Nueva tecnología de perforación ayuda a mejorar el acceso en zonas de gas superficial de alto riesgo y pérdidas de circulación.
En el Occidente de Venezuela, los campos “La Vela” y “Cumarebo”, ubicados a lo largo de las costas del Mar Caribe en Venezuela, a 800 Km. de la ciudad de Caracas, presentan retos de perforación, ya que en la sección superficial de los pozos que fueron perforados en estos campos existe presencia de gas superficial en combinación con formaciones con presiones de poro bajas.
La sección de interés esta formada por la formación “La Vela”, en la cual se deben eliminar los problemas de control de pozo asociados a esta formación como también eliminar un viaje extra cuando la perforación total es alcanzada y donde se considera el riesgo del gas superficial y la necesidad de minimizar los posibles problemas de circulación.
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Se realizó un análisis de ingeniería para encontrar una solución a los problemas de perforación en estos pozos, esto se logró analizando pozos vecinos de referencia para evaluar si existía posibilidad de aplicar la tecnología Casing Drilling. (Fig. 1).
La campana de perforación fue realizada en principio en 4 pozos (A, B, C, D), utilizando la tecnología casing spear en conjunto con una zapata perforadora convencional. La primera prueba fue exitosa ya que se alcanzó la profundidad total en 3 de los 4 pozos perforados y logrando que la sección fuese aislada en una sola corrida.
Más adelante la compañía operadora perforó 6 nuevos pozos (E, F, G, H, I, J) con una mecha PDC, la cual esta hecha de acero con cortadores PDC soldados al cuerpo de la misma. Con la ayuda de esta tecnología y la mecha PDC fue posible perforar la sección entera y asentar el revestidor de 9-5/8” a 1769 pies. Además, se logro aislar los intervalos de alto riesgo de gas superficial y pérdidas de circulación en los 6 pozos perforados, los cuales fueron completados según la planificación original sin presentar dificultades.
Con esta segunda operación, se obtuvo un fácil acceso a los intervalos de alto riesgo de gas superficial y pérdidas de circulación, una reducción en el tiempo total de perforación, menores impactos ambientales y una reducción en costos y riesgos.
La compañía que se encarga de las mechas, aplicó el proceso DART (Design Application Review Team) para facilitar una mejora del rendimiento de la mecha en dichos campos. Los objetivos de este proceso son identificar los problemas y limitaciones de perforación en una aplicación dada y luego aplicar las tecnologías apropiadas para resolver estos problemas. Luego la compañía recomienda la solución específicamente diseñada que mejor complemente la estabilidad hidráulica y aplicaciones de cortadores PDC. Un estudio de la litología y el análisis resultante de la perforación determinó que la mecha PDC de seis aletas con cortadores de 8 mm era la más óptima. Cuando se utilizó este diseño en los 3 primeros pozos las mejoras fueron significativas, entonces se recomendó incrementar el diámetro y cambiar los cortadores PDC para perforar los 3 pozos restantes. Para los últimos 3 pozos se mantuvieron la mecha de seis aletas pero esta vez los cortadores fueron de 13 mm. Con estas pruebas se determinó que para mantener la eficiencia de perforación y la tasa de penetración, se tuvo que asegurar que la estructura de corte de la mecha permaneciera afilada. Por último, el mayor reto fue alcanzar una mayor tasa de penetración y mayor durabilidad, lo cual se logró utilizando la tecnología de cortadores PDC en capas en función de incrementar la resistencia de desgaste por abrasión en adición con una interfase de carburo de tungsteno no-planar para reducir los esfuerzos residuales de los cortadores, mejorando a su vez la durabilidad de los mismos. (Fig. 2)
Con estos estudios se muestra que en los primeros cuatro pozos perforados se alcanzo un total de 1766 pies en un tiempo total de rotación de 84 horas, lo que nos dice que la tasa de penetración promedio fue de 21 pies por hora. Por otra parte en los próximos 6 pozos (donde se utilizó la tecnología EZcase), se alcanzó un total de 5600 pies en un tiempo de 170 horas lo que lleva a una tasa de penetración promedio de 33 pies por hora, lo que representa un incremento del 57% utilizando esta tecnología. (Fig. 3)
Tomado de: Revista PETROLEUM edición agosto 2008, publicado por Luis Espinel y Jesus Matheus, Hughes Christensen, Baker Hughes Company.
La sección de interés esta formada por la formación “La Vela”, en la cual se deben eliminar los problemas de control de pozo asociados a esta formación como también eliminar un viaje extra cuando la perforación total es alcanzada y donde se considera el riesgo del gas superficial y la necesidad de minimizar los posibles problemas de circulación.
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Se realizó un análisis de ingeniería para encontrar una solución a los problemas de perforación en estos pozos, esto se logró analizando pozos vecinos de referencia para evaluar si existía posibilidad de aplicar la tecnología Casing Drilling. (Fig. 1).
La campana de perforación fue realizada en principio en 4 pozos (A, B, C, D), utilizando la tecnología casing spear en conjunto con una zapata perforadora convencional. La primera prueba fue exitosa ya que se alcanzó la profundidad total en 3 de los 4 pozos perforados y logrando que la sección fuese aislada en una sola corrida.
Más adelante la compañía operadora perforó 6 nuevos pozos (E, F, G, H, I, J) con una mecha PDC, la cual esta hecha de acero con cortadores PDC soldados al cuerpo de la misma. Con la ayuda de esta tecnología y la mecha PDC fue posible perforar la sección entera y asentar el revestidor de 9-5/8” a 1769 pies. Además, se logro aislar los intervalos de alto riesgo de gas superficial y pérdidas de circulación en los 6 pozos perforados, los cuales fueron completados según la planificación original sin presentar dificultades.
Con esta segunda operación, se obtuvo un fácil acceso a los intervalos de alto riesgo de gas superficial y pérdidas de circulación, una reducción en el tiempo total de perforación, menores impactos ambientales y una reducción en costos y riesgos.
La compañía que se encarga de las mechas, aplicó el proceso DART (Design Application Review Team) para facilitar una mejora del rendimiento de la mecha en dichos campos. Los objetivos de este proceso son identificar los problemas y limitaciones de perforación en una aplicación dada y luego aplicar las tecnologías apropiadas para resolver estos problemas. Luego la compañía recomienda la solución específicamente diseñada que mejor complemente la estabilidad hidráulica y aplicaciones de cortadores PDC. Un estudio de la litología y el análisis resultante de la perforación determinó que la mecha PDC de seis aletas con cortadores de 8 mm era la más óptima. Cuando se utilizó este diseño en los 3 primeros pozos las mejoras fueron significativas, entonces se recomendó incrementar el diámetro y cambiar los cortadores PDC para perforar los 3 pozos restantes. Para los últimos 3 pozos se mantuvieron la mecha de seis aletas pero esta vez los cortadores fueron de 13 mm. Con estas pruebas se determinó que para mantener la eficiencia de perforación y la tasa de penetración, se tuvo que asegurar que la estructura de corte de la mecha permaneciera afilada. Por último, el mayor reto fue alcanzar una mayor tasa de penetración y mayor durabilidad, lo cual se logró utilizando la tecnología de cortadores PDC en capas en función de incrementar la resistencia de desgaste por abrasión en adición con una interfase de carburo de tungsteno no-planar para reducir los esfuerzos residuales de los cortadores, mejorando a su vez la durabilidad de los mismos. (Fig. 2)
Con estos estudios se muestra que en los primeros cuatro pozos perforados se alcanzo un total de 1766 pies en un tiempo total de rotación de 84 horas, lo que nos dice que la tasa de penetración promedio fue de 21 pies por hora. Por otra parte en los próximos 6 pozos (donde se utilizó la tecnología EZcase), se alcanzó un total de 5600 pies en un tiempo de 170 horas lo que lleva a una tasa de penetración promedio de 33 pies por hora, lo que representa un incremento del 57% utilizando esta tecnología. (Fig. 3)
Tomado de: Revista PETROLEUM edición agosto 2008, publicado por Luis Espinel y Jesus Matheus, Hughes Christensen, Baker Hughes Company.
