El Programa de Perforación: Definición, Preparación y Componentes Clave

El programa de perforación es el documento técnico central y la hoja de ruta integral para cualquier operación de perforación de pozos petroleros o gasíferos. Más allá de ser una simple secuencia de pasos, representa la culminación del diseño de ingeniería y la planificación estratégica necesaria para perforar y completar un pozo de manera segura, eficiente y económicamente viable. Su preparación meticulosa es un pilar fundamental para el éxito de la campaña de perforación.

 


 

Definición del Programa de Perforación

Un programa de perforación se define como el diseño de ingeniería exhaustivo para el proceso de perforación y terminación de un hoyo de pozo (wellbore). Este documento técnico detalla cada fase de la operación, anticipando los desafíos y estableciendo las soluciones, procedimientos y parámetros operativos necesarios para alcanzar los objetivos del pozo. Incluye una vasta cantidad de datos técnicos, cálculos y procedimientos operativos que guiarán al personal en el taladro.

 

La Vital Importancia de preparar un Programa de Perforación de Pozo

La preparación de un programa de perforación robusto y bien detallado es vital por múltiples razones:

  1. Seguridad Operacional: Proporciona los parámetros seguros de operación (presiones, temperaturas, límites de torsión, etc.) y los procedimientos de emergencia, minimizando el riesgo de accidentes y garantizando la integridad del personal y el medio ambiente.
  2. Eficiencia Operacional: Optimiza los tiempos de perforación al establecer procedimientos claros, selección de herramientas adecuadas y la secuencia lógica de actividades, reduciendo los tiempos no productivos.
  3. Control de Costos: Al planificar cada detalle, se pueden estimar los costos con mayor precisión y controlar los gastos, evitando sobrecostos por improvisación o fallas.
  4. Cumplimiento Normativo: Asegura que la operación cumpla con todas las regulaciones ambientales, de seguridad y operacionales de las autoridades competentes.
  5. Comunicación: Sirve como un documento de referencia unificado para todos los equipos involucrados (operadora, contratistas de perforación, servicios, geólogos, personal en el taladro), garantizando que todos trabajen bajo los mismos parámetros y objetivos.
  6. Optimización del Pozo: Facilita la perforación del pozo de la manera más eficiente posible para alcanzar el objetivo geológico y de producción deseado.

 

Componentes Clave de un Programa de Perforación


 

Un programa de perforación bien estructurado debe ser integral y abordar todos los aspectos de la operación. Aunque los programas varían en detalle según la complejidad del pozo, un programa completo debe incluir al menos las siguientes doce (o más) partes principales:


1. Datos Generales del Pozo (Well General Data)

Esta sección inicial proporciona la información básica que contextualiza el proyecto.

  • Nombre del Pozo y Número: Identificación única del pozo.
  • Ubicación: Coordenadas geográficas (latitud/longitud), referencias al bloque, campo y plataforma/locación.
  • Objetivo Principal del Pozo: Breve descripción del propósito (exploratorio, de desarrollo, inyector, de avanzada, etc.).
  • Fechas Estimadas: Inicio y fin de la perforación.
  • Profundidad Total Proyectada (TD): Vertical (TVD) y medida (MD).
  • Tipo de Taladro a Utilizar: Especificaciones clave (capacidad, potencia, tipo).
  • Organigrama del Proyecto: Roles y responsabilidades clave.


2. Objetivos del Pozo (Well Objectives)

Esta sección define claramente lo que se espera lograr con la perforación de este pozo específico.

  • Objetivos Geológicos: Formaciones a interceptar, zonas productoras, objetivos de muestreo de núcleos o fluidos.
  • Objetivos de Producción: Tasas de flujo esperadas, tipo de hidrocarburo.
  • Objetivos Estratégicos: Parte de una campaña de desarrollo, para evaluación de reservas, etc.
  • Consideraciones de Seguridad y Medio Ambiente: Límites aceptables de riesgo.


3. Diseño de Revestimiento (Casing Design)

El diseño de revestimiento es fundamental para la integridad del pozo y el control de la presión.

  • Funciones de los Revestidores: Se explican las funciones de cada sección de revestimiento (conductor, superficial, intermedio, de producción), como aislar zonas de presión, evitar derrumbes, soportar el peso de tuberías.
  • Dimensiones y Profundidades: Especificaciones de diámetro (pulgadas) y profundidad de asentamiento para cada sarta de revestimiento.
  • Grado del Acero y Peso: Selección del material y resistencia (ej., J-55, N-80, P-110) según las cargas de presión y tensión esperadas.
  • Diseño de Conexiones: Tipo de roscas para asegurar la integridad de la tubería.
  • Cálculos de Presiones: Presiones de poro esperadas (Pore Pressure) y presiones de fractura de la formación (Formation Fracture Pressure) para determinar los puntos de asentamiento y los márgenes de seguridad.
  • Factores de Diseño: Resistencia a colapso, estallido y tensión, considerando los criterios de seguridad específicos.


4. Diseño del Cabezal de Pozo (Wellhead Design)

El cabezal de pozo es el equipo de superficie que soporta las sartas de revestimiento y tubería de producción, y permite el control del pozo.

  • Selección del Cabezal de Pozo: Basada en la presión de trabajo máxima esperada del pozo, el tamaño de los revestidores y la necesidad de equipos de producción o inyección.
  • Esquema de Instalación: Diagrama detallado de cómo se ensamblarán los diferentes carretes y válvulas del cabezal.
  • Pruebas de Presión: Procedimientos para probar la integridad del cabezal y sus conexiones.


5. Programa de Lodos de Perforación (Mud Program)

El lodo de perforación es el "alma" de la operación de perforación. Esta sección detalla sus propiedades y manejo.

  • Tipo de Lodo por Sección: Lodo base agua, base aceite, aireado, etc., y el tipo específico para cada sección del pozo.
  • Propiedades del Lodo: Densidad (peso), viscosidad, límite elástico (yield point), gel strength, filtrado, pH, contenido de sólidos.
  • Control de Sólidos: Equipos y procedimientos para remover los sólidos perforados del lodo.
  • Tratamiento del Lodo: Aditivos químicos y su dosificación para mantener las propiedades del lodo y mitigar problemas (ej., inhibidores de arcilla, dispersantes).
  • Volúmenes de Lodo: Cantidades estimadas de lodo requeridas para cada sección.
  • Plan de Circulación: Caudales de bombeo y presiones esperadas.


6. Configuración del Conjunto de Preventores de Reventones (BOP Stack Configuration)

Los BOPs son dispositivos de seguridad críticos para controlar la presión del pozo y prevenir reventones.

  • Requisitos del BOP: Detalle del arreglo de los preventores de reventones (anular, ciegos, de tubería), según la presión máxima esperada y las regulaciones.
  • Presión Nominal y de Prueba: Capacidad de presión del BOP y los procedimientos para probar su integridad.
  • Acumuladores: Especificaciones del sistema hidráulico que opera los BOPs.
  • Esquema de Instalación: Diagrama de cómo se conectan los BOPs al cabezal de pozo.
  • Procedimientos de Prueba: Frecuencia y método de las pruebas de presión de los BOPs.


7. Diseño de Cementación (Cementing Design)

La cementación es vital para asegurar el revestimiento, aislar las formaciones y proteger el revestimiento de la corrosión.

  • Tipo de Cemento y Aditivos: Selección del tipo de cemento (clase G, H, etc.) y aditivos (acelerantes, retardantes, dispersantes, agentes de pérdida de fluido) para cada etapa de cementación.
  • Cálculo de Volúmenes: Volumen de lechada de cemento y fluido espaciador.
  • Programa de Bombeo: Tasas de bombeo, presiones y tiempos de contacto.
  • Propiedades de la Lechada: Densidad, tiempo de engrosamiento, resistencia a la compresión.
  • Diseño de los Tapones (Plugs) y Cabezas de Cementación (Cementing Heads).


8. Plan Direccional y Cálculos de Trayectoria del Pozo (Directional Plan & Well Trajectory Calculations)

Para pozos no verticales, esta sección es crucial.

  • Objetivo de Interceptación: Coordenadas de los objetivos geológicos en subsuelo.
  • Esquema de la Trayectoria: Diseño del perfil del pozo (vertical, "J", "S", horizontal), incluyendo puntos de inicio de inclinación (KOP), máximas inclinaciones, y secciones horizontales.
  • Cálculos de Trayectoria: Coordenadas de la trayectoria planificada (MD, TVD, Northing, Easting).
  • Herramientas Direccionales: Selección de motores de fondo (mud motors), herramientas rotativas dirigibles (RSS - Rotary Steerable Systems) y sus parámetros de operación.
  • Tasa de Construcción de Inclinación (Build-Up Rate) y de Giro (Turn Rate).


9. Requisitos de Levantamiento (Survey Requirements)

Los levantamientos (surveys) son mediciones continuas para confirmar la trayectoria del pozo.

  • Tipos de Levantamientos: MWD (Measurement While Drilling), Gyro, etc.
  • Frecuencia de Levantamientos: Cuán a menudo se tomarán mediciones de inclinación y azimut.
  • Herramientas de Levantamiento: Especificaciones de los equipos a utilizar.
  • Cálculo de Incertidumbre (Error Ellipses): Evaluación de la posible desviación del pozo respecto a la trayectoria planificada.


10. Programa de Brocas y Hidráulica (Drilling Bit and Hydraulics)

La selección de la broca y la optimización hidráulica son clave para una perforación eficiente.

  • Selección de Brocas: Tipo, tamaño, código IADC/API, y características específicas para cada formación y sección del pozo (ej., PDC para lutitas, tricónica para areniscas).
  • Diseño Hidráulico: Cálculo de la presión en la broca (bit pressure drop), pérdida de presión en el anular, velocidad anular, y potencia hidráulica para optimizar la limpieza del hoyo y la velocidad de perforación (ROP).
  • Parámetros de Perforación: Rango de peso sobre la broca (WOB - Weight On Bit) y revoluciones por minuto (RPM).

11. Requisitos de Evaluación (Evaluation Requirements)

Esta sección detalla cómo se obtendrá información del subsuelo para evaluar el potencial del pozo.

  • Programa de Registros de Pozo (Logging Program): Tipo de registros a correr (eléctricos, sónicos, nucleares), profundidades y objetivos.
  • Toma de Núcleos (Coring): Si se tomarán muestras de roca y a qué profundidad.
  • Muestreo de Fluidos: Si se tomarán muestras de petróleo, gas o agua de formación.
  • Pruebas de Formación (DST - Drill Stem Test): Si se realizarán pruebas para evaluar la productividad de una zona.
  • Geología de Seguimiento (Wellsite Geology): Personal y equipos para el monitoreo geológico en el taladro (muestras de recortes, análisis de gas).

12. Estimación del Costo del Pozo (Estimation of Well Cost)

Aunque una sección, a menudo se remite a un documento separado (AFE - Authorization for Expenditure) para el detalle completo.

  • Desglose de Costos por Sección/Fase: Estimación de costos para cada sección de perforación, cementación, lodos, servicios, materiales, etc.
  • Contingencias: Fondo para cubrir imprevistos (problemas de perforación, demoras).
  • Resumen de Costos: Costo total estimado del pozo, incluyendo perforación y terminación.

 

Consideraciones Adicionales para Pozos Especializados

Para pozos con características únicas, el programa de perforación puede incluir secciones adicionales:

  • Pozos de Alta Presión/Alta Temperatura (HPHT): Procedimientos y equipos específicos para manejar condiciones extremas.
  • Pozos Geotérmicos: Consideraciones para altas temperaturas y corrosión.
  • Pozos de Inyección de Vapor o Agua: Diseño de sistemas de inyección.
  • Pozos con Entrada de Hidrógeno Sulfurado (H2S): Protocolos y equipos de seguridad especiales.
  • Perforación Submarina (Offshore): Detalles sobre la instalación del riser, sistemas de anclaje/posicionamiento dinámico, y el control de la cabeza del pozo en el fondo marino.

La elaboración de un programa de perforación es un esfuerzo multidisciplinario que requiere la colaboración de ingenieros de perforación, geólogos, geofísicos, expertos en seguridad y medio ambiente, y personal de operaciones. Es un documento vivo que puede ser revisado y actualizado durante la ejecución del proyecto si las condiciones del subsuelo o las circunstancias operacionales lo requieren.



Puedes leer mas sobre este tema en : https://www.drillingmanual.com/drilling-program-definition-preparation-guide/

 

El programa de perforación es el diseño de ingeniería para el proceso de perforación y terminación del pozo. El plan incluye numerosos datos, como la trayectoria del pozo, el diseño del revestimiento , el programa de lodos, el control del pozo , la selección de la broca , datos geológicos, estimaciones de gradientes de formación, aspectos económicos y procedimientos especiales que se seguirán durante la construcción del pozo. Si bien los procedimientos de perforación se desarrollan cuidadosamente, están sujetos a modificaciones según las condiciones del pozo.

La elaboración de un buen programa de perforación es fundamental para una operación de perforación segura y eficaz. Este programa debe incluir al menos 12 partes principales:

  1. Datos generales del pozo
  2. Objetivos del pozo
  3. Diseño de carcasa
  4. Diseño de cabezal de pozo
  5. Programa de lodo.
  6. Conjunto BOP. Configuración
  7. Diseño de cementación
  8. Plan Direccional y Cálculos
  9. Requisitos del estudio ( cálculos del estudio de perforación) )
  10. Broca de perforación e hidráulica en la perforación el programa de perforación
  11. Requisitos de evaluación
  12. Diseño de carcasa
  13. Estimación del costo del pozo

Todos los programas de perforación contendrán los datos mencionados anteriormente de alguna forma. Los analizaremos con más detalle a continuación. Los pozos especializados también podrían contener otros datos.

 

DETALLES GENERALES DEL POZO

Esta sección incluye información básica, como coordenadas, campo/estructura, tipo, profundidad del pozo, operador y datos de la empresa propietaria. A continuación se muestra un diseño típico:

 

OBJETIVOS DEL POZO

El objetivo del pozo lo proporciona principalmente la división de exploración. A continuación, se muestra un ejemplo de objetivo que muestra el propósito de la perforación.

“Para probar las perspectivas de hidrocarburos de las facies del arrecife frontal en el Oligoceno, Mioceno y sedimentario en la sección del Eoceno del rasgo LSM”.

 

PROGRAMA DE REVESTIMIENTO EN PERFORACIÓN

Función del Revestidor

Los tubos de revestimiento ( tipos de revestimiento ) se colocan en un pozo por muchas razones, entre ellas:

Cálculos de presión de poros

La mayoría de las decisiones relativas al diseño de tuberías de revestimiento dependen de la presión de poro de la formación. Por lo tanto, es imperativo determinar o estimar estas presiones con la mayor precisión posible. Las dos maneras de obtener estos datos de presión de poro para un programa de perforación son mediante datos geofísicos/geológicos y datos de pozos de compensación. Estos últimos proporcionan datos más realistas, pero a veces es necesario perforar pozos exploratorios sin datos de compensación, por lo que se debe realizar una estimación de la presión de poro mediante el análisis de datos sísmicos con un software específico.

Los datos sísmicos se utilizan en la fase de exploración, antes de la perforación, para encontrar posibles trampas de hidrocarburos y determinar los topes de formación en la columna litológica. También pueden utilizarse para calcular la presión de poro y, por lo tanto, indicar cualquier anomalía en la misma.

Cálculos de presión de fractura de formación

Podemos estimar la presión de fractura de la formación utilizando la geología anticipada y los datos del pozo vecino. La mayoría de las rocas de un tipo determinado presentan características típicas. Esto puede utilizarse para determinar el gradiente de fractura. Su importancia radica en que facilita la selección de la profundidad del asiento de la tubería de revestimiento . Una vez realizada la prueba de fugas , será fácil estimar la presión de fractura a otras profundidades del pozo utilizando ecuaciones como la de Daines con valores del coeficiente de Poisson para las formaciones dadas. En el caso de cuencas depositacionales continuas, se puede utilizar la ecuación de Eaton con las modificaciones pertinentes para estimar el gradiente de presión de fractura.

 

Profundidades de ajuste del Revestidor

Una vez realizados los diagramas de presión de poro y presión de fractura e incluidos en el programa de perforación, el ingeniero de perforación debe comunicarse con los ingenieros de producción para decidir el tamaño probable del conducto de producción final a fin de decidir sobre los diferentes tamaños de revestimiento que se deben bajar en los distintos asientos de revestimiento seleccionados.

La profundidad de asentamiento dependerá de formaciones competentes con altos gradientes de fractura, longitudes de secciones de pozos abiertos y requisitos de los programas de cementación y otros problemas previstos en el fondo del pozo.


Diseño de revestimiento en el programa de perforación

El diseño de Revestimiento debe seguir ciertos criterios que incluyen:

La ruptura es una falla de la tubería de perforación que ocurre cuando la presión dentro de la tubería es mayor que el valor de rendimiento interno de la tubería más la presión fuera de la tubería.


Aquí, consideraremos tanto la formación en el zapato como el punto de ruptura del revestimiento. En dicho diseño, asumiremos una situación en la que tanto la formación como el revestimiento son capaces de soportar la presión resultante causada por una columna de gas llena hacia la superficie, más la presión causada por la circulación de dicho gas hacia la superficie. Sin embargo, en algunos casos, el revestimiento podría tener que diseñarse con base en una arremetida limitada, como se ha explicado en el Diseño de Cargas del Revestimiento. .

El colapso se produce cuando la fuerza externa sobre la tubería es mayor que la combinación de la presión interna y la capacidad de colapso de la tubería. Esto ocurre como resultado de una de las siguientes causas o de una combinación de las siguientes:

  • Reducción de la carga hidrostática ejercida por el fluido dentro de la tubería.
  • Aumento de la carga hidrostática ejercida por el fluido fuera de la tubería.
  • Fuerzas mecánicas creadas por formaciones plásticas, sales fluyentes, etc.

Los tres factores anteriores pueden resultar de las siguientes situaciones:

  • Llenado inadecuado al utilizar el Revestimiento 
  • La corrosión del Revestimiento eventualmente reducirá el colapso del CSG.
  • Pérdida de circulación
  • Desgaste del revestidor
  • Cementación en perforación
  • Caídas de presión elevadas para pruebas. Generalmente, se acepta que un pozo exploratorio no estará sujeto a caídas de presión elevadas, pero esto debe considerarse para pozos de desarrollo.
  • Perforación neumática. Debemos considerar el desgaste por pérdida de lubricidad, además de la evacuación completa.
  • Secciones de halita
  • La acidificación o fracturación hidráulica de un horizonte podría generar un aumento en la carga externa a una profundidad por encima del obturador si existe una vía de comunicación.
  • De manera similar, la cementación por compresión podría incrementar las cargas externas por encima o por debajo de los empaques .

Para la mayoría de los pozos, solo consideramos las primeras tres condiciones.

Se producirá una falla por tracción si la fuerza ejercida sobre la tubería es demasiado grande para la resistencia a la tracción de la tubería o del acoplamiento. Para diseñar la tubería en tracción, las cargas de tracción sobre la tubería de revestimiento deben calcularse en las siguientes etapas:

 

SELECCIÓN DE CABEZAL DE POZO

Tras finalizar el diseño del revestimiento, contamos con toda la información necesaria para seleccionar el cabezal del pozo. Este debe tener la presión nominal correcta, estar diseñado para la aplicación deseada (como H₂S) y ser compatible con todos los tipos de sartas de revestimiento, tanto diseñadas como contingentes.

Una vez seleccionado un cabezal de pozo, sus especificaciones deben incluirse en el programa de perforación junto con una vista en sección de su conjunto de componentes.

 

REQUISITO DE BOP

El requisito de un sistema de prevención de reventones para un pozo determinado dependerá de la política de la compañía y de los BHP previstos. Los pozos de superficie no requieren BOP o necesitarán un sistema de perforación con desvío .

 

PROGRAMA DE DISEÑO DE CEMENTACIÓN

El objetivo principal del CMT es aislar zonas del pozo. La eficacia de este aislamiento zonal depende de tres factores principales, todos los cuales deben considerarse en la etapa de planificación.

Accesorios de revestidor

Tras definir los requisitos de cementación del pozo en el programa de perforación, ahora debemos analizar los accesorios que utilizaremos para asegurar una buena cementación. Los principales accesorios utilizados se enumeran a continuación:

La zapata guía es la más sencilla. Simplemente sirve como ayuda para guiar la tubería en el pozo abierto y tiene un orificio en el centro que permite que el lodo fluy
  1. a libremente a través de la sarta.
  2. La zapata flotadora es similar, externamente, a la zapata guía, pero contiene una válvula antirretorno que permite que el fluido fluya fuera de la carcasa, pero no hacia dentro.
  3. Una zapata de llenado diferencial utiliza una válvula que permite que el lodo fluya hacia la carcasa para mantenerla parcialmente llena.
  4. La zapata de llenado automático también está diseñada para evitar tener que llenar la carcasa todo el tiempo desde la superficie.
  5. Los collarines de flotación se suelen colocar en una o dos juntas por encima de la zapata de la tubería de revestimiento. Sirven como tope para el tapón limpiador de cemento, evitando que toda la lechada se desplace hacia el espacio anular.
  6. Los collares de etapa se utilizan para ubicar dos columnas de cemento distintas y separadas en el espacio anular cuando una columna continua produciría demasiada presión hidrostática en la formación o se requiere aislamiento zonal especializado o comunicación.
  7. Los centralizadores se colocan en el exterior de la carcasa para mantenerla concéntrica con el orificio.
  8. Los tapones limpiaparabrisas tienen un interior de aleación hueco perforable y aletas exteriores de goma para limpiar las paredes de la carcasa.
 

Diseño de lodos

La lechada de cemento para pozos petrolíferos se compone de cemento, agua y aditivos. El primer cálculo que debemos realizar en el programa de diseño de cemento es el de los volúmenes necesarios. Las definiciones de algunas de las propiedades importantes de la lechada se detallan en la Guía de Propiedades del Cemento para Pozos de Gas y Petróleo | 7 Propiedades .

Método de desplazamiento:

El cemento debe desplazarse en un flujo turbulento. Dado que el desplazamiento se realiza generalmente mediante bombas de perforación, lograr un flujo turbulento no suele ser un problema. Si existe dificultad para lograr un flujo turbulento con la bomba de lodo de la perforación existente , el cemento debe desplazarse en un régimen de flujo pistón.

 

PROGRAMA DE PERFORACIÓN DIRECCIONAL

La perforación direccional se ha convertido en un elemento esencial en el desarrollo de yacimientos petrolíferos, tanto en plataformas terrestres como marinas . Sus aplicaciones se pueden agrupar en las siguientes categorías:

Suponiendo que se ha seleccionado un sitio de perforación objetivo, para las consideraciones de planificación direccional, los valores que se deben identificar son los siguientes:

  • Desplazamiento lateral u horizontal desde el objetivo hasta una línea vertical desde el sitio de la plataforma.
  • Punto de inicio (KOP) Tasa de ángulo de construcción deseada
  • Ángulo de deriva final
  • Tipo de plan: Patada recta vs. curva
  • Tasa de ángulo de caída deseada en caso de curva "S".

Una planificación cuidadosa antes de la perforación del pozo direccional puede generar ahorros sustanciales en el costo de perforación. Existen muchos factores que influyen en la trayectoria del pozo . Algunos de ellos pueden ser difíciles de estimar (por ejemplo, el desplazamiento de la broca que puede ocurrir en ciertas formaciones). Por lo tanto, la experiencia adquirida en la perforación de pozos direccionales previos en la misma zona es muy útil y debe incorporarse en la planificación del siguiente pozo.

 

REQUISITOS DE LEVANTAMIENTO EN EL PROGRAMA DE PERFORACIÓN

En orden de creciente complicación, los cinco métodos diferentes de encuesta son los siguientes:

  • Los Totcos son unidades de relojería que miden el ángulo del agujero mediante un mecanismo de péndulo con un pasador en el extremo. Son rudimentarios pero eficaces, y como solo miden el ángulo del agujero, no se necesitan portabrocas de Monel en el conjunto de fondo del pozo. para contrarrestar las influencias magnéticas.
  • Disparos magnéticos individuales incorporan brújulas magnéticas, además de las unidades de medición de ángulos. La información se recopila mediante una pequeña cámara en el instrumento, que toma una fotografía del rumbo y la orientación de la brújula.
  • Multidisparos magnéticos son similares en principio al disparo único magnético, pero con la capacidad adicional de registrar la inclinación y dirección magnéticas en una tira de película a intervalos de profundidad regulares.
  • Disparos múltiples electrónicos miden los datos del estudio mediante magnetómetros triaxiales, que miden los componentes del campo magnético terrestre, y acelerómetros triaxiales, que miden los componentes de la fuerza de gravedad. Estos componentes se interpretan para determinar la inclinación y la dirección.
  • El MWD direccional , en forma de portamechas , forma parte del BHA y mide los datos del estudio durante la perforación. Los sensores (magnómetro y aceleradores) utilizados en estas
  •  herramientas son idénticos a los de los multidisparos electrónicos.

 

PROGRAMA DE LODOS DE PERFORACIÓN

En la práctica, la programación mud se puede dividir de la siguiente manera:

  • Determinación del requerimiento de peso del lodo para mantener el control primario del pozo .
  • Determinación del 'margen de viaje' adecuado que se agrega al peso del lodo de control del pozo primario para obtener un peso de lodo programado.
  • Confirmación de que este peso de lodo no excede la resistencia a las fracturas de formación cuando se considera en un modo dinámico.
  • Análisis de las formaciones a perforar y su probable reacción a las alternativas de fluidos de perforación disponibles. Con esta información, seleccione un tipo de lodo básico, como:
  • Determinación de los requerimientos de pérdida de fluido
  • Determinación de los requisitos de pH
  • Determinación de los requisitos de viscosidad
  • Determinación de los requisitos de estabilidad de la temperatura
  • Análisis de los equipos de tratamiento de lodos de la plataforma para cumplir con los requisitos del pozo con los tipos de lodos seleccionados

Una vez decidido el sistema de lodos necesario para un pozo, se debe evaluar el equipo de tratamiento de lodos disponible en la plataforma para comprobar su compatibilidad con el sistema seleccionado. Los equipos de tratamiento se dividen en cuatro grupos principales:

Equipos de tratamiento Sólidos eliminados en micrones
Vibradores de esquisto 60 jz
Desarenadoras y desaseadoras 60 – 15 jz
Limpiadores de lodo 30 p
Centrífugo 1 – 2
Equipo de tratamiento

Vibradores de esquisto : son el componente más importante del sistema ya que son el sistema inicial de remoción de recortes y remueven la mayor parte de los sólidos perforados que circulan fuera del pozo (Ver también: Pantallas vibratorias ).

Limpiadores de lodo: Al emplear hidrociclones desazolvadores y tamices vibratorios de malla fina, los limpiadores de lodo eliminan eficazmente los sólidos perforados finos de los lodos densificados sin una pérdida excesiva de barita en la perforación .

Desarenadores y deslimadores : Utilizan hidrociclones para remover los sólidos perforados. Cuanto más pequeño sea el hidrociclón, más finos serán los sólidos que se puedan remover.

 

PROGRAMA DE BROCAS E HIDRÁULICA EN PERFORACIÓN

La selección de brocas y la optimización hidráulica se analizan en detalle anteriormente.

Selección de bits

Para seleccionar una broca se tienen en cuenta los siguientes factores:

  • perforabilidad y características de la formación
  • Sistema de lodo en uso ( Tipos de lodo de perforación )
  • Disponibilidad de implicaciones direccionales

Perforabilidad de la Formación : El mejor indicador de la perforabilidad de una formación es el rendimiento de la broca ( rendimiento de la broca de cono rodante o PDC ) en pozos cercanos. Si se dispone de esta información, la selección es sencilla. Las brocas tricónicas para formaciones blandas perforan mediante ranurado y raspado. En formaciones blandas a semiblandas que no son demasiado pegajosas, las brocas PDC ofrecen la mejor alternativa, especialmente en lodos a base de aceite. Las formaciones más duras se perforarán utilizando brocas de inserción con cojinetes de apoyo y protección de calibre, o alternativamente, brocas de diamante.

Sistemas de lodo en uso : Si se utiliza lodo a base de aceite, probablemente sea para controlar los problemas de lutita (Verificar: inhibidores de lutita ). En este caso, las brocas de PDC probablemente sean la mejor opción. Las brocas de PDC también funcionan eficazmente con lodos a base de agua, pero se desempeñan mejor con lodos a base de aceite. Si el fluido de perforación contiene partículas abrasivas, se deben utilizar brocas con cojinetes sellados para evitar fallas prematuras de los cojinetes.

Implicaciones direccionales : La mayoría de las brocas tricónicas utilizadas para perforación rotatoria presentan cierta tendencia a desplazarse hacia la derecha. Por otro lado, las brocas PDC, debido a su acción de corte simétrica, tienden a perforar en línea recta. Si se planea perforar el pozo con brocas tricónicas, es aconsejable orientarlo hacia la izquierda y permitir que la tendencia natural de las brocas lo retraiga.

Programa de perforación hidráulica

Una vez programado el lodo, se deben considerar las implicaciones de su uso en la hidráulica de perforación . En este caso, "hidráulica" se refiere simplemente a analizar el lodo dinámicamente ( ECD en perforación ) en lugar de estáticamente.

Velocidad anular (AV) : se requiere una cierta velocidad anular mínima para un tipo de lodo determinado para evitar que los recortes se deslicen a través del lodo y para levantar eficazmente los recortes fuera del pozo hacia el equipo de tratamiento de lodo.

Limpieza de la broca y del pozo : Los fluidos de perforación fluyen de forma laminar o turbulenta (o en una combinación de ambas). Existen dos teorías principales sobre la cantidad de potencia hidráulica necesaria para obtener la máxima eficiencia de limpieza. La primera teoría es la de la potencia hidráulica máxima, que en la práctica implica utilizar dos tercios de la potencia hidráulica disponible en la broca. La teoría alternativa es la de la potencia hidráulica máxima, que en la práctica implica utilizar aproximadamente el 50 % de la potencia hidráulica disponible en la broca.

 

REQUISITOS DE EVALUACIÓN

En esta parte del programa de perforación, los requisitos de evaluación necesarios para cumplir los objetivos del pozo deben tener el siguiente formato:

  1. Requisitos del registro de perforación
  2. Requisitos de registro de lodo
  3. Requisitos de extracción de testigos
  4. Requisitos de MWD
  5. Requisitos de registro eléctrico
  6. Requisitos de prueba

 

ESTIMACIÓN DE COSTOS DE POZOS EN PROGRAMAS DE PERFORACIÓN

La elaboración de estimaciones de costos para el pozo es el paso final de la planificación. Una estimación adecuada del costo del pozo puede requerir tanto trabajo de ingeniería como el diseño del pozo. Una vez establecidos los aspectos técnicos, se debe determinar el tiempo estimado de perforación. El costo real del pozo se obtiene integrando los tiempos de perforación y terminación previstos con el diseño del pozo.

Elementos del costo del pozo:

El costo del pozo se basa en 8 elementos principales que son los siguientes:

  • Preparatorio: Incluye el costo del terreno, el camino de acceso, la base de la plataforma y todas las demás obras civiles.
  • Mano de obra: es el costo en que incurre el equipo de perforación en forma de salarios, asignaciones y otros pagos.
  • Servicios: Incluye el coste de servicios como geología, geofísica, cementación, transporte, taller, pruebas de producción, catering, estudios de fondo marino, etc.
  • Materiales: Esto cubre el costo de tuberías de revestimiento, brocas, cabezal de pozo, aditivos de cemento , productos químicos para lodos, POL (lubricantes de aceite de petróleo) y otros materiales consumibles.
  • Gastos generales del proyecto: Los gastos generales del proyecto incluyen todos los demás costos de perforación a nivel de proyecto que se incurren para la perforación, excepto el costo de depreciación.
  • Gastos generales regionales y de la sede central: incluye el costo incurrido a nivel regional y de la sede central para la actividad de perforación, según lo asignado para un pozo determinado.
  • Depreciación de los equipos de perforación: La depreciación se calcula mediante el método de línea recta y el costo se asigna al pozo en proporción a los días de perforación utilizados.
  • Depreciación de las tuberías de perforación : este elemento del costo del pozo se basa en la depreciación por metro que se calcula de manera centralizada para diferentes regiones en profundidad, en función del costo de reemplazo de las tuberías durante el año anterior.

En los elementos anteriores, algunos de los costos se determinan en términos de los días de plataforma (días de ciclo) empleados en el pozo, mientras que otros pueden determinarse por separado para el pozo en sí.

 

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