidráulico en pozos horizontales o verticales.

Figura 5.7 Aplicación de Pozos Multilaterales en yacimientos estructuralmente confinados

Los límites estratigráficos pueden aportar información adicional de los compartimientos del yacimiento, tanto vertical como arealmente. En algunos casos los yacimientos de arena pueden ser muy delgados para ser identificados individualmente en la información de una sección sísmica transversal, debido a que está suficientemente extendido puede ser visible en mapas sísmicos para una sección estructural horizontal. En este caso, los pozos horizontales pueden ser una estrategia ideal para la producción en formaciones delgadas para llegar a múltiples arenas.



5.1.1.8 Yacimientos Lenticulares o Arenosos.

Son yacimientos de tipo Canal y Elongaciones o Barreras Arenosas Alargadas cuyas áreas de volumen pueden ser resultado de compartimentación causada por una serie de fallas paralelas selladas, o pueden resultar de sedimentación fluvial heterogénea o de orígenes turbiditicos. Desde que los compartimentos estructurales han sido abordados, el énfasis aquí es en las elongaciones debido a la sedimentación geológica. En ambos casos, hay aparentes estrategias de perforación, dependiendo de los objetivos para el pozo. Por ejemplo, la dirección del pozo puede ser planeada para permanecer en la parte alargada del cuerpo del yacimiento, o perforada a través de la mayor cantidad de cuerpos posibles. El último caso implica la perforación en dirección a la parte más larga, que para un depósito fluvial mediante la perforación normal a la dirección abajo en el momento de deposición. Otro enfoque puede ser un pozo multilateral diseñado para objetivos de canales definidos con mediciones sísmicas en un pozo horizontal principal (Figura 5.8).

Sí la permeabilidad es más grande en la dirección del canal, se debe perforar transversalmente para que el canal pueda ser un efectivo medio para drenar él yacimiento, y perforar un pozo horizontal que atraviese el canal no mejora la productividad suficientemente por lo tanto no justifica el costo de perforación. Por ejemplo, un pozo perforado a 3000 ft a lo largo de un canal de 750ft de ancho con una permeabilidad en la dirección a lo largo del pozo es 5 veces mayor que el pozo el cual tendrá un IP de 5 STB/d/psi. Si por el contrario, un pozo perforado 750 ft transversalmente al canal, el IP seria de 2.3stb/d/psi. Si ya perforado, el mismo pozo puede interceptar otros canales incrementará la productividad. Alternativamente, si un pozo horizontal principal a 3000ft es perforado fuera y paralelamente al canal o canales, los laterales perforados en forma de fish‐bone (una forma de pozo multilateral) cruzando uno o más canales podrá sumar o adherir la productividad de cada uno. 4 laterales de 750 ft casi duplicará la productividad de un pozo horizontal perforado a lo largo del canal. Caso típico de este tipo de yacimientos lo encontramos en el paleocanal de Chicontepec.

5.1.1.9 Yacimientos con Compartimentos Superiores‐Asociados.

Este tipo de yacimientos es caracterizado por capas o estratos con buzamiento. En esta geometría, el aceite puede estar en contacto con un casquete de gas o con un acuífero. Una estrategia es perforar un pozo horizontal que pase a través de varias capas y este suficientemente debajo del casquete de gas y arriba del acuífero. Aunque esta estrategia perece ser un enfoque adecuado, tiene la significativa desventaja que el flujo es mezclado entre las capas. La mejor estrategia es

Figura 5. 8 Pozo Multilateral tipo Fish‐bone o hueso de pez en una formación de canales trenzados



perforar un pozo multilateral, donde cada lateral llegue y permanezca en una cama o capa dada (Figura 5.9) las ventajas de esta estrategia es que cada lateral puede ser perforado “en un punto muerto‐standoff” con respecto al contacto gas/aceite o agua/aceite, y por tanto retrasar la producción multifásica tanto como sea posible. Adicionalmente, la dimensión de cada zona productora de cada lateral puede ser ajustada a cada formación, por lo que se optimiza la producción.

5.1.1.10 Yacimientos de Aceite Pesado.

Hay grandes acumulaciones de aceite pesado en muchos lugares pero los mejor conocidos están en el cinturón del Orinoco en Venezuela y en las provincias occidentales de Canadá, Alberta y Saskatchewan. Cada una de estas ubicaciones, tiene grandes reservas de aceite de más de mil millones de barriles. Por supuesto, estos recursos están muy lejos de ser considerados “reservas” debido a la baja movilidad de los fluidos, la más reciente aplicación para tales yacimientos es:

Para producción “fría”, los operadores han construido pozos complejos de considerable extensión, como 40 000 ft, distribuidos a lo largo de 6 o 7 laterales, algunas veces teniendo laterales secundarios perforados desde un lateral primario a su vez perforado de un pozo vertical y horizontal principal. La propuesta de tal configuración de pozo es proporcionar suficiente área para superar la baja movilidad del fluido. Sin la arquitectura de pozos multilaterales este tipo de yacimientos no serian económicamente atractivos. Debido a la baja compresibilidad de estos fluidos, la rápida declinación de la producción ya que la presión del yacimiento se agota precipitadamente. Figura 5.10

Figura 5.9 Pozo Multilateral enyacimientos con compartimientossuperiores asociados

Figura 5. 10 Pozo Multilateral en yacimiento de aceite pesado.



Para recuperación térmica, especialmente en estructuras delgadas tales como en Venezuela o California, los pozos multilaterales (apilados) son los indicados a emplearse a menudo con una técnica conocida como “Steam Assited Gravity Drainage” SAGD (Figura 5.11) “inyección de vapor asistida por drene gravitacional”. En tal configuración, el vapor es inyectado en el lateral superior y el lateral inferior es usado para la producción. Al mismo tiempo el pozo vertical principal es usado para inyectar a través de la tubería de producción y producir por el espacio anular.

5.1.2. Análisis de Geopresiones.

Para la estimación de las geopresiones de Pozos Multilaterales, se debe tomar como correlación la información de los Pozos pertenecientes a la misma pera, empleando los registros geofísicos de rayos gamma (GR), resistividad (RES), tiempo de transito (DT), densidad (RHOB) y el SURVEY. Asimismo se planearán las densidades de los lodos empleados durante la perforación, asentamiento de tuberías de revestimiento (TR`s) y la columna geológica atravesada por los pozos correlación. Mediante el uso de la herramienta de cómputo DrillWorks Predict, se obtienen los cálculos de los gradientes de presión de sobrecarga, presión de poro, presión de fractura y esfuerzo mínimo y máximo horizontal los cuales definen la ventana operacional. La evaluación de la ventana operacional permite conocer el área existente entre la presión de poro y gradiente de fractura del pozo en estudio y el conocimiento de dichos gradientes ayudan a evitar problemas durante la perforación, permitiendo un mejor avance y en consecuencia, disminución en los costos y tiempos de perforación.

Figura 5. 12 Ventana operacional

Figura 5. 11 Pozo Multilateral aplicando la técnica SAGD



En la figura 5.12, se muestran los gradientes obtenidos desde el programa PREDICT, de izquierda a derecha se presenta el gradiente de presión de poro estimado calculado a partir de las curvas de presión de poro de los pozos de correlación; esfuerzo mínimo horizontal determinado a partir de la sobrecarga y la presión de poro estimada; densidades de lodos con los eventos que se presentaron durante la perforación (resistencia, atrapamiento y fricción); gradiente de fractura determinado por el método de Eaton; esfuerzo máximo horizontal calculado a partir del esfuerzo mínimo horizontal; gradiente de sobrecarga calculada mediante las curvas de los pozos de correlación; asentamientos de tuberías de revestimiento (TR`s) y la columna geológica atravesada en la perforación.

5.1.2.1 Cálculo del Gradiente de Sobrecarga OBG.

El gradiente de sobrecarga (OBG) juega un papel muy importante en la determinación de geopresiones debido a que el cálculo de los gradientes de presión de poro y fractura depende directamente de la precisión de este.

La sobrecarga a determinado punto es la presión ejercida por la columna de sedimentos sobreyacientes más los fluidos contenidos en la misma. La representación matemática de la sobrecarga está definida por el principio de Terzagui, quien describe la sobrecarga –también conocida como presión de sobrecarga‐‐ como la suma de la presión de poro (Pp) más el esfuerzo efectivo vertical (σ).

S = Pp + σ

Para determinar la presión de sobrecarga se emplean varios métodos, sin embargo el que se basa en el Principio de Terzagui se define por la siguiente fórmula.

( )

101

1∑−

−−=

n

niiFi DD

Sρ

Donde:

Fiρ Es la densidad promedio de la formación (gr/cm3) comprendida entre las profundidades

iD y 1−iD (m) como se ilustra en la figura 5.12.

Figura 5. 13 Profundidades y densidades de formaciones



5.1.2.2 Cálculo de la Presión de Poro.

La presión de poro a partir del método de Eaton Sónico emplea la siguiente ecuación.

( )X

O

NN DT

DTPPOBGOBGPP ⎥⎦

⎤⎢⎣

⎡−−=

Donde:

PP = Gradiente de Presión de Poro (psi/ft o lb/gal), (kPa/m o gr/cc).

OBG = Gradiente de Sobrecarga (psi/ft o lb/gal), (kPa/m o gr/cc).

PPN = Gradiente de Presión de Poro Normal (psi/ft o lb/gal), (kPa/m o gr/cc).

DTo = Tiempo de Tránsito del Intervalo Observado (µs/ft), (µs/m).

La presión de poro a partir del método de Eaton Resistivo emplea la siguiente ecuación.

( )X

N

ON R

RPPOBGOBGPP ⎥⎦

⎤⎢⎣

⎡−−=

Donde:



PPN = Gradiente de Presión de Poro Normal (psi/ft o lb/gal), (kPa/m o gr/cc).

Ro = Resistividad Observada (Ohms‐m2/m).

RN = Resistividad Normal (Ohms‐m2/m).

x = Exponente de Eaton (adimensional), valor default 1.2.



5.1.2.3 Cálculo del Gradiente de Fractura por el Método de Eaton.

El gradiente de fractura se determina mediante el método de Eaton, el cual requiere del cálculo previo de la presión de poro, relación de Poisson y el gradiente de sobrecarga.

La siguiente ecuación es empleada para el cálculo del gradiente de fractura por el Método de Eaton:

( ) ⎟⎠⎞

⎜⎝⎛−

−+=v

vPPOBGPPFG1

Donde:

FG = Gradiente de Fractura (psi/ft o lb/gal), (kPa/m o gr/cc).



v = Relación de Poissson (adimensional).

Para el cálculo del gradiente de fractura por el método de Matthews y Kelly se requiere que previamente se hayan analizado la presión de poro y el gradiente de sobrecarga, así también como tener un conjunto de datos del esfuerzo de matriz. La siguiente ecuación se usa para el cálculo.

( ) IKPPOBGPPFG −+=

Donde:

FG = Gradiente de Fractura (psi/ft o lb/gal), (kPa/m o gr/cc).



Ki = Coeficiente de Esfuerzo de Matriz (adimensional).



5.1.2.4 Calibración de Gradientes.

Para finalizar el proceso de la evaluación de geopresiones es indispensable calibrar los gradientes de presión de poro y fractura. Para lo cual se emplea información real (eventos) ocurridos durante la perforación y terminación del pozo, tales como pérdidas de circulación parcial o total, derrumbes, densidad del lodo, ajustes de agujero, manifestaciones –gasificaciones‐, tubería atrapada, pruebas de goteo (LOT) o minifracs, etc. Para calibrar la presión de poro se deben considerar los siguientes eventos: manifestaciones de gas, aportación de H2O (flujos o brotes), pruebas de formación como MDT (Modular Formation Dynamics Test) o DST (DrillStem Test), RFT (Repeat Formation Test). En el caso del gradiente de fractura los parámetros empleados para la calibración son datos de pruebas de goteo (LOT: Leak off Test¨) y las pérdidas de circulación. La prueba de goteo (LOT) es una práctica de campo empleada para evaluar la cementación primaria de una tubería de revestimiento y para estimar el gradiente de la presión de fractura (Guía de diseño Práctico para la Predicción de Geopresiones).

5.1.2.5 Esfuerzo Mínimo y Máximo Horizontal.

El Esfuerzo Mínimo Horizontal se puede calcular por el método de Mohr‐Coulomb preexistente del modelo de falla el cual requiere el cálculo previo de la presión de poro y la sobrecarga, determinando su ángulo de fricción y su factor de calibración.

El Esfuerzo Máximo Horizontal requiere del cálculo previo de la sobrecarga y del esfuerzo mínimo, aplicando la siguiente fórmula:

SHG = ShG + K*(OBG – ShG)

Donde:

ShG = Gradiente de Esfuerzo mínimo horizontal.

K = Factor tectónico.

OBG = Gradiente de Sobrecarga

Durante la planeación de la perforación de pozos horizontales, es importante realizar el análisis de las geopresiones para la construcción del pozo principal y los laterales ya que este estudio permitirá tener éxito en la perforación del pozo y por consecuencia la reducción de tiempos y costos de perforación y terminación del Multilateral.

Figura 5. 14 Esfuerzo Mínimo y Máximo Horizontal



5.1.3. Planeación direccional.

Las trayectorias planeadas de pozos multilaterales deben tener en cuenta los siguientes factores:

La evaluación de la longitud óptima y espaciamiento de los laterales, tomando en consideración factores como la intercepción de flujo de los laterales en aplicaciones de flujo mezclado.

La ventana debe ser colocada en una sección tangencial de al menos 20m de longitud. Esto para evitar el desplazamiento innecesario de la whipstock o cualquier otro equipo a ser instalado en la unión del lateral, esto debido a fuerzas compresivas que generen expansión en el agujero durante la perforación.

Si más de una ventana va a ser molida en un mínimo espacio de TR cada ventana debe ser bien planeada. Esto para prevenir cualquier problema potencial de colisión. Debe notarse, sin embargo, que recientemente muchas aplicaciones han tenido el uso especial de TR con 2 o 3 ventanas pre‐molidas, con la técnica de perforación de radio corto para múltiples laterales en una sección delgada de yacimiento.

Las severidades planeadas de “pata de perro” en el pozo principal deben ser limitadas para evitar excesivas fueras aplicadas sobre la ventana. Se recomienda un máximo de 15°/30m.

La inclinación planeada del agujero entre 45° y 65° a la profundidad planeada de la unión del lateral debe ser evitada para prevenir potenciales efectos de “avalanchas” que podrían conducir a la deposición de escombros en el perfil o en la whipstock o en el equipo de terminación, y así interferir con las subsecuentes operaciones.

Los laterales deben ser planeados como una rama del pozo principal con una orientación de 0‐30°hacia la izquierda o derecha el agujero superior. Las ventanas deben ser orientadas dentro de este rango para así evitar problemas potenciales de acumulación de partículas de perforación en la parte inferior del agujero.

Como la rotación de la sarta de perforación no es permitida hasta que el ensamble de fondo de pozo se encuentre completamente fuera de la ventana, la trayectoria del lateral debe ser planeada en consecuencia. Esto es para prevenir el daño del sistema MWD mientras esta sobre la cara de la whipstock.

La severidad de “pata de perro” fuera de la whipstock debe ser limitada para evitar potenciales problemas de reentrada cuando se baja el liner del lateral o herramientas de registros de producción. Un valor de 10° a 20° /30 m es recomendado.

Si está planeado instalar una ventana en un pozo vertical considerando que tiene una sección con una pequeña inclinación (menos de 5°) para permitir que la ventana sea orientada usando herramientas gravitacionales como los instrumentos giroscópicos.



5.2 Procesos de selección y evaluación de Terminación de un pozo multilateral.

5.2.1 Evaluación de un Pozo Multilateral.

Cuando decidimos desarrollar una estrategia de un pozo multilateral, varias opciones son evaluadas por un examen de aplicación, para asegurar que los objetivos económicos y técnicos se cumplan de manera satisfactoria. A través del proceso de evaluación basado en una valoración crítica de la información disponible del campo, las ventajas y el riesgo debe gestionarse las opciones que pueden ser seleccionadas de una serie de parámetros de desarrollo viables.

5.2.1.1 Proceso de selección.

Un método para saber si un pozo es candidato a ser perforado multilateralmente es el siguiente:

Sí la respuesta a las siguientes preguntas es no, pasar a la siguiente pregunta; sí la respuesta es sí, hay que considerar un pozo multilateral; sí todas las respuestas se responde negativamente se recomienda un pozo vertical u horizontal.

¿El yacimiento contiene hidrocarburos en pequeñas o aisladas acumulaciones?

¿Hay acumulación de petróleo encima de los disparos superiores del yacimiento?

¿El yacimiento está separado en segmentos apilados de baja transmisibilidad vertical?

¿Es un yacimiento naturalmente fracturado o tiene alta permeabilidad en una sola dirección?

¿El yacimiento tiene varias zonas productoras en forma de lentes?

¿Hay dos o diferentes conjuntos naturalmente fracturados en el yacimiento?

¿El yacimiento requiere de inyección de agua?

¿En la inyección de agua las zonas el barrido avanza en zonas de alta calidad antes que en las zonas de baja calidad?

¿Si costa fuera, en una plataforma se es incapaz de acomodar un pozo adicional para drenar un bloque adicional?

En proceso de evaluación de un pozo multilateral puede ser considerado como una serie analítica de pasos que comienzan con una filosofía básica.

1) ¿Por qué ha sido seleccionada una estrategia multilateral? ‐Incrementar la relación reserva/pozo. ‐Incrementar la eficiencia y disminuir los costos de desarrollo. ‐Retrasar la producción de agua y/o gas. ‐Mejorar el rendimiento de un yacimiento mediante Enhanced Oil Recovery (EOR) o inyección de agua.



‐Como una herramienta de delimitación de exploración. ‐Por una razón ambiental.

2) Definir, priorizar y evaluar los objetivos económicos y técnicos de una estrategia multilateral. ‐Una reentrada reduce costos y hace más eficiente el uso de la infraestructura existente. ‐Acceso a múltiples objetivos. ‐Interceptar zonas naturalmente fracturadas dentro de los objetivos.

3) Analizar la disponibilidad de información del campo para garantizar que los objetivos pueden ser atendidos en términos de viabilidad técnica y un riesgo aceptable. ‐¿Pueden ser perforados los pozos sin problemas? ‐¿Todos los objetivos pueden ser alcanzados o el compromiso de solución requerido? ‐¿Es una configuración en este momento?

4) Definir el criterio de diseño y proponer un número de alternativas multilaterales para una evaluación crítica. ¿Qué es requerido de un sistema? ‐Requerimientos de producción/inyección. ‐Requerimientos de aislamiento en una unión o a lo largo de una rama. ‐Accesibilidad para operación con línea de acero, tubería flexible o sarta de perforación. ‐Control de flujo en una unión o a lo largo de una rama. ‐Uso de un sistema artificial de producción. ‐Monitoreo y diagnóstico del pozo. ‐Disposición de limpieza del pozo. ‐Control de arena.

5) Evaluar las opciones de diseño que se propusieron y comparar cada una con su respectivo criterio de diseño. ‐Proyección del desempeño de pozo mediante distintos escenarios. ‐Modelado económico. ‐Análisis de riesgo para cada fase del proyecto.

6) En este paso puede ser posible identificar una óptima solución para la particular aplicación y hacer recomendaciones basadas fuertemente en los principios analíticos.

7) Sí el grado de riesgo y la incertidumbre en el proceso de evaluación son considerados pequeños en relación con la habilidad de satisfacer los objetivos del proyecto, una evaluación adicional de trabajo será requerida antes de que una decisión final sea hecha. Esta situación puede surgir si hay incertidumbre en la calidad y exactitud de la información o la confidencialidad en la interpretación de la información.



El proceso de evaluación para un pozo multilateral esta resumido en el siguiente esquema.

Esquema 5.1 Proceso de evaluación de un pozo multilateral

Definir el desarrollo de una estrategia multilateral para los objetivos

Objetivos económicos del Objetivos técnicos del pozo

Recopilación de los datos establecidos para la aplicación

Priorizar y evaluar los objetivos en términos económicos y de factibilidad

Definir los criterios de diseño y proponer un número de estrategias alternativas multilaterales para evaluación crítica

Opciones de Diseño:

‐Configuración

‐Producción mezclada o no

‐Perforación y Terminación

‐Pozo nuevo o re‐entrada

Criterios de selección:

‐Costo del desarrollo del proyectado

‐Rendimiento proyectado del pozo

‐ Análisis económico

‐ Análisis de riesgo

Comparación y evaluación del proceso – identificar la solución óptima

Recomendaciones

¿El grado de riesgo es aceptable? Grado de incertidumbre

Decisión final

¿Se requiere un análisis o evaluación adicional?



5.2.2 Metodología de selección para un caso general

Los parámetros críticos de evaluación en el proceso de evaluación incluyen características del yacimiento, limitaciones de diseño y perforación del pozo, restricciones de producción, desarrollo de costos y economizar. Estos parámetros que son básicos para todas las aplicaciones de pozos multilaterales pueden ser inicialmente considerados como un primer nivel en el proceso de evaluación. Esta metodología básica de evaluación es presentada como un diagrama de flujo el cual examina un caso general



Esquema 5.2 Metodología de selección para un caso general



5.2.3 Proceso de diseño de la terminación de un pozo Multilateral

Esquema 5.3 Esquema de diseño de la terminación de un pozo multilateral

Finalizar el diseño

Detalle del diseño de la TR Detalle del diseño de la terminación

Optimización de la producción del pozo

Diseño conceptual por etapas

Re‐entrada o técnica de terminación (pozo principal y lateral o laterales)

Selección de TR, tubería de producción y equipo de fondo de pozo

Terminación con un requerimiento de sarta, monitoreo, separación

Asegurar los objetivos de productividad requeridos del pozo

Comprobar la optimización contra los objetivos del pozo ‐¿Hay potenciales opciones compatibles con la actual terminación?

Comprobar la optimización contra los objetivos del pozo

Hacer una selección inicial basado en parámetros de producción

Examinar las restricciones de diseño que determinan al número y orientación de los laterales e inicial el proceso de diseño

Criterios técnicos Criterios Económicos

Evaluación de las posibles opciones de terminación Re‐entrada Pozo nuevo

Definición de objetivos

Análisis de requerimientos de terminación



Las restricciones iniciales de diseño son impuestas por factores que determinan el número y orientación de las ramas a ser perforadas y terminadas, y estos factores incluyen:

*Restricciones geológicas‐La estructura y estratigrafía de los objetivos del yacimiento y potenciales zonas problemáticas que se pueden encontrar a lo largo de la trayectoria propuesta y que afectaran la geometría del pozo multilateral.

*Restricciones de productividad. Las variaciones de la productividad entre los objetivos del yacimiento pueden influenciar el grado de exposición requerido del yacimiento dentro de cada objetivo para alcanzar los objetivos del pozo. La proximidad del casquete de gas y/o un acuífero también influenciará el grado de exposición y la caída de presión requerida.

*Restricciones de ubicación. Las ubicaciones disponibles para la colocación del pozo tendrán influencia en el diseño de la trayectoria y terminación del pozo, tanto en pozos nuevos como en reentradas.

La finalización de la estrategia diseño de terminación varía de acuerdo a la aplicación especifica y lograr los objetivos del pozo para un particular desarrollo y como resultado de los factores descritos anteriormente, los cuales son resumidos en la figura anterior.



5.2.4 Proceso de selección del nivel de terminación.

La selección del nivel de terminación es uno de los aspectos más importantes en los pozos multilaterales, estos niveles como ya se ha mencionado con anterioridad fueron clasificados por la TAML; la siguiente matriz muestra el proceso de selección del nivel de terminación, en esta matriz como primer paso se decide terminar el principal abierto o entubado, una vez seleccionado el agujero principal viene la selección del lateral, así como en el agujero principal para el lateral viene la selección si terminarlo en agujero descubierto o entubado, en la siguiente etapa se decide qué tipo de integridad de presión o integridad hidráulica se requiere en el pozo y el control de caída de presión así como control de arena, finalmente de acuerdo a las necesidades de nuestro pozo en base a condiciones de yacimiento y criterios de producción esta matriz da como resultado final el nivel de terminación más adecuado a nuestras necesidades.

Esquema 5.4 Matriz de selección de la terminación de un pozo multilateral

Agujero Principal

Agujero descubierto

Terminación Lateral

Agujero descubierto

Terminación Lateral

EntubadoAgujero descubierto

Unión MTL Rígida

Nivel 1

Producción, aislamiento y re‐entrada selectiva es necesaria

Baja

Alta

Caída de presión/control

de arena Baja

Alta

Nivel 5 o 6 Nivel 3

Nivel 2

Integridad de presión

Débil

Nivel 5 o 6

Baja

Nivel 4 Alta

Nivel 5 o 6

Entubado



5.3 Análisis de Riesgos y Factibilidad y Matriz de selección Yacimiento/Pozo

5.3.1. Requerimientos de intervención contra riesgo

Antes de finalizar los requerimientos de intervención para un aplicación particular para pozos multilaterales, una evaluación integra del riesgo de la intervención debe llevarse a cabo para tener un número de estrategias alternativas. La percepción del grado de riesgo para las intervenciones propuestas variará dependiendo de un número de factores, incluyendo.

*Número de laterales involucrados.

*Posición de los laterales.

*limitaciones de profundidad para operaciones con TF o línea de acero.

*Complejidad y tortuosidad para la trayectoria de reentrada.

*Tipo de operación a realizarse.

*Tipo de equipo empleado en el pozo.

*Propiedades físicas y compatibilidad con los fluidos producidos de cada zona.

El grado de riesgo puede ser clasificado en relación a la dificultad asociada con el desempeño de una labor u operación en particular en una ubicación especifica.

Riesgo de la operación. Áreas de alto riesgo: Fracturamiento Hidráulico, colocación de Liner con malla o cesado. Operaciones con tubería de producción, etc.

Riesgo con la ubicación. Áreas de alto riesgo: operaciones realizadas dentro del lateral superior, o en el pozo principal arriba del lateral superior, donde la producción del sistema entero está en potencial riesgo. También las operaciones realizadas cerca de la unión en cualquiera de los laterales, donde la integridad hidráulica puede ser un problema y la producción de los laterales puede estar en riesgo potencial.

Áreas de bajo riesgo: operaciones realizadas en el lateral inferior, o operaciones en el pozo principal debajo del lateral superior.

Una vez que el nivel de riesgo se establece, el proceso de evaluación debe establecer donde los riesgos de intervenciones pueden ser eliminados o minimizados mediante el desarrollo de medidas preventivas o adoptando diferentes estrategias de intervención. Los siguientes puntos deben ser considerados:

¿La intervención es realmente necesaria?‐¿Hay opciones alternativas disponibles? Si hay información confiable del yacimiento y/o el pozo, el uso de medidas preventivas y/o soluciones incorporadas deben ser consideradas en la etapa de terminación.



Si la operación no puede ser evitada, ¿Puede reducirse al mínimo la intervención? Puede ser posible reducir y/o simplificar el número de operaciones requeridas y así minimizar los tiempos no productivos utilizando un sistema de terminación alternativo o adoptando diferentes técnicas de intervención.

¿Las operaciones son complejas y/o requieren nueva tecnología? Sí los procedimientos y prácticas de terminación no estándar se adoptan, esto ciertamente afecta el grado de riesgo incurrido en los tiempos no productivos, especialmente si el sistema es un prototipo.

¿Puede el equipo ser operado con TF, línea de acero o control remoto?, si el equipo puede ser manipulado sin un equipo completo de reacondicionamiento o por control remoto, esto minimizará el requerimiento para la intervención.

Esquema 5.5 Resumen del proceso de análisis de riesgo

Intervención

Riesgo de la operación Riesgo de la ubicación

Bajo grado de riesgo

Alto grado de riesgo

Operación exitosa

Falla para alcanzar los objetivos del

pozo

Riesgo económico

Costo de perder una zona dentro de un lateral

Costo de perder un lateral

Costo de perder más de un lateral

Costo de perder todo el pozo



5.3.2 Matriz de Selección de acuerdo al tipo de Yacimiento característico.

En base a la valoración inicial de las características del yacimiento específico, se pueden seleccionar configuraciones específicas de pozos. La tabla 1.5 muestra la aplicabilidad de ciertas configuraciones de pozos multilaterales. Para una combinación dada de tipo de pozo y yacimiento o características de fluidos, un rango de alto, medio o bajo puede ser asignada dependiendo de cual apropiado el tipo de pozo subjetivamente conviene con las características del yacimiento.

La aplicación de ciertas configuraciones de pozos multilaterales a yacimientos estratificados, yacimientos con fallas o compartamentalizados, yacimientos de aceite pesado, naturalmente fracturados y depresionados, permite el desarrollo de un menor número de instalaciones superficiales.

Esquema 5.6 Matriz de Selección del tipo de pozo multilateral de acuerdo al tipo de yacimiento y Nivel de recomendación

Tipo de Pozo ‐‐‐‐‐‐‐‐ Tipo de Yacimiento

Planos/apilados radiales

Doble lateral plano

Triple lateral plano

CuádruplePlano

Apilados (2,3,4)

Opuestos (2,3,4)

Delgados <20 Medio Medio Medio Medio Bajo AltoGruesos >80 Alto Medio Medio Medio Alto MedioEstratificados Alto Bajo Bajo Bajo Alto BajoCon Fallas compartimentalizados

Bajo Medio Medio Medio Bajo Alto

Naturalmente fracturados

Medio Alto Alto Alto Bajo Alto

Maduros Alto Alto Alto Medio Alto MedioDepresionados Bajo Medio Medio Medio Bajo MedioGas Bajo Bajo Bajo Bajo Medio AltoAceite pesado <20°API Alto Alto Alto Alto Alto MedioCarbonatos Medio Medio Medio Alto Alto MedioMuy baja permeabilidad <10mD

Medio Medio Alto Alto Alto Medio

Contacto de fluidos muy cerca

Bajo Medio Medio Alto Alto Medio

Formación pobremente consolidada

Alto Alto Medio Medio Medio Alto



5.4 Predicción del comportamiento del pozo.

La predicción del comportamiento de un pozo multilateral que tiene producción mezclada de sus laterales es un problema complejo que es análogo a la predicción interdependiente de múltiples pozos hacia un sistema común de recolección. El problema consiste en predecir el IP de cada lateral, determinar la caída de presión antes de la unión y modelar el flujo y la caída de presión en el pozo principal desde la unión inferior hasta la superficie. Estas partes del sistema del pozo multilateral están todas conectadas e influencian unas a otras, requiriendo soluciones simultáneas de ecuaciones que describen diferentes partes del sistema, o una solución iterativa de algún tipo. Por ejemplo, el gasto total de un lateral depende de la presión del yacimiento en la unión con el lateral, pero para una presión dada en la unión del lateral y el pozo principal, la presión en la unión depende la caída de presión en la sección del lateral justo antes de la unión (sección de construcción) con el pozo principal. Sin embargo, la caída de presión en la sección que se encuentra antes de la unión depende del gasto del lateral, entonces estos dos problemas deben ser resueltos simultáneamente, o por una solución de convergencia obtenida por iteración. La solución obtenida a este problema se basa en el conocimiento de la presión en la unión, la cual a su vez depende del resto del sistema multilateral.

El primer paso en la predicción del comportamiento de un pozo multilateral es determinar el comportamiento del yacimiento. Desde que los laterales son más comúnmente horizontales, se presentan primero los métodos analíticos más ampliamente usados de pozos horizontales. Para aplicar estos modelos de flujo de laterales individuales, los laterales deben drenar estructuras separadas del yacimiento o con una frontera de drene entre las regiones drenadas por los laterales por separado debe suponerse. Si esto no es práctico, métodos que convierten en una serie de puntos o líneas fuente, todo en un yacimiento continúo, puede ser aplicado. En casos más complejos tales como en condiciones de flujo multifásica en el yacimiento, la mejor aproximación para la predicción del comportamiento de un pozo multilateral puede ser logrado a través de simuladores de yacimientos que pueden manejar trayectorias complejas de pozos multilaterales. En adición al flujo del yacimiento a los laterales, el flujo en todos los segmentos del pozo debe ser modelado para predecir el comportamiento de un pozo multilateral.

Hay tres técnicas de modelaje para la predicción del comportamiento de yacimiento las cuales son:

1) Método analítico: Para derivar un método analítico para el flujo al pozo, se requieren suposiciones sobre las condiciones de yacimiento, el régimen de flujo al pozo y las propiedades de los fluidos. En general, estos métodos asumen una presión constante a lo largo del pozo, entonces la caída de presión a lo largo del pozo debe ser pequeña comparada con la caída de presión del yacimiento al pozo. Modelos de flujo estacionario y semi‐estacionario de una sola fase, de un fluido de baja o nula compresibilidad es también asumida. Estos modelos pueden ser extendidos a otro tipo de sistemas de fluidos.

2) Método de punto fuente: una aproximación más flexible y precisa es usar el método punto fuente. Considerando al yacimiento un paralelepípedo con un pozo horizontal en el



yacimiento, el flujo de una sola fase, baja compresibilidad del fluido a través de un medio poroso aniso trópico que puede ser descrito por la ecuación de difusividad:

tpc

zpk

ypk

xpk t2

2

z2

2

y2

2

x ∂∂

=∂

∂+

∂

∂+

∂

∂ φμ (A 5.1)

3) Aproximación mediante un simulador de yacimiento: Los modelos en simuladores de yacimientos también pueden ser usados para predecir el comportamiento del pozo. Comparado con la representación estándar de pozos verticales en el yacimiento, un lateral horizontal requiere un modelo diferente relacionando la presión del pozo a un bloque de presión debido a la posibilidad de una permeabilidad anisotropía.

La siguiente tabla muestra los modelos que se ocupan para la predicción del comportamiento de la producción de pozos multilaterales.

Método Tipo Modelo o Correlación

Formula

Analítico Estacionario

Joshi

Furui

Butler

Semi‐estacionario

Babu y Odeh

Helmy y Wattenbarger

( )

⎥⎥⎦

⎤

⎢⎢⎣

⎡⎟⎠⎞

⎜⎝⎛++−+⎟

⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛

−=

sLbsC

rAB

ppbkkq

RHw

o

wfzy

75.0lnln2.1415.0

μ

⎟⎟

⎠

⎞

⎜⎜

⎝

⎛

⎟⎟

⎠

⎞

⎜⎜

⎝

⎛+−

γμ

=

pAweq

eq

eqeq

sCr

AB

bkJ

ln214

ln212.141 2

( )

( )( ) ⎟⎟

⎟

⎠

⎞

⎜⎜⎜

⎝

⎛

⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛+

+−+

−=

⎟⎟⎟⎟

⎠

⎞

⎜⎜⎜⎜

⎝

⎛

1ln

22ln2.141

22

aniw

anianio

wfeH

IrhI

LhI

L/L/aaB

pphkq

μ

( )

⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛+−+⎥

⎦

⎤⎢⎣

⎡+

−=

shI

yIrhI

B

ppkLq

ani

b

aniw

anio

wfe

224.1)1(

ln2.141π

μ

( )

( ) ⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛+−+⎥

⎦

⎤⎢⎣

⎡+

−=

shy

hbIrhI

IB

ppLkq

b

aniw

anianio

wfeH

14.1/sin)1(

ln2.141π

πμ



Método Tipo Modelo o Correlación

Formula

Analítico Yacimientos de Gas

Kamkon y Zhu

Babu y Odeh

Bendakhlia y Aziz

Flujo multifasico

Cheng

Retnanto y Economides

Vogel Modificado

Punto Fuente

No aplica Newman

Simulador de yacimientos

No aplica Peaceman

Tabla 5. 1 Principales métodos y formulas usadas en el modelado de comportamiento de pozos multilaterales

∫ ∫=−=Δto

wi ddsL

qBtppp

0

2

1

887

)(ξ

ξξτ

αμ

( ) w

o

zxkjiwf r

rykk

qpp ln2 2/1,,

Δπμ

−=

( )

⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛+−+⎥

⎦

⎤⎢⎣

⎡+

−=

shI

yIrhI

TZ

ppkLq

ani

b

aniw

anig

wfeg

224.1)1(

ln1424

22

πμ

⎥⎥⎦

⎤

⎢⎢⎣

⎡++−+⎟

⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛

⎟⎠⎞

⎜⎝⎛ −

=

sLbsC

rATZ

ppkkbq

RHw

g

wfzy

g

75.0lnln14245.0

22

μ

( )n

wfwf

o

op

pV

pp

Vq

q⎟⎟

⎠

⎞

⎜⎜

⎝

⎛⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛−−⎟⎟

⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛−=

2

max,11

2

max,1818.12055.09885.0 ⎟⎟

⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛−⎟⎟

⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛+=

pp

pp

qq wfwf

o

o

nwfwf

o

op

pp

pq

q⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛−⎟⎟

⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛−= 75.025.01

max,

( ) ⎟⎟

⎠

⎞

⎜⎜

⎝

⎛+=− 2max, 6.112.0

p

p

pq

dpdq wf

owf

o



5.5. Planeación de pozos multilaterales en las regiones petroleras de México.

La tecnología de pozos multilaterales ha tenido ya amplia aplicación a nivel internacional con casos exitosos desde el punto de vista de perforación, terminación y producción, sin embargo en embargo en México no ha tenido tanta penetración debido a que esta tecnología no convencional es aplicada y desarrollada por compañías trasnacionales de la industria petrolera, motivo por el cual también se vuelve costosa. Sin embargo empezar a introducir la tecnología con rigurosos estudios y adecuadas prácticas operativas, puede dar como resultado un incremento en la incorporación de reservas y un aumento de la producción. En los siguientes puntos se describe de manera específica las condiciones para la aplicación de pozos multilaterales y los pozos planeados en las Región Marina, Sur y Norte de la industria petrolera Nacional.

5.5.1 Región Marina

Dentro de la Región Marina de México los objetivos principales para la aplicación de pozos multilaterales en esta zona son los yacimientos carbonatados, naturalmente fracturados así como arenas del terciario.

Se plantean pozos multilaterales para producir reservas de aceite remanentes antes de la expansión de la capa de gas y así mismo como para retardar la conificación y/o avance del frente de agua.

Se planearon dos propuestas de diseño para esta región, una para el campo Zaap y la otra en el campo Cantarell, programando la perforación de los pozos Zaap‐5 y Cantarell‐3062 respectivamente.

Pozo Zaap 5: En este pozo se planeó como objetivo principal, Obtener producción comercial de hidrocarburos en las rocas carbonatadas del Cretácico, así como obtener información geológica y de fluidos en el campo Zaap, por medio de la perforación del pozo Zaap‐5 de tipo multilateral, atendiendo la estrategia de campos de desarrollo vigente. Dentro de las recomendaciones que se tienen para la aplicación de sistemas multilaterales en el campo Zaap son una instalación simple, juntas multilaterales con un ángulo mayor a 70° para así tener una apertura de ventana de bajo riesgo, tener re‐entrada selectiva con TF y capacidad de asilamiento selectivo.

De acuerdo con las condiciones más favorables para el nivel de terminación de la junta más adecuada corresponde al Nivel de terminación 2, con esto se logra obtener un agujero principal entubado y cementado, el lateral se termina en agujero abierto con una junta fuerte y bajo nivel de aislamiento. Esto se debe a que la roca donde se realiza es consolidada, no hay control de arena requerido ni necesidad de instalar en el futuro un medio de control de arena debido a formación carbonatada.

Los tiempos de perforación e instalación de junta multilateral de nivel de terminación 2 van de los 25 a 35 días dependiendo principalmente si la perforación del lateral se realiza sin mayores inconvenientes.



Los factores más importantes son la instalación de la junta a una inclinación adecuada que permita un drene homogéneo del yacimiento para una mejor explotación e incorporación de reservas así como una terminación permanente a nivel de la unión que permita la re‐entrada selectiva y aislamiento selectivo con tubería flexible. Cabe mencionar que el nivel de terminación 2 es de bajo costo debido a sus características y permite una mejor recuperación de la inversión.

Dentro de la ventajas que proporciona esta aplicación multilateral para el campo Zaap también podemos mencionar que es aplicable a viejo y nuevos pozos, no se generan cortes de acero para abrir la ventana (en caso de una ventana pre‐molida), se pude utilizar una “latch coupling” como referencia permanente de profundidad y orientación lo cual facilita el direccionamiento del lateral y lo hace más certero, y sobre todo no hay restricciones de diámetro.

En la figura 5.15 se muestra un posible estado mecánico final tomando en cuenta las características antes mencionadas para en campo Zaap.

Figura 5. 15 Estado Mecánico para el Pozo Zaap‐5

Las observaciones que se determinaron más importantes para la perforación de un pozo multilateral en el campo Zaap son:

Iniciar la perforación del agujero de 26”, con parámetros controlados/reducidos hasta tener todo el aparejo de fondo, en agujero descubierto. Perforar con alto gasto (1000‐1100 GPM), para garantizar una efectiva limpieza del agujero y mantenerlo en calibre. Se debe disponer de obturantes en el lodo y perforar bombeando baches viscosos e incrementando el peso, según el tren de presiones de poro.

Perforar los agujeros de 26” y 18 ¼”, manteniendo un estricto control de las propiedades del fluido de perforación y el gasto para cada etapa (densidad equivalente de circulación), a fin de disminuir los problemas de pérdida de circulaciones.



En caso de un incremento en la presión de bomba, puede ser indicador de reducción de área de flujo, lo cual se puede traducir en abundantes recortes de perforación en el espacio anular o reducción del agujero.

Determinar diariamente las propiedades Reológicas, Físico y Químicas del fluido de perforación, manteniendo los equipos calibrados y los reactivos en buen estado, logrando de esta forma obtener valores representativos, que permitan interpretaciones concretas durante la perforación del pozo.

Planificar adecuadamente la logística para el suministro de material densificante, con el objeto de evitar esperas y controlar el pozo cuando se manifieste. Igualmente, con el suministro del material obturante, para restaurar oportunamente la circulación y evitar mayores problemas, durante la perforación.

Pozo Cantarell‐3062: Para el caso del campo Cantarell el objetivo principal de la aplicación de la tecnología Multilateral se enfoca en incrementar la vida útil del yacimiento recuperando las reservas de aceite en zonas poco drenadas antes de la invasión del casquete de gas, reducir las caídas de presión y obtener mayores índice de productividad (IPR) y retardar la conificación del gas y/o avance del contacto de agua.

Como se explicó anteriormente los yacimientos naturalmente fracturados y los campos maduros son posibles oportunidades de aplicación de esta tecnología para el incremento de la producción y las reservas, siendo Cantarell un campo con ambas características lo hace un buen candidato para iniciar los primeros trabajos multilaterales en México.

Basado en las características generales del campo que corresponden al Cretácico Medio son:

‐Un espesor medio.

‐Alta heterogeneidad.

‐Naturalmente fracturado.

‐Aceite con una gravedad API media.

‐Formación consolidada.

‐Alta permeabilidad.

‐Una cercanía media con los límites del casquete de gas y el acuífero.

Se determina que las mejores opciones de configuración de pozo multilateral a aplicar son:

‐Doble lateral plano.

‐Triple lateral plano.



Ambos mostrados ya en el capítulo 1.

Los parámetros de la selección de junta en el campo Cantarell son muy similares a los requeridos en el campo Zaap, una instalación simple, una junta instalada a 90° para lograr una apertura de ventana de bajo riesgo, tener re‐entrada selectiva con tubería flexible así como capacidad de aislamiento selectivo.

Al igual que para el campo Zaap, en el campo Cantarell la mejor opción del nivel de terminación es el 2, con el cual el agujero principal esta entubado y cementado, mientras que la terminación del lateral es en agujero descubierto con una unión fuerte.

En la Figura 5.16 se muestra un posible estado mecánico final basado en las características del campo Cantarell.

Figura 5. 16 Estado Mecánico final para el pozo Cantarell 3062

Mediante la configuración antes descrita y definiendo una zona de aterrizaje del pozo bajo el criterio de “calidad de la roca” y zonas compartamentalizadas y manteniendo la premisa de alejarse de los contactos de fluidos se pueden lograr los siguientes beneficios:

Un incremento del IPR debido al incremento del gasto a una menor caída de presión, lo cual nos da como consecuencia una menor declinación de la producción con respecto al tiempo.

Debido a la sensible reducción de presión fluyente permite que no se alcance la presión crítica de canalización.



5.5.2 Región Sur.

Una de las principales aplicaciones de explotación de hidrocarburos por medio de pozos multilaterales en la Región Sur y Sureste de México, se da en las arenas productoras del terciario y del mioceno, atacando múltiples objetivos.

A pesar de que también se podría lograr explotar yacimientos ubicados en formaciones del cretácico y jurásico, en la Región Sureste solo se ha optado para la explotación de arenas y no a formaciones calcáreas.

En formaciones arenosas estratificadas como las que se encuentran en formaciones del terciario y del mioceno se recomiendan los pozos multilaterales para maximizar el contacto del pozo con la formación y así lograr extraer la mayor cantidad de crudo posible e incrementado las reservas. Debido a que las zonas de interés son arenas, en la terminación se requerirán Liner de tipo ranurado como medio de control de arena.

Los beneficios que se espera de la tecnología multilateral para su aplicación son la construcción de nuevos pozos que posean integridad mecánica e hidráulica con cemento, para la parte de la realización del sidetrack se requiere una mínima operación de molienda da la ventana por lo que se recomienda una ventana pre‐molida de aluminio, así mismo que el sistema sea compatible con cuchara de reentrada y se logre una referencia permanente de la profundidad y orientación para facilitar el direccionamiento del lateral.

Dadas las características anteriores y tomando en cuenta la matriz de selección del nivel de terminación la opción más adecuada y aplicable a la exportación de arenas es el nivel 4 de terminación, con el cual tanto el pozo principal y el lateral están entubados y cementados.

Fueron planeadas dos propuestas por parte de PEMEX que son el pozos Santuario 28‐H (Figura 5.17) y el pozo Santuario 17 (Figura 5.18), estos dos pozos cumplen con las recomendaciones y características señaladas previamente.

Figura 5. 17 Estado Mecánico para el pozo Santuario 28‐H



Figura 5. 18 Estado Mecánico para el pozo Santuario 17

5.5.3 Región Norte

En la región norte la aplicación de pozos multilaterales se puede dar en yacimientos de alta complejidad y en los cuales muchas veces un solo pozo apenas logra justificar su perforación. En el caso concreto de ATG (Aceite Terciario del Golfo –Chicontepec) que posee pequeños yacimientos acanalados, lenticulares y arenosos; previo a la aplicación de la tecnología multilateral es necesario un riguroso estudio geológico, y combinado con otras tecnologías puede ser una opción más rentable de explotación, para lo cual debido a los costos de la tecnología multilateral el Nivel 1 de terminación sería el más conveniente.

Para el caso de explotación del campo Lankahuasa somero, donde se presentan delgados estratos de arenas poco consolidadas, la aplicación de pozos con geometría multilateral no ofrece beneficio ya que debido a lo reducido en el espesor de los estratos no es posible realizar una terminación con laterales de diámetro óptimo y por lo tanto complicaría la instalación de sistema de liner ranurado para el control de arena.



Capítulo 6. Costo‐Beneficio de la perforación de Pozos Multilaterales.

Los riesgos y los costos de perforación y terminación de pozos multilaterales son considerablemente altos en comparación con las técnicas tradicionales de perforación, además en México no ha habido una amplia aplicación de esta tecnología lo cual podría brindar nuevas a oportunidades a los campos mexicanos.

En el desarrollo de campos de aceite y gas las primeras acciones para mejorar la rentabilidad del proyecto incluyen acelerar la producción, incrementar las reservas, reducir el capital requerido, reducir los gastos de operaciones y la minimización del riesgo y la incertidumbre.

Los pozos multilaterales proveen más exposición de la formación en objetivos del yacimiento con menor tiempo de perforación y menor número de instalaciones superficiales. Cada lateral que es agregado incrementa la exposición del yacimiento sin necesidad de perforar otro pozo vertical desde la superficie hasta el objetivo. Esto acelera el proceso de perforación, reduce el manejo de recortes y minimiza el número de instalaciones necesarias en superficie. Para instalaciones costa fuera afecta directamente el número de plataformas y los costos de transporte.

6.1 Estimación de Costos de acuerdo al tipo de nivel de terminación.

La estimación de los costos de perforación y terminación multilateral dependen principalmente de la compañía, la tecnología de perforación y sobre todo de los viajes de acceso a los laterales necesarios para cada nivel de terminación. En la tabla 6.1 se presentan los costos estimados de acuerdo a los conceptos mencionados:

NIVEL CARACTERISTICAS

COSTO ESTIMADO (USDLS)

(Por Equipo) 2 Sin acceso a lateral

2‐3 Viajes adicionales 75 000 – 100 000

3 Sin acceso a lateral 3‐6 Viajes adicionales

100 000 – 200 000

Con acceso a lateral 200 000 – 400 000 4 Sin acceso a lateral

6‐10 Viajes adicionales 400 000 – 500 000

5 10‐12 Viajes adicionales 500 000 6 6‐8 Viajes adicionales >500 000

Tabla 6. 1 Costo Estimados de acuerdo al nivel de terminación y viajes adicionales en dólares.



6.2 Costo de acuerdo al Nivel de clasificación de pozos multilaterales.

Los costos de perforación y terminación multilateral dependen mucho del método de terminación del nivel multilateral. Los niveles de terminación ya fueron descritos en el capítulo 4 y se muestran de nuevo en la figura 6.1

Determinar el nivel de terminación que va a requerir el pozo es importante ya que no todos los pozos multilaterales son iguales y se encuentran bajos diferentes condiciones, diferentes riesgos asociados con la perforación y terminación. El Nivel 1 de terminación de un pozo multilateral es el menos complejo debido a que es un sidetrack en agujero descubierto. De acuerdo a como va incrementando el Nivel de terminación va incrementando la complejidad del mismo y en consecuencia el costo. El nivel 6 es una excepción en el sentido de que la industria considera que se trata de un diseño de junta con una completa integridad de la TR y se percibe como simple y de bajo riesgo.

Figura 6. 1 Clasificación de la terminación por niveles de acuerdo a la TAML



A continuación se muestra una tabla comparativa del costo por unión de acuerdo al nivel de terminación de la TAML (Tabla 6.2).

Nivel Instalaciones aproximadas a nivel mundial

Precio aproximado por unión (usdls)

Características generales del Nivel

1 2500+ <200,000 Pozo principal y lateral en agujero descubierto o con liner colgado.

2 1000+ 280,000‐500,000 Pozo principal entubado y cementado, y lateral en agujero descubierto o con liner colgado.

3 350+ 750,000‐2,000,000 Pozo principal entubado y cementado, lateral entubado pero no cementado.

4 270+ 800,000‐4,000,000 Pozo principal y lateral entubados y cementados, ambos cementados en la unión.

5 40+ 5,000,000‐1,300,000 Integridad de presión en la unión, usando empacadores.

6 20+ 1,600,000‐10,000,000 Integridad de presión en la unión, Integridad mecánica de sello en la TR. Incluye uniones reformables como no reformables, requiere diámetros de agujero grandes.

Tabla 6.2 Costo por unión de acuerdo al nivel de terminación en dólares.

La gráfica 6.1 muestra una comparación entre dos pozos convencionales contra uno multilateral, así como los resultados óptimos esperados basados en casos internacionales.

Gráfica 6. 1 Comparación de dos pozos convencionales contra uno multilateral



Comparación del costo de perforación y terminación así como de producción esperada de distintos pozos en la Región Marina, Región Norte y Región Sureste de México (Tabla 6.3).

Pozo Tipo Costo (pesos mexicanos)

Producción (BPD) Región

Presidente Alemán 2484 H

De desarrollo Tipo J

61,293,600.00 200 Norte ATG

Zaap‐11 Convencional de desarrollo

117,998,981.00 5000 Marina AIKMZ

Maloob‐454 De desarrollo Tipo S

169,722,224.00 5840 Marina AIKMZ

Malob‐408 De desarrollo Alto ángulo

215,946,858.00 5650 Marina AIKMZ

Costero 6 De desarrollo Tipo J

254,475,511.00 1000 Sur AIMACUSPANA

Cantarell 3062 De desarrollo Multilateral

412,139,268.00 7000 Marina AIC

Maloob‐411 De desarrollo Horizontal

557,864,204.00 4700 Marina AIKMZ

Zaap‐5 De desarrollo Multilateral

653,437,905.00 6000 Marina AIKMZ

Tabla 6.3 Comparación de costo y producción de distintos pozos a nivel nacional

La tecnología direccional sigue siendo de alto costo como hemos observado en la tabla anterior, motivo por el cual también la tecnología de pozos multilaterales también es cara; esto se debe a que esta tecnología sólo es manejada por compañías trasnacionales y se maneja por contratos y renta de equipo especial. Los pozos multilaterales como ya hemos visto Incrementan la producción y la exposición del yacimiento, sin embargo se tiene que realizar un estudio técnico económico para ver la factibilidad de usar la tecnología de pozos multilaterales o alguna otra, es posible que el costo inmediato de perforación sea elevado y la producción se incremente en rangos del 25% al 50%, sin embargo la incorporación de reservas a largo plazo puede justificar su utilización. En otros casos terminaciones de nivel 1 que son mucho menos costosas podrían hacer más viables proyectos como ATG junto con otras tecnologías.



Conclusiones y Recomendaciones

• La tecnología de pozos multilaterales actualmente tiene éxito a nivel internacional en la implementación de pozos multilaterales y son las compañías internacionales prestadoras de servicio las que cuentan con mayor aplicación de pozos de este tipo. por lo que al ser de referencia internacional es cara, sin embargo los beneficios obtenidos pueden justificar su aplicación.

• El éxito a nivel internacional en la implementación de pozos multilaterales plantea un punto de referencia para su aplicación a nivel nacional.

• Para la implementación de la tecnología de pozos multilaterales a nivel nacional, es necesario caracterizar bien el yacimiento para tener claros los objetivos y así lograr mayor éxito en cada operación.

• Los pozos multilaterales pueden aumentar significativamente la producción si son planeados adecuadamente y con la información necesaria.

• La predicción del comportamiento de yacimientos para producción mezclada requiere de un importante y profundo análisis para determinar qué equipo especial se debe o no utilizar para mantener las mismas presiones de llegada al pozo principal y así evitar obstrucción en la producción de los laterales.

• Dependiendo del número de laterales de un pozo horizontal se puede evitar el gasto del mismo número de secciones verticales de pozos nuevos, ahorrando en fluidos de perforación, renta de equipo de perforación, cemento, tubería de revestimiento, tubería de producción y arboles de válvulas.

• La reducción en el número de instalaciones superficiales de producción así como el menor uso de área superficial provoca una disminución significativa de impacto ambiental al usar pozos multilaterales y reduce problemas de acceso a las instalaciones debido a su menor número.

• Cuando la producción de los laterales se da a diferentes presiones es recomendable aislar cada presión antes de llegar a la producción mezclada dentro de la tubería de producción, esto para tener mayor control sobre cada área de drene.

• La perforación y terminación del pozo multilateral depende principalmente del tipo de yacimiento y su estructura así como de las características litológicas de los intervalos de interés comercial.

• En formaciones de aceite pesado los pozos multilaterales amplían drásticamente el área de drene permitiendo así una explotación económica de yacimientos con estas características.

• Los distintos niveles de terminación nos ayudan a aplicar la tecnología en una amplia gama de condiciones permitiendo así la versatilidad de los pozos multilaterales

• La tecnología multilateral integra otras tecnologías no convencionales como lo son la de pozos con alto ángulo de desviación y pozos horizontales desde un pozo principal.

• La clave de la tecnología multilateral vista desde el punto de vista de perforación se encuentra en la terminación, ya que es ahí donde se selecciona el tipo de junta a utilizar.



• Mediante la implementación de la tecnología multilateral en México se podrá avanzar aun más en la meta de restitución de reservas y ayudar a mantener cierto grado de seguridad e independencia energética a corto y mediano plazo.

• La industria petrolera es una industria en constante innovación para lograr mejores resultados en toda la cadena productiva, la tecnología multilateral es una de esas innovaciones y debe tomarse en cuenta.

• Mediante la experiencia con la tecnología multilateral se pueden lograr abatir costos de perforación y atacar más de un yacimiento a la vez, volviendo factible la explotación de campos nuevos y maduros.

• La aplicación de la tecnología multilateral para el caso Aceite Terciario del Golfo (ATG), se recomienda sólo plantearla en el nivel 1 de terminación para mantener el costo lo más bajo posible, y con la implementación de nuevas tecnologías puede volverse factible la explotación de un yacimiento de tal complejidad.

• En la Industria Petrolera Nacional a través de Pemex Exploración Producción (PEP) se han planeado en las diferentes regiones petroleras de México los siguientes pozos multilaterales:

Zaap 5, En el Activo Integral Ku – Maloob – Zaap (AIKMZ) en la Región Marina Noreste

Cantarell 3062 En el Activo Integral Cantarell (AIC) en la Región Marina Noreste

Santuario 17 En el Activo Integral Bellota – Jujo (AIBJ) en la Región Sureste Unidad Operativa Comalcalco

Santuario 28 H En el Activo Integral Bellota – Jujo (AIBJ) en la Región Sureste Unidad Operativa Comalcalco



Bibliografía

1 Hill,A. D; Zhu, D y Economides, M.J. (2008). Multilateral Wells. Richardson: Society of Petroleum Engineers.

2 _________ (2002) Multilateral Wells‐SPE REPRINT SERIES No.53. Richardson: Society of Petroleum Enfineers.

3 Azar, J y Robello.G (2007). Dilling Engineering. Tulsa:PeenWell.

4 Tarbuck.E y Lutgens,F. (2005) Ciencias de la tierra. Madrid: Pearson.

5 Lawrence, B., Zimmeram, M., Cuthbert, A., y Fipke, S.: “Multilateral Wells reduce CAPEX of offshore, subsea development in Australia’s Northwest Shelf” SPE/IADC 128314 2010.

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7 Gai, H., Newberry, P., Vince, S. y Al‐Mashgari, A.:”World’s first downhole flow control completion of an extended‐reach, Multilateral Wall at Wythc Farm” SPE 59211 2000.

8 Holmes, J., Barkve, T. y Lound, F:Application of a Multisegment Well Model to Simulate Flow in Advanced Wells” SPE 50646 1998.

9 Gadelle, C. y Renard, G.: Increasing oil production through horizontal and multilateral wells” 1999.

10 Vij, S., Narasaiah,S., Walai, A. y Sing, G.: “Multilaterals: An overview and Issues Involved in Adopting this Technology”. SPE 39509 1998.

11 Economides, C., Mowat, G. y Corbett, C.: “Techniques for Multilateral Well trajectory design in the context of a Three‐Dimensional Reservoir Model” SPE 35505 1996.

12 Sugiyma, H. y Tochikawa, T.: “The Optimal Application of Multilateral/Multi‐branch Completions”. SPE 38033 1997.

13 Frajia, J., Ohmer, H., Pulick,T., Jardon, M., Kaja, M., Paez, R., Sotomayor, G. y Umudjoro, K.: “Nuevos aspectos de la construcción de pozos multilaterales” Oilfield Review inverino 2002.

14 Bosworth, S., El‐Sayed, H., Ismail, G., Ohmer, H., Stracke, M., West, C. y Retnanto, A.: “Key Issues in Multilateral Technology”. Oildfield Review winter 1998.



15 PEP, Pozos de desarrollo Regiones Marina y Sur, Programas de perforación pozo Zaap‐5 y Cantarell 3062. Presentaciones electrónicas Santuario 28‐H y Santuario 17. 2007‐2009.

Anexos

A. Lista de Figuras

Figura 1.1 Múltiples pozos desde un equipo en mar 11

Figura 1.2 Objetivos inaccesibles 12

Figura 1.3 Pozos de alivio 12

Figura 1.4 Sidetrack 13

Figura 1.5 Aplicación a domos salinos 13

Figura 1.6 Ubicaciones cerca de las costas 14

Figura 1.7 Pozos horizontales 14

Figura 1.8 Tipo de perfiles direccionales 16

Figura 1.9 Comparación entre pozos horizontal y vertical en un yacimiento fracturado verticalmente 18

Figura 1.10 El pozo horizontal incrementa la exposición del yacimiento 18

Figura 1.11 Incremento de área de drene 19

Figura 1.12 Disminuye la conificación de agua 19

Figura 1.13 Limita la conificación de gas 20

Figura 1.14 Método de radio largo 20

Figura 1.15 Método de radio medio 21

Figura 1.16 Método de radio corto 21

Figura 1.17 Método de radio ultra corto 21

Figura 1.18 Dos o tres laterales apilados 25

Figura 1.19 Doble lateral opuesto y cuádruple lateral opuesto/apilado 25

Figura 1.20 Triple lateral plano 25

Figura 1.21 Doble lateral plano 25



Figura 1.22 Cuádruple lateral opuesto plano 25

Figura 1.23 Cuádruple lateral plano salido 25

Figura 1.24 Cuádruple lateral radial 26

Figura 1.25 Triple lateral inclinado/apilado 26

Figura 1.26 Triple lateral extendido de una sección vertical 26

Figura 1.27 Cuádruples laterales apilados 26

Figura 1.28 Múltiples Ramas 26

Figura 1.29 Bifurcadas 26

Figura 1.30 Laterales sobre una sección horizontal 27

Figura 1.31 Laterales sobre una sección vertical 27

Figura 1.32 Laterales opuestos 27

Figura 1.33 Laterales apilados 27

Figura 2.1 Aplicaciones de Pozos Multilaterales a nivel mundial 31

Figura 2.2 Primer Pozo perforado multilateralmente 33

Figura 2.3 Secuencia estratigráfica correspondiente al pozo 66/45 33

Figura 2.4 Terminación y vista en sección vertical y en planta del pozo ofon 26 34

Figura 2.5 Ubicación, vista en planta, vista vertical y terminación del pozo AC‐06 35

Figura 2.6 Ubicación, diagrama en planta, diagrama vertical e ilustración de la terminación de un pozo de nivel 6 en Macao Brasil 36

Figura 2.7 Ubicación, vista en planta y vertical e ilustración de la terminación del pozo Idu ML 11 en Nigeria 37

Figura 2.8 Ubicación del campo Zuata 38

Figura 2.9 Vista en planta del pozo NO 18 1B con 8 ramas 38

Figura 2.10 Vista lateral desde el oeste de las trayectorias de las ramas del pozo Zaap‐5 39

Figura 2.11 Sección estructural que muestra la relativa localización del pozo Zaap‐5 39

Figura 2.12 Trayectoria del pozo Cantarell 3062 40



Figura 2.13 Plano estructural del pozo Cantarell 3062 40

Figura 2.14 Configuración del pozo Santuario 28‐H 41

Figura 2.15 Configuración del pozo Santuario 17 41

Figura 3.1 Herramientas MWD y LWD 44

Figura 3.2 Componentes de motor “bent housing” 46

Figura 3.3 Sistema de Ensamble Rotario 50

Figura 3.4 Desviadores de pared 52

Figura 3.5 Empacador doble 54

Figura 3.6 Empacador hinchable 54

Figura 4.1 Barrenas de chorro 59

Figura 4.2 Creando un Sidetrack con una barrena de chorro 59

Figura 4.3 Whisptock en agujero descubierto 60

Figura 4.4 Tipo de molinos 61

Figura 4.5 Whipstock en agujero entubado 61

Figura 4.6 Perforación de una rama o lateral 63

Figura 4.7 Unidad de Tubería Flexible instalada 64

Figura 4.8 Clasificación para las conexiones según la TAML 69

Figura 4.9 Nivel 2 de terminación 71

Figura 4.10 Sistema Tie back 72

Figura 4.11 Esquema del Sistema Hook Hanger 73

Figura 4.12 Descripción del sistema tieback 74

Figura 4.13 a‐g, Sistema mecánicamente asociado al colgador de la TR 75‐76


Figura 4.15 Nivel 4 sistema Raiz o Root 77


Figura 4.17 Nivel 5 Sistema Root 79



Figura 4.18 Configuración de nivel 6 de terminación deformable 80

Figura 4.19 Ejemplo de una terminación de nivel 6 81

Figura 4.20 Piernas deformables 82

Figura 4.21 a‐d Tipo de Liner ranurado 83

Figura 4.22 Tipos de liner con malla 83

Figura 4.23 Esquema de empaque de grava 84

Figura 5.1 Optimo espaciamiento entre laterales horizontales de un pozo multilateral 87

Figura 5.2 Pozos Multilaterales en yacimientos estratificados 88

Figura 5.3 Pozo Multilateral con orientación de los laterales verticales al pozo principal 89

Figura 5.4 Pozo Multilateral en Yacimientos Naturalmente Fracturados 90

Figura 5.5 Pozo Multilateral Fish‐bone o hueso de pez 91

Figura 5.6 Pozo Multilateral que intercepta las fracturas naturales 91

Figura 5.7 Aplicación de Pozos Multilaterales en yacimientos estructuralmente confinados 92

Figura 5.8 Pozo Multilateral tipo Fish‐bone o hueso de pez en una formación de canales trenzados 92

Figura 5.9 Pozos Multilaterales en yacimientos con compartimiento superiores asociados 94

Figura 5.10 Pozo Multilateral en yacimiento de aceite pesado 94

Figura 5.11 Pozo Multilateral aplicando la técnica SAGD 95

Figura 5.12 Ventana operacional 95

Figura 5.13 Profundidades y densidades de formaciones 96

Figura 5.14 Esfuerzo mínimo y máximo horizontal 99

Figura 5.15 Estado Mecánico para el pozo Zaap‐5 116

Figura 5.16 Estado Mecánico final para el pozo Cantarell 3062 118

Figura 5.17 Estado Mecánico para el pozo Santuario 28‐H 119

Figura 5.18 Estado Mecánico para el pozo Santuario 17 120

Figura 6.1 Clasificación de la terminación por niveles de acuerdo a la TAML 123



Lista de tablas

Tabla 1.1 Tabla comparativa entre los métodos de radio largo, medio y corto 22

Tabla 2.1 Pozos a nivel mundial 32

Tabla 2.2 Pozos a nivel nacional 33

Tabla 5.1 Principales métodos y formulas usadas en el modelado del comportamiento de pozos multilaterales 114

Tabla 6.1 Costo estimado de acuerdo al nivel de terminación y viajes adicionales en DLS 122

Tabla 6.2 Costo por unión de acuerdo al nivel de terminación en dólares 124

Tabla 6.3 Comparación de costo y producción de distintos pozos a nivel nacional 125

Lista de esquemas

Esquema 5.1 Proceso de evaluación de un pozo multilateral 103

Esquema 5.2 Metodología de selección para un caso general 104‐105

Esquema 5.3 Esquema de selección de diseño de la terminación de un pozo multilateral 106

Esquema5.4 Matriz de selección del nivel de terminación de un pozo multilateral 108

Esquema 5.5 Resumen del proceso de análisis de riesgo 110

Esquema 5.6 Matriz de selección del tipo de pozo multilateral de acuerdo al tipo de yacimiento y nivel de recomendación 111

Lista de gráficas

Gráfica 6.1 Comparación de dos pozos convencionales contra uno multilateral 124



B Glosario.

Anticlinal.‐ El anticlinal es una deformación en pliegue formado en rocas dispuestas en estratos que resulta de esfuerzos tectónicos de tipo diverso.

ATG.‐ Aceite Terciario del Golfo.

Bent housing: Herramienta para el direccionamiento de la perforación.

Bent‐housing Transmisión/unidad: parte del sistema Bent‐housing que transmite la energía necesaria para su funcionamiento.

BHA (Bottom Hole Assembly): Mecanismo sub‐superficial.

Brasos laterales o ramales: Se refiere los pozos laterales que salen del pozo principal.

Coiled Tubing: Unidad de Tubería Flexible.

Cojinete: es un elemento mecánico que reduce la fricción entre un eje y las piezas conectadas a éste, que le sirve de apoyo y facilita su desplazamiento.

Conificación de agua: Fenómeno en el cual el agua invade al pozo.

Conificación de gas: Fenómeno en el cual el gas invade al pozo.

Disparos: Medio por el cual se conecta hidráulicamente un pozo entubado y cementado con la formación productora.

Dolomías criptocristalinas: Tipo de roca carbonatada la cual su estructura mineral es muy péquela y solo se puede usando grandes aumentos o por medio de rayos x.

Dolomías microcristalinas: Tipo de roca calcárea con cristales de alrededor de 4 micras.

DrillWorks Predict : Programa de computo para la estimación de geopresiones.

Dump sub: Tipo de bombeo que se logra con el sistema Bent‐housing.

EOR: Método de recuperación mejorada de aceite.

Fish‐bone: tipo de pozo multilateral en el cual su perfil es similar al esqueleto de un pez.

Giroscopio: es un dispositivo mecánico formado esencialmente por un cuerpo con simetría de rotación que gira alrededor de su eje de simetría.

IP: Índice de productividad, relación entre el gasto y la caída de presión en yacimientos bajo saturados.

IPR: Índice de productividad relativa, relación entre el gasto y la caída de presión en yacimientos saturados.



KOD (kick‐off‐depth) o KOP (Kick off point): Punto profundidad donde se inicia la desviación de un pozo.

Lastrabarrena: Tubería más pesada y rígida que la tubería de perforación convencional.

Latch coupling: Herramienta especial que sirve para dar referencia de la profundidad y la orientación de la desviación.

LOT: Leak off Test: Perdida de circulación.

LWD: Herramienta que toma registros durante la perforación.

Motor de desplazamiento positivo: Motor que solo se mueve en una dirección.

MWD: Herramienta que proporciona el medio de transferir información del pozo a la superficie durante la perforación.

Survey: Herramienta para el control del direccionamiento de un pozo.

Pata de perro‐ severidad de la trayectoria del pozo.

Perforación multilateral: Tipo de perforación no convencional que consiste en perforar un pozo principal y después de ese mismo pozo pozos secundarios llamados laterales.

Producción mezclada: producción de dos o más laterales en un pozo multilateral que se mezclan en el pozo principal.

Pozo descontrolado: Brote fuera de control.

Well standoff‐contra pozo.

Producción multifásica: producción de varios fluidos a la vez, agua, gas y aceite.

Producción primaria: producción se que se recupera inicialmente después de haber perforado un pozo.

Producción secundaria: producción en la cual el yacimiento es sometido a inyección de agua.

Rapidconnect: Sistema de terminación multilateral para la fácil molienda de las ventanas.

RSS Rotary System Sambly: Sistema rotario dirigible, herramienta especial para el direccionamiento de pozos.

Steam Assited Gravity Drainage: Es la inyección de vapor en el lateral superior de un pozos multilatera en yacimientos de aceite pesado para drenar la formación gravitacionalmente.

TAML (Technology Advancement Multi Lateral): Organización internacional sin fines de lucro que promueve el uso de la tecnología multilateral.



TP: Tubería de producción, tubería por la cual se producen fluidos del pozo a la superficie aislándolo de la TR.

TR: Tubería de revestimiento, tubería que aísla al pozo de la formación.

Turbodrills: Turbinas, herramienta para la desviación de pozos.

TVD: Profundidad vertical verdadera.

Unit Power Unidad de poder: parte del ensamble Bent housgin que transmite energía a todo el sistema.

Whipstock: Herramienta especial para desviar pozos.

WOB: Peso sobre la barrena.

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