Resumen:
Durante la perforación de pozos direccionales de petróleo uno de los componentes más importantes, cuyo desempeño ayudará al cumplimiento de los objetivos propuestos en el tiempo señalado, es el ensamblaje de fondo. El tiempo de perforación es un elemento clave en el desarrollo de un campo, su optimización es el objetivo al momento de seleccionar el ensamblaje de fondo. Una optimización del tiempo de perforación representa menos gasto por cada día del uso del taladro y ayuda a perforar futuros pozos de forma más segura. El desempeño del ensamblaje de fondo varía con respecto a las características de las formaciones que se encuentra atravesando, así como de la geometría del pozo y provee importante información para la selección del mismo en futuros pozos a perforar. En la actualidad existen dos tipos de ensamblajes que son mayormente utilizados en la perforación de pozos direccionales de petróleo, estos son: Ensamblaje con motor de fondo y ensamblaje direccionable rotatorio. Si bien el primero tiene un bajo costo relativo al segundo, tiene limitantes en la tasa de perforación y en parámetros de calibración del hoyo que pueden añadir un costo adicional al proceso de perforación. En cambio, el ensamblaje direccionable rotatorio presenta mayores ventajas en la calibración del hoyo a medida que se perfora, pero esto representa un valor agregado al costo de la perforación. Es por ello la importancia de hacer una comparación técnica entre los pozos perforados con ambos sistemas en el Bloque 15, y hacer un análisis costo-beneficio para determinar el ensamblaje más adecuado que represente menor tiempo de perforación a un menor costo para la Compañía. Este trabajo se enfocará en el análisis del comportamiento de los Ensamblajes de fondo convencional y rotatorio de los pozos perforados en la campaña de perforación 2007-2008 en el Bloque 15. Se seleccionará pozos tipo “S”, “J de corto alcance” y “J de alcance extendido” perforados con Ensamblaje convencional y rotacional; se hará un análisis técnico-económico del mismo por cada Compañía direccional que opera en el bloque (Halliburton y Schlumberger). Posteriormente se hará un análisis de la eficiencia entre las herramientas de estas dos empresas, tanto en convencional como en rotatoria. El análisis se basará en el Tiempo de perforación, calibración del hoyo, y el desempeño de la herramienta a través de las diferentes formaciones. Los pozos a analizar son los de los Campos Eden-Yuturi e ILYP, que han sido perforados durante esta campaña y que tienen proyectos de perforación hacia el futuro. Finalmente se hará una recomendación de diseño de ensamblaje de fondo para cada tipo de perfil de pozo en cada campo. Y se realizará una comparación en la eficiencia entre las herramientas direccionales de las dos Compañías que brindan este servicio dentro del Bloque.
