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Tema N 03. Perforacin Multilateral 1
Tpicos Especiales: Perforacin Direccional
Tema N 3. Perforacin Multilateral
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Tema N 03. Perforacin Multilateral 2
Unin: Es el punto por donde salen loslaterales del hoyo madre.
Hoyo Madre: Es el hoyo principal del pozo
multilateral.
Lateral: Es el agujero que se perfora a partir delhoyo madre.
Un pozo multilateral exitoso reemplazara varios hoyosverticales y pueden reducir en conjunto la perforaciny los costos, llevando consigo al aumento de laproduccin y proporcionando un drenaje ms eficazdel yacimiento.
Se define como la tecnologa que permite perforar a travs de un solo
pozo principal (que puede ser vertical o direccional) dos o ms puntos
de drenaje (hoyos laterales horizontales o inclinados, llamados
tambin ramales), en mltiples capas o arenas pertenecientes a uno o
diferentes yacimientos; logrndose de sta forma la comunicacin de
mayor rea de flujo con el pozo principal en superficie, lo cual
incrementa el recobro de reservas remanentes de hidrocarburos.
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Tema N 03. Perforacin Multilateral 3
El primer pozo multilateral, perforado en el Campo deBashkiria, Rusia, tuvo nueve laterales de un hoyoprincipal. Aument 5.5 veces la exposicin a la zona deflujo y la produccin por 17 veces .
Alexander M. Grigoryan
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Ventajas:
Gran facilidad para perforar y completar la zona productora.
Mnimos requerimientos de completacin, ya que la zona
productora queda a hoyo desnudo.
Bajo costo de completacin y mantenimiento.
Desventajas:
No tiene capacidad de aislamiento.
Altamente dependiente de la estabilidad de la formacin.
No existe control de la zona productora.
No hay confiabilidad en sistemas comerciales disponibles para
garantizar capacidad de re-entrada en los laterales para trabajos
futuros.
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Ventajas:
Aplicable tanto en formaciones consolidadas como
medianamente consolidadas.
Capacidad de re-entrada, aislamiento o selectividad de
produccin para los laterales.
Es uno de los ms usados a nivel mundial.
Desventajas:
Depende de la estabilidad de la formacin.
Ofrece poca integridad hidrulica.
En aplicaciones de re-entrada, el procedimiento incorpora
riesgos asociados con la recuperacin del whipstock.
Poca probabilidad de xito en cualquier trabajo de re-entrada
o estimulacin.
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Ventajas:
Ofrece mayor integridad mecnica en la unin del lateral con el
troncal, que los niveles anteriores.
Dirigido a formaciones no consolidadas (Mioceno).
Capacidad de re-entrada, aislamiento o selectividad de produccin
para los laterales.
La completacin en el hoyo principal es convencional y en los
laterales utiliza forro ranurado y empacadura inflable.
Desventajas:
En pozos de re-entrada, el procedimiento incorpora riesgosasociados con la recuperacin del whipstock.
No es apropiado en formaciones donde el empalme se somete a
una gran presin diferencial, ya que ofrece poca integridad hidrulica.
No garantiza un sello mecnico 100% efectivo.
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Ventajas:
Integridad hidrulica de alta presin en el empalme.
Dirigido a formaciones no consolidadas, aunque tambin puede
instalarse en las consolidadas.
Capacidad de re-entrada, conectividad y aislamiento.
Permite la produccin conjunta o selectiva de los laterales.
Permite acceso al brazo lateral para estimulacin.
Desventajas:
Procedimiento de completacin altamente laborioso debido a su
complejidad e incremento global del riesgo.
Altos costos de completacin.
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Ventajas:
Capacidad de acceso a los laterales garantizada y es aplicable a
pozos existentes pero requiere una adecuada gerencia en su
estudio y aplicacin.
Excelente integridad en la unin y permiten completaciones
multilaterales en pozos que de otra manera no seran candidatos
apropiados.
Desventajas:
Incremento de los equipos, sus costos y el incremento de
tiempo con el nmero de corridas de herramientas dentro del
hoyo.
Presencia de tubulares dobles en la superficie incrementa la
complejidad de algn equipo de completacin necesario de
levantamiento o en la superficie.
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Ventajas: Ofrece integridad mecnica e hidrulica en la unin entre los dos
pozos y es ideal para nuevos multilaterales.
Aplicable para uso en plataformas costa afuera, completaciones
submarinas, y en las regiones sensibles ambientalmente en el
mundo.
Desventajas:
Se debe construir un hoyo de dimetro mayor para poder bajar la
herramienta que incorpora el lateral prefabricado.
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Pozo Nuevo oExistente
Nmero de
ensambladuras
Tipo de Pozo Tipo De laTerminacin
Sobre Embalador
Nuevo
Existente
1
2
etc
PA - productor
con
Levantamiento
Artificial
PN - productorcon
Levantamiento
Natural
IN - Inyector
MP -
Multipropsito
Alesaje Simple
Alesaje Dual
AlesajeConcntrica
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Conectividad Accesibilidad Control De Flujo
La misma clasificacin que
la primera, Nivel de
complejidad.Cada ensambladura tendr
un
indicador propio que
pueden o no pueden ser
iguales.
NR - Ninguna ReentradaSelectivo
PR Reentrada por la
terminacin
TR Reentrada a travs de la
tubera
NON
Ningunos
SEL Selectivo
OR
SEP - Separado
REM - Supervisin Remota
RMC - Control y Supervisin
Remota
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Mejoran la produccin del pozo,
incrementando as su potencial.
Son rentables para la produccin de
horizontes mltiples delgados.
Costo de desarrollo total reducido.
Exponen mayor rea de flujo.
Mantenimiento de alto potencial a bajo costo.
Mayor retorno sobre la inversin.
Menor impacto ambiental.
Proporcionan acceso a nuevos yacimientos a
travs de perforaciones existentes.
Mejora la eficiencia de barrido areal.
Al disminuir el abatimiento de presin se
reduce la produccin de arena.
Es ms fcil detectar una arremetida en
verticales que en configuraciones horizontales.
Dificultad en correr registros de produccin.
Dificultad en realizar pruebas de pozos.
La aplicacin de cualquier tecnologa nueva
conlleva riesgos econmicos y alta complejidad
tcnica.
Dificultad en alcanzar la integridad mecnica
en la unin de los ramales con el hoyo principal.
Incremento en la posibilidad de colapso del
hoyo en las capas de arcilla o lutita a la altura de
la unin.
Dificultad de verificar el primer ramal una vez
perforado el segundo.
Incertidumbre geolgica.
Riesgos de falla de la junta.
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La ubicacin del objetivo que desea alcanzarse, bien sea en tierra o costa-fuera, y la seleccin del tipo de pozo ms apropiado: desviado, ultra
desviado, inclinado u horizontal.
El tipo de taladro requerido dependera de la trayectoria del pozo y
de las condiciones y caractersticas de la columna geolgica que se
perforar, sus aspectos petrofsicos y la profundidad final.
La profundidad del objetivo guiar la elaboracin del plan de perforacin y
las especificaciones e instrumentos para los siguientes aspectos de la
perforacin: Dimetro y tipo de mechas, Composicin de la sarta de
perforacin, Tipos de fluidos de perforacin y especificaciones de suspropiedades, Programa de desviacin del hoyo. Punto de arranque y
cambios de rumbo, inclinacin y trayectoria, Programa de medicin de
todos aquellos parmetros que deben registrarse mientras se hace el
hoyo, etc.
FACTORES A CONSIDERAR EN LA PERFORACINMULTILATERAL
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Caractersticas:
El ensamblaje del Sperry Latch es usado para
hacer aterrizar y orientar el whipstock
correctamente con el hoyo lateral o el liner lateral.
El diseo se realiza para permitir la instalacin
fcil y recuperacin posterior del whipstock.
Beneficios:
Aplicable para operaciones de workover en el
lateral.
El plan o diseo permite un movimiento fcil del
whipstock de un latch coupling a otro sin tener quesacar el whipstock del hoyo.
http://localhost/var/www/apps/conversion/tmp/scratch_1/LatchRite.exe7/27/2019 4. Tema N 3. Perforacin Multilateral 2-2013
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Ventajas:
Aplicable a pozos existentes (reingreso) y a
pozos nuevos.
La geometra exacta de la ventana y el
control de la posicin permite el reingreso
lateral repetible para la vida del pozo.
Permite que la tubera existente este en
produccin para bajar el lmite econmico.
Bajan los costos de la instalacin y de
mantenimiento concerniente a otros sistemas
nivel 4.
http://localhost/var/www/apps/conversion/tmp/scratch_1/MillRite.exe7/27/2019 4. Tema N 3. Perforacin Multilateral 2-2013
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Modelo Mecnico deSubsuelo
Inestabilidad del Hoyo
Problemas durante laperforacin de tramos
laterales
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La geomecnica es de vital importancia para proporcionar un buen diseo de pozos multilaterales. Entre
sus aplicaciones en el diseo de estos pozos tenemos:
Optimizacin de produccin en yacimientos fracturados.
Estabilidad de pozos multilaterales.
Estudios de colapso y compactacin.
Donde ubicar un pozo.
Calidad de arena/compactacin.
Contacto de agua.
Relacin entre fuerzas compresionales y la permeabilidad.
Fallas inducidas por el agotamiento de yacimientos.
Cambios de la permeabilidad direccional con el tiempo.
Medicin de los esfuerzos de campos.
Colapso de Hoyo.
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Factores Externos Factores Internos
Costo de la tecnologa Calidad de la compaa de servicio
local para proveer equipos y personal
con experiencia. Nivel alrededor del mundo de lasactividades tcnicas dando integridad
tecnolgica en el avance y evolucin de
sta tecnologa en particular.
Experiencia de los operadores en la
nueva tecnologa. Soporte financiero para proyectos
tecnolgicos. Mantener el orden en la gerencia de
riesgos. Justificacin de lecciones aprendidas. Transferencia de mejoras prcticas.
Definir los procesos para identificar variables que afectan la implementacin de nuevastecnologas (Perforacin de Pozos Multilaterales).
Definir y establecer prioridad y acceso a los objetivos econmicos y tcnicos de la
estrategia de pozos multilaterales, y definir el rea de inters.
Analizar la disponibilidad de datos asociados al rea objetivo.
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Organizacin y revisin de datos.
Seleccin de reas para la perforacin.
Seleccin de los lentes de arena.
Definicin de espacios estratigrficos para la ubicacin de pozos en el
yacimiento.
Definicin de la direccin de navegacin, longitud de seccin horizontal y
ubicacin del punto de entrada.
Definir los criterios de diseo del pozo y proponer un nmero estratgico de
laterales para una evaluacin crtica.
Seleccin de la conexin multilateral.
Definir el grado de riesgo.
Evaluar las opciones de diseo.
INICIO 12
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Tema N 03. Perforacin Multilateral 23
INICIO
FIN
1
12
DEFINIR VARIABLES QUE AFECTANLA IMPLEMENTACION DE ML
VIABLE EL
PROYECTOML?
DEFINIR AREA OBJETIVO YPROPOSITO DEL MLW
EL POZO ESNUEVO?
ANALIZAR DISPONIBILIDADDE DATOS
EVALUAR INFORMACIONDE PETROFISICA
ORGANIZACIN Y REVISIONDE DATOS
EL POZO ES DE REENTRADA
EXISTEN ZONASPROSPECTOS?
NO SE REALIZA LA
PERFORACION ML
8
8
SI
SI
SI
NO
NO
NO
1
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1
PERDIDA DELOBJETIVO
K Y BUENAS?
3
EVALUAR INFORMACIONDE GEOLOGA
20 pies? 10
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Tema N 03. Perforacin Multilateral 25
EVALUAR INFORMACIONDE GEOMECANICA
DETERMINAR DIRECCIONDE ESFUERZOS
DEFINIR CRITERIOS DEDISEO DEL POZO
SELECCIONAR AREAS DEPERFORACION Y LENTES
DE ARENA
ESTABLECER NUMERODE LATERALES
DEFINIR DIRECCIONDE NAVEGACION
SELECCIONAR FLUIDOS DEPERFORACION ADECUADOS
SELECCIONAR CONEXINMULTILATERAL
FORMACION CONSOLIDADA FORMACION NO CONSOLIDADA
54
4
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Tema N 03. Perforacin Multilateral 26PERFORAR HOYO SUPERFICIAL
ES NECESARIOHOYO
SUPERFICIAL?
BAJAS PROP.PETROFISICAS
EVALUACION MASPROFUNDA
YAC. NAT.FRACTURADOS
ARCILLASMIGRABLES
EL GRADO DERIESGO ESDEFINIDO?
SE NECESITA
BAJA INTEGRIDADDE PRESION?
POZO CANDIDATOA ESTIMULACION
5
EL POZO ESNUEVO?
PROCEDER A REALIZARLA PERFORACION
SE RECOMIENDANIVELES 1,2,3,4
SE RECOMIENDANIVELES 3,4
SE RECOMIENDANIVELES 5,6
CUENTA CONHABILIDAD DE
TOMAR LADECISION?
8
7
6
SI
SI
SI
NO
SI
NO
SI
NO
NO
NO
SELECCIONAR COMPLETACIONDE ACUERDO A MEC. PROD.
Y PROPOSITO
7
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Tema N 03. Perforacin Multilateral 27
BAJAR WHIPSTOCK RECUPERABLEA LA PROF. DE INTERES
PROBLEMASDURANTE
PERFORACION?REGISTRAR PROBLEMAS
REVESTIR Y CEMENTAR
HOYO SUPERFICIAL
ES NECESARIOHOYO
INTERMEDIO?
PERFORAR HOYO INTERMEDIO
6
PROBLEMASDURANTE
PERFORACION?REGISTRAR PROBLEMAS
REVESTIR Y CEMENTARHOYO INTERMEDIO
9
PERFORAR HOYO LATERAL
DEFINIR ENTRY POINT
PROBLEMASDURANTE
PERFORACION?
REGISTRAR PROBLEMAS
10
11
SI
NO
SI
NO
SI
NO
SI
NO
9
10 11
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Tema N 03. Perforacin Multilateral 28
REVISAR PORQUE NO SECUMPLIERON OBJETIVOS
INVESTIGAR CAUSAS DEATASCAMIENTO
ABANDONAR POZO PARA
ESTUDIO POST-MORTEN
DECIDIR REACOND. Y/OREHABILITACION
HAY ALGUN PEZEN EL FONDO?
COMPLETAR POZO
HAY MAS HOYOSLATERALES?
REPOSICIONARWHIPSTOCK
RECUPERAR WHIPSTOCK
COLOCAR EQUIPO PARA AISLAR HOYO ENFUNCION DEL TAML
COLOCAR EQUIPO PARAAISLAR HOYO INFERIOR
DIFICULTAD PARARECUPERAR
PEZ?
RECUPERAR
PEZ
12
COLOCAR POZO A PRODUCCIONY/O INYECCION
SE CUMPLENOBJETIVOSPROPUESTOS?
POZO CON XITO!
13
SE RESTAUROPRODUCCION?
13
13
SI
NO
SINO
SI
NOSI
NO
SI
NO
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Tema N 03. Perforacin Multilateral 29
El Campo Zuata (actualmente es el Campo Junn), esta ubicado dentro de la Faja Petrolfera del
Orinoco, sus pozos producen principalmente por los miembros de la formacin Oficina. Este casoconsiste en comentar el inicio de las operaciones petroleras en esta rea con el fin de desarrollar los
yacimientos de crudo extra pesado y analizar los criterios de pozo diseados para permitir la inyeccin
de diluente, el cual disminuir la viscosidad del crudo, mejorar su movilidad y aumentar la
produccin de estos pozos con una reduccin de costos.
Caractersticas:
Campo: ZUATALocalizacin: Sureste de Venezuela (FPO)Presin promedio: 700-900 lpcTemperatura: 120 F (49 C)Gradiente de presin: 0,418 lpc/pie
Formacin: OficinaEdad: Oligoceno Tardo-Mioceno TempranoCaracterstica: Arenas no consolidadas
Las operaciones de perforacin se iniciaron en Agosto
de 1999 con un equipo de perforacin de 500 HP depozos estratigrficos verticales y hoyos superficiales.
Un equipo de 900 HP comenz la perforacin de las
secciones intermedias de 12 y luego las secciones
horizontales de 8 en Septiembre de 1999.
El desarrollo de pozos multilaterales se inici en el
2000, y el estudio detallado se bas en el plan de
desarrollo del campo con el fin de optimizar el
recobro de petrleo y arena neta a lo largo del
drenaje, y alcanzar la produccin requerida inicial.
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Tema N 03. Perforacin Multilateral 30
Hoyo superficial de 16 con
revestidor de 13 3/8.
Seccin intermedia de 12 de maneravertical de 700 a 900 pies, y luego seconstruye hasta 75 con 5-6/100 pies detasa de desviacin, seguido por una seccintangente de 150 pies para la instalacin deBCP. La inclinacin del pozo es incrementada
a 90 en tierra con una tasa de 7-8/100pies. Revestidor de 9 5/8 y cementadohasta superficie.
Una seccin horizontal de 8 de 4600 pieses perforada a lo largo de la arena objetivo yluego se corre un liner ranurado de 7 ycolocado a la profundidad deseada. Unaempacadura en el liner es sellada en el anularentre el liner ranurado y el CSG de 9 5/8.
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Tema N 03. Perforacin Multilateral 31
Completar hoyo principal y el
lateral con liner de 7-
23lbs/pies, J-55.
Revestidor principal para la
salida del lateral de 9 5/8-
40lbs/pies, J-55.
Perforar hoyo principal y
lateral, con mecha de 8.
La bomba BCP debe ser
colocada dentro de la seccin
tangente del CSG de 9 5/8. La arquitectura de la conexin multilateral debe ser aplicable en
el desplazamiento de la conexin sobre las capas productoras para
el acceso de mltiples objetivos apilados.
Capacidad de re-entrada lateral selectivamente para limpieza o
estimulacin con coiled tubing.
Capacidad para correr una sarta de inyeccin de diluente en
cualquiera de los dos laterales.
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Tema N 03. Perforacin Multilateral 32
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