Principios de Perforacion Bajo Balance

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UNDERBALANCED SYSTEMS AND TESTING SERVICES

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TABLA DE CONTENIDO 1. PRINCIPIOS DE PERFORACIÓN BAJO BALANCE ...............................................6 1.1 PROPÓSITO ............................................................................................6 1.2 DEFINICIÓN DE LA PERFORACIÓN BAJO BALANCE .......................................6 1.3 RESEÑA HISTORICA.................................................................................7 1.4 PRESION DE FORMACIÓN .........................................................................8 1.5 ESTRÉS DE LA ROCA Y GRADIENTE DE FRACTURA .......................................9 1.6 VENTAJAS DE LA PERFORACION BAJO BALANCE ........................................11 1.6.1 Disminución En Los Costos De perforación .............................................11 1.6.1.1 Incremento En La Velocidad De perforación ........................................11 1.6.1.2 Incremento En La Vida De La Barrena ................................................11 1.6.1.3 Reducción de Perdidas de Circulación.................................................12 1.6.1.4 Reducción En Tiempos De Limpieza Y Prueba De Pozo ..........................12 1.6.1.5 Producción Temprana ......................................................................13 1.6.2 Eliminación De Los Problemas De perforación .........................................13 1.6.2.1 Pega Diferencial..............................................................................13 1.6.2.2 Incidentes De Control De Pozo ..........................................................13 1.6.3 Reducción Del Daño De Formación........................................................14 1.6.4 Evaluación Temprana Del Yacimiento ....................................................14 1.6.5 Reducción De Los Efectos Ambientales ..................................................15 1.7 DESVENTAJAS DE LA PERFORACION BAJO-BALANCE ..................................15 1.7.1 Inestabilidad Del Agujero ....................................................................15 1.7.2 Influjos De Agua ................................................................................16 1.7.3 Corrosión ..........................................................................................16 1.7.4 Explosiones En Fondo .........................................................................16 1.7.5 Vibraciones De La Sarta Y Ensamble De Fondo .......................................17 1.7.6 Equipo De perforación Direccional.........................................................17 1.7.7 Factores Económicos ..........................................................................17 1.8 CONSIDERACIONES ESPECIALES.............................................................18 1.9 CONTROL DE POZO ...............................................................................19 2. TÉCNICAS UTILIZADAS EN LA PERFORACION BAJO BALANCE..........................20 2.1 SISTEMAS DE FLUIDOS EN PERFORACION BAJO-BALANCE ..........................20 2.1.1 Inyección Con Aire Seco. .....................................................................21 2.1.2 Inyección De nitrógeno .......................................................................22 2.1.2.1 Suministro de Nitrógeno Criogénico ...................................................23 2.1.2.2 Generación In-Situ por Membrana .....................................................23 2.1.3 Inyección De Gas Natural ....................................................................24 2.1.4 Niebla...............................................................................................25 2.1.5 Espuma ............................................................................................26 2.1.6 Sistemas Gasificados (Dos Fases) .........................................................28 2.1.7 Perforación Bajo Balance Con Fluidos líquidos.........................................29 2.2 CLASIFICACION DE LA PERFORACION BAJO BALANCE SEGÚN EL OBJETIVO...31 2.2.1 perforación de Yacimiento (UB Reservoir Drilling)....................................31 2.2.2 Optimización de la Perforación (Performance Drilling) ..............................31 2.2.3 Perforación con Flujo Controlado (MPD) .................................................31

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2.2.3.1 Capa De Lodo Presurizada (Mud Cap)................................................32 2.3 CLASIFICACIÓN IADC ............................................................................33 2.3.1 Clasificación Por El Riesgo ...................................................................33 2.3.2 Clasificación Por El Tipo De Aplicación ...................................................33 2.3.3 Clasificación Por Tipo De Fluido ...........................................................34 2.4 TECNICAS ESPECIALES ..........................................................................34 2.4.1 Perforación Con Unidades De Snubbing .................................................34 2.4.2 Tubería Flexible .................................................................................35 2.4.3 Perforación Con Martillos .....................................................................36 2.5 MÉTODOS DE INYECCIÓN.......................................................................37 2.5.1 Inyección Por Medio De Sarta Parásita...................................................37 2.5.2 Inyección Con Sarta Concéntrica (Anular) ..............................................38 2.5.3 Inyección Directa. ..............................................................................39 2.5.3.1 Sustitutos de Circulación.(Jets Sub)...................................................40 2.5.3.2 Válvulas de contrapresión (no recuperables) .......................................41 2.5.3.3 Válvulas de contrapresión (recuperables) ...........................................41 3. APLICACIONES DE LOS SISTEMAS DE PERFORACION BAJO BALANCE...............42 3.1 CEMENTACIÓNES NITROGENADAS...........................................................43 3.2 YACIMIENTOS DEPLETADOS....................................................................43 3.3 YACIMIENTOS FRACTURADOS .................................................................43 3.4 POZOS HORIZONTALES O DESVIADOS .....................................................44 4. EQUIPO DE PERFORACION BAJO BALANCE ...................................................46 4.1 CABEZA ROTATIVA ................................................................................46 4.2 COMPRESORES Y BOOSTERS ..................................................................48 4.3 COMPRESORES ELEVADORES DE PRESION (BO0STER) ...............................50 4.4 SISTEMA DE GENERACION POR MEMBRANA ..............................................50 4.5 SEPARADORES......................................................................................52 4.6 TOMA MUESTRAS ..................................................................................54 4.7 ENSAMBLES DE ESTRANGULACION ..........................................................54 5. APLICACIÓN DE LA PERFORACIÓN BAJO BALANCE EN CAMPOS GEOTÉRMICOS .56 5.1 INTRODUCCIÓN ....................................................................................56 5.2 TIPOS DE FORMACIÓN ...........................................................................56 5.3 BARRENAS A UTILIZAR ..........................................................................58 5.4 POZOS VERTICALES...............................................................................59 5.5 POZOS DIRECCIONALES.........................................................................59 5.6 TIPOS DE GASES (H2S Y CO2) .................................................................60 5.7 PRUEBAS DE PRODUCCIÓN.....................................................................61 5.8 TIEMPOS DE RECUPERACIÓN TÉRMICA.....................................................62 5.9 EFECTOS PRIMARIOS DE CORROSIÓN......................................................62 5.10 USO DE AIRE.....................................................................................65 5.11 APLICACIÓN......................................................................................65 5.12 PROCEDIMIENTOS BÁSICOS ................................................................66 5.13 VALORACIÓN DE LAS PÉRDIDAS. .........................................................66 5.14 EQUIPO QUE SE UTILIZA.....................................................................67 5.15 CASOS HISTÓRICOS...........................................................................70 5.15.1 Campo Geotérmico Miravalles (Costa Rica) .........................................70 5.15.2 Campo Geotérmico Berlín (El Salvador)..............................................75 6. GERENCIA DE PROYECTOS DE PERFORACION BAJO BALANCE .........................76 6.1 OBJETIVOS...........................................................................................76 6.2 Planeamiento de Perforación Bajo Balance ................................................78 6.3 INGENIERÍA DE PERFORACIÓN BAJO BALANCE..........................................79 6.3.1 Selección del equipo de perforación ......................................................79 6.3.2 Tamaño y construcción de la localización ...............................................81

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6.3.3 consideración de la sarta de perforación y ensamblaje de fondo ................81 6.3.4 Sistema de circulación ........................................................................83 6.3.5 Modelo Hidráulico Multifásico ...............................................................84 6.3.6 Diseño el equipo de perforación bajo balance .........................................86 6.3.7 Análisis Post-operacional .....................................................................86 7. TERMINOLOGIA ........................................................................................88 BIBLIOGRAFIA ................................................................................................96

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PAGINA INTENCIONAL EN BLANCO

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1. PRINCIPIOS DE PERFORACIÓN BAJO BALANCE 1.1 PROPÓSITO El interés de Weatherford es desarrollar y promover la aplicación de tecnologías encaminadas en disminuir los costos de perforación y aumentar los beneficios futuros en el desarrollo de yacimientos petroleros. La aplicación adecuada de la Tecnología de Perforación bajo-balance tiene un impacto significativo en los costos de perforación de pozos en los cuales las técnicas tradicionales no harían operacional o económicamente factibles estos proyectos. Este curso provee el material de entrenamiento y referencia necesario para entender y conocer la técnica de perforación bajo balance.

1.2 DEFINICIÓN DE LA

PERFORACIÓN BAJO BALANCE

Técnica de Perforación en la cual la presión ejercida sobre las formaciones expuestas durante la operación de perforación es menor que la presión de poro de dichas formaciones. En las operaciones de perforación bajo balance, la presión ejercida por el fluido de perforación en la cara de la formación es intencionalmente diseñada para ser menor que la presión de poro en la sección de agujero abierto. Dependiendo de la presión efectiva ejercida sobre la formación (DEC), la condición bajo-balance puede o no permitir el flujo continuo de fluidos desde la formación al agujero.

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La presión hidrostática del fluido de perforación puede ser por sí sola menor que la presión de la formación, o puede ser inducida por medio de la inyección de aire, gas natural o Nitrógeno dentro de la fase líquida del fluido de perforación. En cualquiera de los dos casos en que se alcance la condición bajo balance. Con el fin de controlar el influjo de fluidos de la formación y las presiones en superficie y fondo, una operación de perforación bajo balance requiere de equipo adicional y procedimientos específicos a los desarrollados en operaciones convencionales. 1.3 RESEÑA HISTORICA

La perforación bajo-balance no es una técnica nueva, comenzó con el inicio mismo de la perforación de pozos petroleros (1800’s), pero no era aplicada intencionalmente sino por la restricción de desarrollo tecnológico de la época. Evidencia de esto son las perforaciones de pozo con herramienta de cable “Cable Tool” en las cuales el

éxito del descubrimiento dependía de la existencia o no del amago de reventón y el agujero era llenado por los mismos fluidos de la formación. Con el objetivo de disminuir los riesgos ambientales, humanos y materiales durante las perforaciones se desarrollaron las técnicas de perforación sobre balanceadas con lodos. En 1932 se perforo el primer pozo con lodo gasificado (gas natural) en Texas, y en 1938 se perfora el primer pozo con gas. Esta técnica se utilizaba esporádicamente entre los años 1930’ y 1940’. En 1957 Angel publica las tablas “Requerimiento de Volumen de Aire” para perforación de pozos. Entre 1950’s y 1960’s se utilizaron lodos aireados y espumas en Estados Unidos y Canadá para evitar pérdidas de circulación. Se inicia el desarrollo de las cabezas rotatorias y Martillos con aire. 1961 Goins publica una discusión sobre la Técnica de perforación de pozos con Niebla. 1963 ya se encontraban bien desarrolladas las Técnicas de perforación con aire. 1965 Moore y Cole escriben sobre la Predicción de Volumen de Aire o Gas requerido para la perforación y limpieza de pozo. Ente 1960 a 1970 varios grupos investigan el uso de la espuma como fluido de perforación. 1980’s se hace popular la perforación horizontal. Se desarrolla una cabeza rotatoria (RCD) para 1500 psi. 1990 Se desarrollan completamente las operaciones bajo-balance en campos de

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tierra y mar y las técnicas más avanzadas que existen en la actualidad. Se incrementa el interés por el uso de los sistemas cerrados de circulación y el interés por la reducción del daño de formación. Desarrollo de Software para simulación hidráulica El desarrollo de las técnicas de perforación bajo-balance encaminó también a la industria al desarrollo de herramientas para la solución de problemas mas específicos durante la perforación como la herramientas para asistir viajes tubería con presión en al anular, “ECD Reduction Tool”, Válvula de cierre en fondo “DDV”, y herramientas de registro electro-magnéticas EMWD, ELWD, 1.4 PRESION DE FORMACIÓN Durante la perforación de un pozo muchos tipos de formación son encontrados, por ejemplo lutitas, calizas, areniscas entre otros. Estas formaciones contienen aperturas llamadas espacios porosos, las cuales muchas contienen fluidos del pozo como gas, agua o aceites, éstos fluidos están presurizados por causa del peso de la sobrecarga (capas de rocas) y otras fuerzas geológicas.

La presión de formación, es la presión dentro de los espacios porosos de la roca reservorio. Arena y sedimentos son arrastrados por ríos y corrientes marinas hasta el fondo del océano, a medida que estos sedimentos continúan acumulándose comienza a aumentar el peso de sobrecarga sobre los sedimentos inferiores, acumulándose en el fondo del océano. El incremento en la profundidad y la sobrecarga de los sedimentos superiores, causan la expulsión del agua de formación de estos sedimentos, compactándolos y formando arcillas y lutitas. Cuando el proceso de Sedimentación/Hundimiento y la expulsión del agua de formación por la compactación, se encuentra en equilibrio, la presión del agua de formación es llamada “presión Normal”. Las formaciones con presión normal ejercen una presión igual a la columna hidrostática del fluido nativo de dicha formación hasta la superficie, el gradiente de presión de los fluidos nativos generalmente fluctúa entre 0.433 psi/ft y o.465 psi/ft, y varia de acuerdo con la región geológica. En las formaciones con presión normal la mayor parte de la sobrecarga es soportada por los granos que conforman la roca.

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Durante la fase de compactación, el movimiento de los fluidos de los poros puede ser restringido o paralizado por efecto de factores geológicos o litológicos que pueden crear barreras impermeables y bloquear el escape de los fluidos de formación, desarrollando presiones anormales en los fluidos contenidos en estas rocas. El resultado causado por un incremento de sobrecarga hace que esta sea soportada parcialmente por los fluidos más que por los granos de la roca. Las barreras que causan estas presiones son llamadas sellos ó rocas sellos. La presión en los poros aumenta excediendo 0.465 psi/ft Puede haber otras causas para la existencia de presiones anormales, tales como la presencia de fallas, domos de sal, levantamientos y diferencias de elevación de las formaciones subterráneas. También se pueden presentar formaciones con presiones subnormales las cuales pueden ser desarrolladas cuando la sobrecarga es erosionada dejando la formación expuesta a la superficie. Las formaciones con presiones subnormales tienen gradientes menores que la del agua dulce o menores de 0.433 psi/ft. Para entender el comportamiento de las presiones de formación es necesario conocer las características de la roca. Las características físicas que más afectan este comportamiento son la porosidad y la permeabilidad. Una roca reservorio parece sólida a simple vista. Un examen microscópico revela la existencia de aberturas diminutas en la roca. Estas aberturas se llaman poros. La porosidad de la roca se expresa en porcentaje. Esta es la relación de los espacios (poros) y el volumen sólido. Otra característica de la roca reservorio es que debe ser permeable. Esto es,

que los poros de la roca deben estar conectados de tal manera que los hidrocarburos se muevan entre ellos. De otra manera los hidrocarburos quedarían presos en la roca sin poder fluir a través de ella. 1.5 ESTRÉS DE LA ROCA Y

GRADIENTE DE FRACTURA ESFUERZO DE SOBRECARGA Esta definido como el esfuerzo generado por el peso de las capas superiores sobre la roca en la zona en consideración. En áreas geológicamente relajadas que tienen poca actividad tectónica, el gradiente de sobre-carga se asume como 1 psi/ft (esfuerzo/profundidad). En áreas tectónicamente activas como en cuencas sedimentarias las cuales se encuentran aun en proceso de compactación, o en áreas altamente falladas, el gradiente de sobre-carga varia con la profundidad y es asumido en promedio como 0.8 psi/ft. Ejemplo: Una zona a 10.000 psi puede tener el siguiente esfuerzo de sobre-carga En áreas tectónicamente relajadas El esfuerzo de sobre-carga = 10.000 ft * 1 psi/ft = 10.000 psi (689 bar) En áreas tectónicamente activas El esfuerzo de sobre-carga = 10.000 ft * 0.8 psi/ft = 8.000 psi (552 bar) En general, el gradiente de sobre-carga varía de campo a campo e incrementa con la profundidad debido a la compactación de la roca. Para un campo el cálculo de los valores de sobre-carga puede ser obtenido a partir de los registros de densidad de pozos perforados en el área.

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La resistencia de la roca puede estar especificada en términos de tensión, compresión, corte o impacto. En el contexto de gradiente de fractura solo la resistencia en términos de tensión de la roca es importante. La resistencia a la tensión de la roca esta definida como la fuerza de tensión necesaria para romper una muestra de roca, dividido entre el área transversal de la muestra analizada. La resistencia a la tensión de la roca es muy pequeña y esta alrededor de 0.1 de la resistencia a la compresión. Por esta razón una roca es mas probable que falle en tensión que en compresión. Para cualquier punto bajo la superficie terrestre existen tres esfuerzos perpendiculares. El máximo esfuerzo es normalmente vertical y corresponde al esfuerzo de sobre-carga. El esfuerzo intermedio y el mínimo son horizontales e influyen directamente en la fractura de la roca. En teoría la presión de fluido requerida para romper la formación puede ser mayor o igual al esfuerzo mínimo, sin embargo la perforación de un agujero en la superficie de la tierra produce una magnificación de los esfuerzos alrededor de las paredes del agujero, tal que los esfuerzos resultantes son varias veces mayor que el esfuerzo principal máximo. El gradiente de fractura esta definido como el esfuerzo mínimo in-situ dividido por la profundidad.

La presión de fractura es la cantidad de presión necesaria para deformar permanentemente (fallar o separar) la estructura rocosa de la formación. Superar la presión de formación generalmente no es suficiente para causar una fractura. Si el fluido poral no está libre de movimiento entonces una fractura o deformación permanente pueden ocurrir. La presión de fractura puede ser expresada como un gradiente (psi/pie), un fluido con densidad equivalente (ppg) o por la presión total calculada de la formación (psi). Los gradientes de fractura normalmente aumentan con la profundidad debido al incremento de la presión por sobrecarga. Formaciones profundas, altamente compactadas requieren presiones de fractura muy altas para superar la presión de formación existente y la resistencia estructural de la roca. Formaciones poco compactadas, tales como las que se encuentran debajo de aguas profundas, pueden tener gradientes de fractura bajos. Las presiones de fractura a una profundidad dada, pueden tener gran variación en función de la geología regional. Si la presión en la cara de la formación es igual o excede la presión de fractura, la formación podría romperse causando una perdida de lodo, seguido por una pérdida de columna hidrostática y como consecuencia la perdida del control primario del pozo.

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1.6 VENTAJAS DE LA PERFORACION BAJO BALANCE

MENOR PRESION – MAYOR FLUJO: El máximo recobro de aceite y gas del yacimiento requiere alcanzar estas dos condiciones. Pero en muchas ocasiones la perforación de pozos se realiza en ambientes adversos o requieren de un gran esfuerzo para obtener los hidrocarburos de zonas de presión depletada. Aquí es donde la tecnología de perforación Bajo-Balance hace la diferencia, eliminando o minimizando los problemas comunes de perforación lo cual proporciona ventajas significantes y beneficios económicos.

1.6.1 Disminución En Los

Costos De perforación 1.6.1.1 Incremento En La Velocidad

De perforación La presión en la cara de la formación durante la perforación es ejercida por la suma de las perdidas por fricción en el anular y el peso de la columna hidrostática del lodo. El incremento en la velocidad de penetración ocurre cuando la presión diferencial entre presión en la cara de la formación y la presión de poro disminuye. En la perforación bajo balance se puede reducir considerablemente el peso de la columna de fluido utilizando fluidos livianos o fluidos aireados (nitrogenado o gasificado), esto también se ve reflejado en unas menores perdidas por fricción en el sistema, debido a que estas están directamente en función de la densidad. En condiciones de bajo balance la velocidad de penetración puede ser incrementada de 2 a 5 veces, pero

también esta en función de la buena elección de la barrena. 1.6.1.2 Incremento En La Vida De La

Barrena La perforación en condición de bajo balance elimina el confinamiento impuesto sobre la roca por la presión de la columna hidrostática, disminuyendo el esfuerzo aparente de la roca, y por consiguiente disminuye el trabajo que se debe hacer para perforar la roca. Es razonable que el incremento en la eficiencia de la perforación debe incrementar la cantidad de agujero que se debe perforar antes de alcanzar la vida útil de la roca. La vida de la barrena se incrementa por que el pozo se perfora más rápidamente y la remoción de cortes desde la barrena es mas eficiente (Disminuye el Efecto de sujeción de cortes).

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1.6.1.3 Reducción de Perdidas de Circulación

Cuando la presión ejercida por la columna de lodo es mayor que la presión de fractura de la formación se generan pérdidas de fluido hacia la formación (Fracturas naturales o inducidas). Estas pérdidas de lodo pueden ser muy costosas particularmente si se usan sistemas de lodo especiales ya que el fluido perdido debe ser reemplazado y las pérdidas

deben ser mitigadas, comúnmente adicionando material de pérdida de circulación al lodo (LCM). Este problema puede ser efectivamente reducido o eliminado con la técnica de perforación bajo balance, usando fluidos livianos o aireados los cuales permiten obtener una presión hidrostática menor o igual que la presión de formación evitando la invasión de fluidos a la formación.

1.6.1.4 Reducción En Tiempos De

Limpieza Y Prueba De Pozo Después de una perforación convencional los pozos deben ser estimulados con el fin de aumentar su productividad. Los métodos de estimulación incluyen la acidificación, tratamientos surfactantes para remover el daño de formación, fracturamientos hidráulicos son usados para garantizar una adecuada producción en yacimientos con permeabilidades bajas o para reducir el daño en formaciones con permeabilidades altas. Reducir el daño de la formación durante la perforación conlleva a disminuir los costos de estimulación. Una menor cabeza hidrostática evita la aparición

del filtrado del lodo (torta de lodo) sobre las paredes del pozo, así como también la invasión de lodo y sólidos dentro de la formación, lo cual ayuda a mejorar la productividad del yacimiento y reduce los problemas de perforación. Un pozo que ha sido perforado en condición de bajo balance y luego estimulado mediante un lavado con ácido, probó de manera concluyente que la estimulación con ácido no incrementa la productividad. Un pozo perforado y completado bajo balance sobrepasará la productividad de un pozo estimulado. Ahorrar los costos de estimulación por fracturamiento hidráulico, a menudo compensa el costo de la perforación bajo balance.

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Una evaluación mejorada de la formación es proporcionada por la capacidad para probar el pozo mientras se perfora, y de dirigir el pozo hacia las zonas de mayor productividad del yacimiento. La intersección de fracturas es posible ya que se reconoce una fractura mayor por un aumento en la productividad del pozo. 1.6.1.5 Producción Temprana Cuando un pozo es perforado bajo-balance, la producción de hidrocarburos puede empezar tan pronto como la zona productiva es penetrada, con un equipo de superficie adecuado, es posible recolectar el crudo mientras se perfora. Algunos pozos perforados bajo-balance se han pagado solos con la producción del pozo antes de que la etapa de perforación sea terminada. 1.6.2 Eliminación De Los

Problemas De perforación 1.6.2.1 Pega Diferencial En operaciones de perforación convencional existe una presión positiva (sobre-balance) entre la presión hidrostática por la columna de lodo en la cara de la formación y la presión de poro de la formación expuesta.

Esta presión positiva hace que se forme sobre la pared de la cara de pozo una torta de lodo generada por los sólidos depositados cuando desde el lodo de perforación fluye liquido hacia las zonas permeables de la formación. El espesor de la torta de lodo depende de un número de factores que incluyen el volumen de líquido perdido hacia la formación y el contenido de sólidos en el lodo. Aunque se puede limitar el espesor de la torta de lodo mediante el control de la composición del fluido y sus propiedades, esta siempre se formara cuando tengamos presente una formación permeable y una condición de sobre-balance. Como la permeabilidad de la torta de lodo es mas baja que la permeabilidad de la formación en la cual se ha formado, esto crea una diferencial de presión entre la formación y la cara del pozo. Si la tubería se incrusta en la torta, la presión diferencial a través de la torta puede imponer una fuerza sobre la sarta empujándola sobre la pared de la cara del pozo. Esta fuerza se incrementara a medida que aumenta el área de contacto (longitud del intervalo permeable) y/o el espesor de la torta. No ocurren pegas diferenciales de tubería cuando se perfora en condición de bajo balance, ya que no se forma la torta de lodo en la pared y no hay sobre presión para empujar la tubería contra la pared del pozo. 1.6.2.2 Incidentes De Control De

Pozo Las pérdidas de circulación inducidas por el uso de fluidos pesados no solo tiene un impacto en los costos sino que también pueden llegar a ser peligrosas cuando se pierde el control hidrostático sobre la presión de formación y fluidos de la formación ingresan en el pozo creando un amago de reventón.

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Durante una operación de perforación bajo-balance no se espera que se presenten eventos de descontrol de pozo generados por perdida de circulación. Además el influjo de fluidos de la formación hacia el pozo es una condición esperada y diseñada, y se cuenta en superficie con el equipo adecuado para el manejo seguro de estos influjos. 1.6.3 Reducción Del Daño De

Formación La productividad de un pozo frecuentemente se disminuye por una reducción en la permeabilidad del yacimiento causada por la invasión de líquidos y sólidos del lodo durante la etapa de perforación. Esta disminución en permeabilidad se conoce como daño de formación. Durante la perforación el daño de formación puede ocurrir por varios mecanismos: Formación de escamas o emulsiones por la interacción entre el filtrado del lodo con los fluidos del yacimiento o partículas de arcilla en la formación. Absorción de aditivos del lodo de perforación generando reducción en la permeabilidad o alteración de la mojabilidad del yacimiento. Migración de finos hacia la formación particularmente en condiciones de alto grado de sobre balance. Todos estos mecanismos involucran la invasión del lodo de perforación, filtrado o sólidos dentro de la formación. En muchas aplicaciones la perforación bajo-balance puede disminuir el daño de formación ya que la fuerza física que promueve la invasión de sólidos o líquidos desde el lodo hacia la formación es eliminada. Esto no quiere decir que el daño de formación causado por el fluido de

perforación sea completamente eliminado, en algunas circunstancias diferencias químicas entre el lodo de perforación y los fluidos del yacimiento pueden causar que el filtrado entre en la formación aun en contra del gradiente de presión (Imbibición espontánea). Durante la perforación bajo-balance o el completamiento se pueden presentar condiciones de sobre-balance que pueden ser intencionales como por ejemplo: matar el pozo para viajar, toma de registro de desviación o para registros eléctricos, etc. Por esta razón el fluido de perforación seleccionado para una operación Bajo-balance debe ser compatible con la formación productora, de esta manera se reduce el impacto sobre el daño de formación cuando se presenta alguna situación de sobre-balance. 1.6.4 Evaluación Temprana Del

Yacimiento La técnica de perforación bajo-balance puede mejorar la detección de zonas productoras de hidrocarburos que cuando son perforadas con métodos convencionales pueden ser enmascaras. Cuando un pozo es perforado en condición Bajo-balance, al penetrar una zona productora, con adecuada permeabilidad, resultara en un influjo de fluidos desde la formación hacia el fluido de perforación. La perforación bajo-balance usando sistemas cerrados de control, soportados con sistemas de adquisición de datos, permite adquirir información en tiempo real tanto de las formaciones perforadas como de los fluidos encontrados, estos fluidos pueden ser evaluados en superficie de manera cualitativa y cuantitativa. Mientras se perfora se pueden monitorear cambios en las condiciones de flujo en superficie tales como aumento en los niveles de tanques, o

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llama en el quemador de gas o cambios en la presión de flujo. Además estos pueden ser separados y medidos con precisión y realizar en ellos análisis químicos y físicos. El uso de herramientas de registro de condiciones de fondo combinado con los análisis en superficie permite realizar una caracterización temprana de las condiciones del yacimiento. Procesos de Análisis como PIWDSM (Índice de productividad mientras se perfora) están diseñados para caracterizar la producción de un reservorio a partir de datos adquiridos durante la operación bajo-balance, permitiendo mejorar la toma proactiva de decisiones en el momento de la perforación. 1.6.5 Reducción De Los Efectos

Ambientales Pueden haber beneficios ambientales asociados con la operación de perforación bajobalance adecuada-mente manejadas. Estos beneficios dependen de una adecuada aplicación de la técnica. Cuando se perfora con fluidos secos o gaseosos, no hay fluidos de perforación potencialmente perjudiciales que tengan que ser dispuestos después de que la perforación es terminada. Los químicos usados en la técnica de perforación con Niebla y Espuma son surfactantes biodegradables que no causan efectos significativos al medio ambiente. 1.7 DESVENTAJAS DE LA

PERFORACION BAJO-BALANCE

1.7.1 Inestabilidad Del Agujero En perforación convencional la presión de sobre-balance ejercida sobre la formación proporciona un medio de soporte para las paredes del agujero.

La inestabilidad de las paredes del pozo es una de las limitaciones principales de la perforación bajo balance ya que a medida que aumenta el grado de bajo-balance, esta fuerza de soporte se disminuye aumentando la tendencia a la inestabilidad del agujero. El colapso del agujero como resultado del esfuerzo de la roca, es uno de los aspectos a considerar. Esta limitación a la presión de bajo-balance esta principalmente influenciada por los esfuerzos prevalecientes en la formación, la presión interna del yacimiento y la geometría del agujero. La inestabilidad de agujero se puede clasificar en dos categorías: Inestabilidad mecánica e inestabilidad química. La inestabilidad mecánica se presenta cuando la densidad del fluido no es suficiente para evitar la caída o derrumbe de las paredes de la formación. Esfuerzos tectónicos inducidos o condiciones físicas como la inconsolidación contribuyen también a este tipo de inestabilidad. El otro aspecto es la estabilidad química que es el resultado de la interacción entre el fluido de perforación y la formación como se ve en formaciones de lutitas y arcillas. Ambos aspectos pueden tener serias implicaciones en la perforación. La inestabilidad del agujero tanto por causas mecánicas como por químicas, puede resultar en un atrapamiento de la sarta. Definir la máxima caída de presión y revisar la compatibilidad química con los fluidos de perforación propuestos es un aspecto clave en la factibilidad de la perforación bajo balance.

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1.7.2 Influjos De Agua La presencia de influjos de agua puede impedir la perforación bajo balance por varias razones. El influjo de agua en un yacimiento depletado puede causar problemas graves en un pozo perforado bajo balance. Si el gasto es suficientemente alto el pozo se puede matar como resultado del este influjo. Cuando se perfora con espumas, el influjo de agua puede comprometer la estabilidad de la espuma, disminuyendo su capacidad de arrastre y cambiando las condiciones hidráulicas del sistema. Cuando se perfora con solo aire o gas, el agua de formación puede humedecer los recortes de perforación en el fondo del agujero, causando que se adhieran unos a otros y se acumulen especialmente en la parte superior de los “Drill Collar” donde el diámetro de la tubería se reduce y la velocidad anular disminuye repentinamente, esta acumulación de cortes forma lo que se conoce como anillos de lodo, los cuales pueden llegar a ser de tal magnitud que pueden ocasionar atrapamiento de la sarta de perforación. Paradójicamente la adición de agua al fluido en circulación puede controlar la formación de anillos de lodo, saturando los cortes y previniendo que se adhieran unos a otros. Normalmente se cambia de la técnica de perforación con aire a perforación con neblina cuando se detectan influjos de agua. Si la producción de agua es muy grande, el volumen de almacenamiento en superficie puede llegar a ser insuficiente y se pueden crear sobre costos para el tratamiento o disposición final de estos volúmenes. Definitivamente si el influjo de agua es muy grande la solución final seria perforar convencionalmente.

1.7.3 Corrosión En perforación bajo-balance la corrosión es producida por la degradación del hierro al realizarse una reacción química con el agua y oxigeno o con gases corrosivos presentes en la formación tales como el Ácido Sulfhídrico H2S y Dióxido de Carbono CO2. El Hierro degradado es convertido en hidróxido de hierro que es comúnmente denominado oxido, que se reconoce por ser flojo, escamoso y de color rojizo. Hay varios factores que alteran la rapidez con que la corrosión se presenta, tales como lo temperatura, la presión, el PH, la salinidad y el contenido de H2S y CO2. En las operaciones bajo-balance se utiliza un anillo de corrosión en la sarta de perforación que sirve de testigo para identificar la severidad con que la corrosión se esta presentando en el sistema y determinar el método mas adecuado para controlarla. Para prevenir la corrosión se usan secuestradores de oxigeno e inhibidores cuya función es evitar que ocurra la reacción química causante de la corrosión generando una película en la superficie de la tubería. 1.7.4 Explosiones En Fondo No es muy común que ocurran fuego o explosiones en fondo, pero sus consecuencias pueden ser tan graves como la destrucción de la barrena o de parte de la tubería. Estas explosiones pueden ocurrir cuando se perfora con aire. Para que ocurra una explosión, la composición de la mezcla de hidrocarburo y aire tiene que estar en el rango de explosividad y debe haber una fuente de ignición como por ejemplo un anillo de lodo o una chispa.

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Los anillos de lodo pueden llegar a sellar el anular de tal manera que se genera un incremento de presión de la mezcla aire-hidrocarburo, hasta que ocurre una ignición espontánea como ocurre en un motor Diesel. Las chispas pueden también ser generadas por la fricción de la sarta con minerales duros en la cara de la formación. Estudios importantes han sido realizados con respecto a la definición de los limites explosivos de gas metano, gases con contenido de H2S y contenido de oxigeno en el nitrógeno generado por membrana. Las explosiones en el fondo pueden ser evitadas usando fluidos de perforación no inflamables. 1.7.5 Vibraciones De La Sarta Y

Ensamble De Fondo La vibración de la sarta de perforación ha sido un problema crítico en operaciones de perforación de pozos bajo balance, ya que hay menos cantidad de líquido en el pozo para amortiguar el efecto de vibración. El impacto en la sensibilidad de las herramientas de fondo pueden ser mas severo, reduciendo la vida útil de las mismas. El efecto de la vibracion por la falta de líquido es especialmente severa en las conexiones de la tubería de perforación, sobre todo en el ensamble de fondo. La punto crítico es la interfase entre la tubería de perforación y los collares de perforación. Para ayudar a reducir estas vibraciones se debe diseñar la sarta para que el punto neutro este por debajo de las combinaciones (cross-over) de la tubería de perforación y los collares de perforación. El punto neutro se denomina a la región de la sarta en la cual se cambia de esfuerzo axial de tensión a esfuerzo de compresión

1.7.6 Equipo De perforación Direccional

Pozos que requieren que el control direccional y la desviación sean monitoreadas frecuentemente, no pueden ser perforados con fluidos aireados si se quieren utilizar herramientas de telemetría por pulso de lodo MWD. Los pulsos de presión generados para transmitir la señal no se propagan adecuadamente hasta la superficie en fluidos compresibles. Herramientas electromagnéticas EMWD han sido desarrolladas para solucionar este inconveniente. Hasta hace poco los motores de fondo estaban diseñados para funcionar con fluidos incompresibles, cuando estos motores son usados con fluidos aireados, su vida útil y su desempeño se ven afectados. La energía almacenada en un fluido compresible puede por ejemplo sobre-acelerar el motor dañando el rotor o disminuyendo su vida útil. Motores de fondo especialmente diseñados para ser usados con fluidos compresibles ya han sido desarrollados. 1.7.7 Factores Económicos Cuando un pozo es técnicamente viable para ser perforado bajo-balance no significa que también lo sea desde el punto de vista económico. Los costos de la perforación bajo balance varían mucho dependiendo del yacimiento y la sofisticación requerida en el equipo de separación de superficie, en el equipo de inyección del fluido gaseoso y en el sistema de adquisición de datos. Los fluidos del yacimiento dictaminan el equipo de separación requerido, y la presión del yacimiento dicta la necesidad de un equipo de control de presión además de la necesidad de inyección de gas. Hay factores que influyen en la viabilidad económica de un proyecto

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bajo-balance tales como: presencia de zonas con grandes influjos de agua, altas velocidades de penetración o alta productividad lograda con perforación convencional y la logística del área. Zonas con grandes influjos de agua requieren que sean dispuestos y tratados en superficie de una manera ambiental eficiente, el desarrollo de estos sistemas de tratamiento puede llegar a ser muy costoso. Si en áreas en la cuales se perfora convencionalmente, las velocidades de penetración son altas, no se lograra un beneficio económico significativo desde el punto de vista de incremento de velocidad de penetración con la aplicación de la técnica de perforación bajo-balance. Lo mismo ocurre cuando se perforan intervalos muy cortos de formación. Este mismo efecto puede ocurrir cuando se perforan yacimientos que tienen un alto índice de productividad aun perforados conven-cionalmente. En formaciones donde la permeabilidad es muy baja y en las cuales después de perforar bajo-balance aun es necesario hacer un fracturamiento hidráulico tampoco podría ser económico aplicar esta técnica. En áreas de difícil acceso puede ser anti económico perforar bajo-balance por el costo de movilización de equipos y materiales tales como compresores, unidades de nitrógeno, separadores, etc. Un proyecto de perforación bajo-balance es justificable en la medida que disminuya los costos finales de perforación y los costos de estimulación, con un incremento en la productividad.

1.8 CONSIDERACIONES ESPECIALES

La perforación bajo-balance tiene riesgos y peligros adicionales a los encontrados en la perforación convencional, ya que crudo, agua y gas de la formación son producidos durante el proceso. Para asegurar que todos los problemas que tienen que ver con la seguridad y el éxito del proyecto, los siguientes puntos de deben ser cubiertos con el personal involucrado Una revisión técnica detallada del yacimiento y de las facilidades de perforación propuestas. Debe diseñarse un sistema adecuado para control de la presión y el manejo apropiado de los fluidos producidos en superficie además del personal debidamente entrenado en este tipo de operaciones. El diseño de un programa adecuado de circulación e hidráulica del pozo, que garantice la limpieza adecuada del agujero, la estabilidad de las paredes y mitigue el daño de formación. Se deben revisar los procedimientos operativos y las limitantes del yacimiento; las facilidades (máximas presiones de operación, máximos caudales de flujo, quema de gas, almacenamiento de fluidos, etc.). Definir detalladamente los planes de contingencia y respuesta a emergencias. Se debe elaborar un análisis detallado de los riesgos (HAZOP), cubriendo todos los escenarios y problemas operacionales posibles incluyendo: Alta velocidad en el fluido de retorno, erosión en el equipo de superficie, corrosión y explosiones en el agujero, fluidos inflamables de producción en superficie, presencia de H2S o CO2, problemas de estabilidad de agujero.

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1.9 CONTROL DE POZO En perforación convencional la presión hidrostática creada por la columna de lodo proporciona el medio de control primario para prevenir la entrada de fluidos de formación hacia el pozo. En operaciones Bajo-balance esta barrera es intencionalmente reducida o removida y es reemplazada por un control dinámico de presión y flujo en superficie, permitiendo el ingreso de fluidos hacia el pozo. Por consiguiente un incidente de amago de pozo estaría definido por las siguientes situaciones: • El encuentro de una mayor presión

de formación que la tomada como base en la etapa de diseño.

• Mayores caudales de flujo que los tomados como base en la etapa de diseño.

• Perdida de control en el estrangulador conduciendo a mayores presiones o caudales de flujo de los esperados.

En términos generales un evento de control de pozo puede darse en cualquier momento que la presión o los caudales de flujo superen el rango operativo definido en la planeación del pozo.

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2. TÉCNICAS UTILIZADAS EN LA PERFORACION BAJO BALANCE 2.1 SISTEMAS DE FLUIDOS EN

PERFORACION BAJO-BALANCE

Este capitulo suministra una descripción detallada de las diferentes técnicas de perforación fluidos livianos. La principal función de la circulación de los fluidos

en una perforación bajo balance es la de levantar los cortes desde el agujero. La correcta selección del sistema de fluido es la clave para un resultado exitoso. Por esta razón examinaremos con más detenimiento los sistemas y técnicas de fluidos utilizados.

SO_00591 2/4/98

Air

Oil

Weighted Mud(Barite)

7

0.

0 150 20.0

Clasificación de los fluidos

La aplicabilidad de los sistemas de fluidos compresibles está limitada a las condiciones de litología, presión de poro de la formación y donde a pesar de la necesidad de equipo adicional para aplicar la tecnología se logren ahorros en tiempo del equipo de perforación. La perforación con fluidos compresibles incluye: aire o gas seco, niebla espuma y lodo gasificado.

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2.1.1 Inyección Con Aire Seco. En la perforación con aire la principal función de la circulación del aire es levantar y transportar los cortes generados del fondo de pozo a la superficie y sacarlos fuera del pozo. Si el flujo de aire no es adecuado, podría existir un verdadero riesgo de pega de tubería por la acumulación de cortes en el fondo del pozo, especialmente cuando se detiene la circulación de aire para realizar una conexión. En trabajos de perforación con aire es muy importante determinar el flujo requerido del mismo para una adecuada limpieza del agujero.

Hoy, la perforación con aire seco todavía se aplica en la perforación de roca dura (Basamento), y en la perforación de pozos de agua. No se recomienda la utilización de aire en yacimientos de hidrocarburos, puesto que la combinación de oxígeno y gas natural puede causar una mezcla explosiva. Se conocen varios casos donde fuegos en el fondo del pozo han destruido la tubería de perforación, con la posibilidad de incendiarse el equipo de perforación si el fuego alcanza la superficie El flujo de aire ejerce una fuerza sobre cada corte individual opuesto a la gravedad, si la fuerza de arrastre es mayor que la fuerza gravitacional, el corte se moverá agujero arriba. Inversamente si la fuerza de arrastre es demasiado pequeña el corte caerá al fondo del agujero, intuitivamente es claro que la fuerza de arrastre incrementara a medida que el caudal de aire este por encima del incremento de corte. La fuerza gravitacional sobre el corte no estará influenciada por el flujo de aire. Por lo tanto debería existir un caudal de flujo de aire al cual los cortes empiezan a moverse hacia arriba del agujero. A medida que aumenta el caudal de flujo,

la velocidad a la que el corte se mueve debería también incrementar. Es también claro que la velocidad de aire requerida para levantar un corte debera incrementarse a medida que el tamaño del corte aumenta. Los cortes recuperados en superficie durante las operaciones de perforación con aire son a menudo partículas muy finas. De hecho la perforación con aire seco algunas veces es llamado pulverizado (dusting). El transporte de corte es complicado debido a la compresibilidad del aire, a medida que el aire fluye en el anular, las perdidas de presión por fricción aumentan la presión del aire en el fondo del agujero. Así también la masa de los cortes y del aire en el anular y la densidad del aire aumentan directamente proporcional a la presión. En consecuencia la velocidad del aire disminuye a medida que aumenta la profundidad, suponiendo que la geometría del agujero se mantenga constante. La fuerza de arrastre sobre los cortes aumenta con el aumento de la presión del aire y disminuye con la reducción de la velocidad del aire. Esto indica que se requiere un alto flujo de aire para levantar los cortes a medida que los pozos sean más profundos. La temperatura del aire también influye en la densidad, y la temperatura cambiara a medida que el aire fluye a través del pozo. Agujeros Desviados En agujeros desviados la situación es complicada debido a la fricción entre los cortes y la pared del agujero. La fuerza de arrastre debe exceder el efecto combinado de gravedad y fricción para mover un corte a superficie. De lo contrario si la fuerza gravitacional excede el efecto combinado de la fuerza de arrastre y la fricción, el corte se moverá hacia al fondo. Existirá un

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régimen de flujo más o menos estacionario de cortes que se formará en la parte inferior de la inclinación del agujero. Fuerza de Arrastre y Velocidad Terminal. En principio, es posible, modelar el proceso de remoción de cortes mediante el cálculo de la fuerza de arrastre sobre los cortes. Para esto consideraremos la velocidad de asentamiento o terminal de los cortes (Vt). Esta es la máxima velocidad que es alcanzada por una partícula cayendo libremente dentro de una cantidad infinita de fluidos en cuestión. En un agujero vertical si la velocidad de aire se dirige hacia arriba es (Vf), la velocidad de los cortes (Vc), será:

Vc = Vf – Vt A una alta velocidad terminal de cortes se requiere una alta velocidad de aire para transportarlos. Algunos autores predicen caudales de flujo volumétricos de aire mínimos sobre la base de que la velocidad del aire del agujero podría ser por lo menos igual ala velocidad terminal de los cortes.

2.1.2 Inyección De nitrógeno La experiencia con nitrógeno en operaciones de reacondicionamiento de pozos lo convirtió en la primera elección para operaciones de perforación bajo balance, ya que es un gas inerte que entre otras ventajas disminuye la corrosión y evita las explosiones o fuegos en el fondo del pozo. La utilización de Nitrógeno criogénico o líquido en operaciones de perforación es limitada debido a la gran cantidad de Nitrógeno requerida para una operación bajo balance. En operaciones de perforación Bajo Balance el nitrógeno puede ser utilizado como un fluido de perforación o como un componente del fluido de perforación, la principal ventaja respecto al aire es que la mezcla de gases hidrocarburos y nitrógeno no son inflamables, esto evita la posibilidad de incendios en el fondo del agujero. La circulación de gas no tiene que ser nitrógeno puro para prevenir los incendios en el fondo del agujero. La mezcla de aire, nitrógeno e hidrocarburos no son capaces de formar combustión, previniendo que la concentración de oxigeno sea mantenida por debajo del nivel critico. A presión atmosférica, por lo menos 12.8% oxigeno es requerido antes de que sea posible para crear una mezcla inflamable de oxigeno, nitrógeno y metano. La mínima concentración de oxigeno requerida para una mezcla inflamable esta influenciada por la presión existente y puede estar representada mediante la siguiente correlación:

Omin = 13.98 – 1.98 log(P), Donde,

Omin: Porcentaje de Oxígeno

P: Presión Absoluta, Psi

V Aire V Corte

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Contenido de O2 para formar una mezcla explosiva

En esta correlación para una presión de 3000 psi, una mezcla de oxigeno, nitrógeno y metano tiene que contener un poco mas del 8% de oxigeno para ser inflamable, esto representa el nivel de oxigeno en un fluido de perforación al cual efectivamente se elimina cualquier posibilidad de un incendio en el fondo del agujero. Limpieza en el Agujero La circulación del nitrógeno levantara los cortes y el influjo de líquidos, de la misma forma que el aire. Así como en la perforación con aire el flujo en el anular es turbulento. La densidad es la propiedad del fluido que tiene mayor impacto sobre el transporte de cortes. Puesto que la densidad de nitrógeno es ligeramente menor que la del aire a condiciones estándar de temperatura (cerca del 3%), la eficiencia de transporte de cortes será efectivamente la misma, así como el caudal de inyección de aire en superficie. Cuando se decide utilizar inyección de aire o nitrógeno se están comprometiendo dos situaciones: aumento en la eficiencia de la limpieza del agujero y el incremento de la velocidad de penetración, con respecto a los costos que involucra la renta de compresores, carga de combustible, etc. El costo por el incremento del caudal de inyección de nitrógeno es

mucho más grande que el costo por suministro de aire. Actualmente existen dos métodos principales de suministro de nitrógeno para operaciones de perforación los cuales son: Criogénico y Generación por Membrana. 2.1.2.1 Suministro de Nitrógeno

Criogénico El Nitrógeno es ampliamente utilizado en completamiento de pozos, estimulación y operaciones de producción. Para estas aplicaciones, el nitrógeno es usualmente transportado al sitio como un líquido. Puesto que el punto de burbuja del nitrógeno a presión atmosférica es –321 oF, unos tanques criogénicos son necesarios para su transporte a la locación. Una unidad de bombeo de nitrógeno consiste de un motor diesel, bomba de desplazamiento positivo e intercambiador de calor, la bomba toma nitrógeno líquido del tanque criogénico y lo desplaza hacia el intercambiador de calor, donde el calor del motor de la bomba es usado para evaporar el nitrógeno liquido. Tienen un máximo caudal de suministro y una maxima presión de entrega. Para aplicaciones de perforación la unidad de bombeo de nitrógeno reemplaza el banco de compresores y el booster. 2.1.2.2 Generación In-Situ por

Membrana Esta compuesto por filtros de membranas los cuales pueden proveer una fuente de nitrógeno alterno. Como en la perforación convencional con inyección de aire, este tipo de suministro de nitrógeno no requiere de transporte ni almacenamiento de líquido.


LosucodapaEscocofludefibmpompedoesy ve Laflulasmdeniflupr 2. Otnaprpa

está perforando bajo balance un

24

Figura 5. Sistema de filtros de membrana

s compresores de aire convencionales ministran presión a 150 psi, el aire mprimido es enfriado aproxima-mente a una temperatura de 80 F y sa a través de los filtros primarios. tos remueven los contaminantes tales mo polvo, aceite lubricante del mpresor y condensado de agua. El jo de aire pasa a través de los filtros membrana, formados por finas ras polimétricas huecas. Las oléculas ligeras del nitrógeno pasan r debajo de la fibra mientras que las oléculas pesadas del oxigeno netran las paredes de la fibra. Los s gases son separados y el nitrógeno liberado al compresor de alta presion luego al stand pipe y el oxigeno es nteado a la atmósfera.

concentración de nitrógeno en el jo de gas es liberado por los filtros de membranas, el cual puede ser

onitoreado y controlado con un rango sde 92 a 99.5%. La pureza del trógeno es controlado variando el jo de aire de entrada y la contra esión de los filtros de la unidad.

1.3 Inyección De Gas Natural

ra opción es la utilización de gas tural, el cual si está disponible ha obado ser una buena alternativa ra operaciones de perforación. Si se

yacimiento de gas, se puede utilizar un pozo productor cercano ó el gasoducto de producción para obtener el suficiente gas natural, a una adecuada presión para la operación de perforación bajo balance. Esto evita la inyección de aire-oxígeno dentro del pozo y es un sistema económico de perforación cuando se tiene disponible en la localización. El gas natural es usado en vez del aire como fluido de circulación en perforación bajo balance, usando esta aplicación se previene la mezcla de gases inflamables de formación cuando se atraviesa una zona de producción. A diferencia del nitrógeno el gas natural formara una mezcla combustible cuando es desfogado a la atmósfera. Este alto potencial para crear un incendio en superficie requiere algunos cambios en los procedimientos de operación usados en la perforación con aire.

Limpieza del Agujero La densidad del gas natural es generalmente diferente de la densidad del aire, a condiciones similares de presión y temperatura. La gravedad especifica se define como la relación de peso por unidad de volumen del gas en condiciones normales o estándar con respecto al peso del mismo volumen de aire. Hidrocarburos gaseosos tienen gravedad específica que incrementa con el aumento de su peso molecular. Ej.: el metano tiene una gravedad específica de 0.55, el etano 1.05 y el propano 1.55 a condiciones estándar de presión y temperatura. La gravedad especifica del gas natural (densidad dividida entre la densidad de aire) depende de su composición, pero esta en el rango de 0.6 a 0.7, por consiguiente, la velocidad terminal y relación de levantamiento de cortes será diferente a la lograda con

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inyección de aire asumiendo el mismo volumen de circulación. A continuación se muestra la formula donde se observa que la velocidad terminal de trasporte de corte es inversamente proporcional a la raíz cuadrada de la densidad del fluido.

( )fCdcgdcVt

δδ

3.4

= Donde,

Vt: Velocidad Terminal (pies/seg) dc: Diámetro de la Partícula (pies) δc: Densidad de la Partícula

(lbm/pie3) δf: Densidad del Fluido (lbm/pie3) g: Aceleración gravitacional (32.17

pie/s2) Cd: Coeficiente de arrastre El efecto neto es que el volumen de inyección de gas requerida para una eficiente limpieza de agujero es mayor cuando se usa gas natural que cuando se usa aire o nitrógeno. La presión de fondo usando gas natural será menor que perforando con aire para un volumen de inyección que proporcione un transporte de cortes equivalente. Para el gas natural una primera estimación del caudal mínimo de inyección requerido se puede derivar de las gráficos de Angel para perforación con aire, (para una apropiada profundidad y velocidad de penetración) dividiendo este por la raíz cuadrada de la gravedad especifica del gas. Cuando se perfora con gas natural el tamaño del agujero a perforar es cuidadosamente considerado, debido a que cualquier menor desviación o reducción del diámetro del agujero podría reducir significativamente el caudal de inyección

Características de la perforación con aire-gas: • Velocidades de Penetración altas. • Aumenta la vida útil de la barrena. • Aumenta el rendimiento de la

barrena. • Buenos trabajos de cementación.

(Pozo en calibre). • Alta productividad del yacimiento. • No puede manejar grandes influjos

de agua. • Pueden presentarse baches de aire-

agua. • Pueden producirse anillos de lodo en

la tubería si hay influjo de agua • La buena limpieza del pozo depende

de la velocidad en el anular. 2.1.4 Niebla Si los sistemas de gas o aire seco no son apropiados, la inyección de una pequeña cantidad de líquido formará inicialmente un sistema de niebla. El fluido añadido al ambiente gaseoso se dispersará en pequeñas gotas y formará un sistema de perforación de niebla. Generalmente, esta técnica ha sido usada en áreas donde existe influjo de agua de formación y evita algunos problemas que pueden presentarse si se perfora con aire seco. Características de la Perforación con Niebla: • Similar a la perforación con aire

seco con adición de líquido. • Depende de la velocidad en el

anular para remover los cortes. • Disminuye la formación de anillos

de lodo en la tubería. • Volúmenes requeridos de aire-gas

más altos, 30 – 40% más que con aire seco.

• Presiones de Inyección más altas que con aire-gas seco.

• Incorrectas relaciones de aire/gas – líquido produce baches en superficie.

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Existen un número de buenas razones para no hacer niebla, pues esta disminuye la velocidad de penetración y requiere mayores cantidades de aire y con ellos mayor presión de inyección y es un potencial para problemas de corrosión. 2.1.5 Espuma El sistema de espuma estable se logra inyectando una mayor cantidad de líquido y un agente espumante o surfactante. La espuma estable que se utiliza para perforar tiene una textura como la de la espuma de afeitar. Es un fluido de perforación muy bueno con una capacidad de acarreo de cortes muy alta por su elevada viscosidad y una densidad baja, lo que permite tener columnas hidrostáticas reducidas en el pozo.

Trasporte de Cortes con Espuma

En los sistemas de espuma tradicional, una espuma estable mantiene dicha condición incluso cuando retorna a superficie convirtiéndose en un problema si la espuma no se puede romper lo suficientemente rápido. En los antiguos sistemas de espuma, la cantidad de agente antiespumante tenía que ser examinada cuidadosamente para que la espuma se

rompiera antes de que cualquier fluido dejara los separadores. Especialmente en la perforación con sistemas cerrados de circulación, la espuma estable podría causar problemas de sobre flujo por los separadores. Las sistemas de espumas recientemente desarrollados permiten que sean mas fácil de romper y los sistemas de circulación cerrados permite que el líquido sea reciclado, resultando en una disminución en la cantidad de agente espumante y fluido utilizado. En superficie la calidad de la espuma utilizada para la perforación esta normalmente entre 80% y 95 %. Esto significa que entre el 80% y 95% del fluido es gas y el restante porcentaje es líquido, generalmente agua. En el fondo del pozo debido a la presión hidrostática de la columna en el anular, esta relación cambia porque el volumen de gas se reduce al comprimirse. Una calidad promedio en el fondo del pozo esta entre 50% y 60%. Características de la perforación con espuma: • La adición de líquido en el sistema

reduce el influjo de agua. • Alta capacidad de acarreo de cortes

de perforación. • Alta velocidad de penetración por

baja densidad y buena limpieza. • Reduce caudales de bombeo de

líquido por su capacidad de acarreo. • Reduce tendencia de baches dentro

del pozo. • No afecta la remoción de cortes ni la

densidad equivalente de circulación (ECD) cuando se presentan cortes ocasionales en los retornos de la espuma a superficie.

• Es necesario buen control en superficie y condiciones estables en el fondo del pozo.

• Es necesario pre-diseñar el sistema de rompimiento de la espuma en superficie antes de la operación.


• Se requiere equipo adicional en superficie.

Fase continua A continuación se muestra la principal diferencia entre la espuma y la niebla, y la continuidad sus fases. La espuma es definida como un sistema de dos fases teniendo una fase continua de liquido con una fase gaseosa suspendido en burbujas. Por otro lado la niebla es un fluido de dos fases teniendo una fase continua de gas y la fase liquida está suspendida como gotas.

Espuma (0-97% aire)

Edcah Laudmp

La baja densidad de la espuma permite que las condiciones de bajo balance sean establecidas en casi todas las circunstancias. La presión de fondo con espuma tiende a ser más alta que el gas seco o la niebla. Esto reduce la velocidad de penetración. La mayor presión anular con espuma pueden potencialmente reducir la inestabilidad mecánica del pozo. Al mismo tiempo las bajas velocidades anulares, típicas de la perforación con espuma, ciertamente reduce la posibilidad de erosión de la tubería de perforación. La espuma tiene mayor capacidad de acarreo de cortes, debido a que esta depende de la viscosidad mas que la velocidad para limpiar el agujero y en comparación con la técnica de niebla, la espuma requiere menor potencia hidraúlica. Características de la perforación con espuma: • La adición de líquido en el sistema s Agua
Aire/Ga
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Niebla (97-100% aire)

Fase continua del liquido.

stos dos tipos de fluidos tienen iferentes propiedades reológicas, pacidad de acarreo, presión

idrostática y fricción.

alta viscosidad de la espuma permite na mejor en la eficiencia de trasporte e cortes. y la velocidad anular es enor que las que requiere la erforación con aire o niebla.

reduce el influjo de agua. • Alta capacidad de acarreo de cortes

de perforación. • Alta velocidad de penetración por

baja densidad y buena limpieza. • Reduce caudales de bombeo de

líquido por su capacidad de acarreo. • Reduce tendencia de baches dentro

del pozo. • No afecta la remoción de cortes ni la

densidad equivalente de circulación (ECD) cuando se presentan cortes ocasionales en los retornos de la espuma a superficie.

• Es necesario buen control en superficie y condiciones estables en el fondo del pozo.

• Es necesario pre-diseñar el sistema de rompimiento de la espuma en superficie antes de la operación.

• Se requiere equipo adicional en superficie.

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2.1.6 Sistemas Gasificados (Dos Fases)

Si un sistema de espuma es demasiado ligero para el pozo, se puede utilizar un sistema gasificado. En estos sistemas el líquido se gasifica para reducir la densidad.

Transporte de cortes con fluidos gasificados

Hay varios métodos que se pueden utilizar para gasificar un sistema líquido. La utilización de gas y líquido como sistema de circulación en un pozo complica el calculo de la hidráulica. La proporción de gas y líquido debe ser calculada cuidadosamente para asegurar que se utiliza un sistema de circulación estable. Si se utiliza demasiado gas se pueden presentar problemas de descontrol del pozo, limpieza del agujero y por consiguiente pegas de tubería; si no se utiliza suficiente gas, se excede la presión requerida del fondo de agujero y el pozo se convierte en un sistema sobre balanceado que lo puede inducir a perdidas de circulación. Los líquidos gasificados generalmente no contienen surfactante y siempre tiene considerable volumen de liquido bajo condiciones de fondo del pozo. La presión de fondo tiende a ser mayor en

sistemas gasificados que en sistemas de fluido mas ligeros. Las densidades efectivas de los líquidos gasificados se encuentran principalmente entre 0.48 a 0.84 gr/cc. A diferencia de otros fluidos de perforación ligeros (espuma) la fase liquida de los fluidos gasificados es siempre limpiada y bombeada dentro del pozo después de retornar a superficie. Originalmente los lodos aireados constituyen la mayoría de los fluidos de perforación con líquidos gasificados. Las perdidas severas de circulación pueden llegar a ocasionar elevados incrementos operacionales y problemas en la perforación. Existen algunas áreas donde los materiales para perdidas de circulación, cementación y aditivos solo permite recuperar o establecer parcialmente la circulación del pozo. En estas áreas la reducción de la densidad gasificando el lodo de perforación hasta que la presión de circulación sea igual o inferior a la presión de formación, puede llegar a ser una forma económica y efectiva para prevenir las perdidas de circulación. Recientemente los líquidos gasificados se han convertido en los fluidos de perforación predominante usados en la mayor parte del mundo. Su base liquida esta conformada por agua, aceite, diesel o lodo que se gasifican utilizando aire, nitrógeno o menos frecuente por gas natural. Muchas de estas aplicaciones se involucran en desarrollo de pozos horizontales. A diferencia de los pozos verticales, estos son mas propensos al daño de la formación a medida que el intervalo de producción tiende a estar expuesto al fluido de perforación por largos periodos de tiempo. La estimulación en largos intervalos horizontales para vencer el daño a la formación resulta difícil y costosa. Perforar bajo balance evita el daño a la formación y la necesidad de una estimulación. Esto podría reducir considerablemente los costos del pozo aunque los costos de perforación

29


incrementarán debido a un requerimiento de equipo adicional La presión de circulación puede ser controlada ajustando el caudal de inyección de gas y liquido. A menudo la presión diferencial en perforación bajo balance, entre el pozo y los fluidos de formación es muy pequeña, en el rango de 250 a 500 psi.

Características en sistema aireados • Incrementa la velocidad de

penetración • Previene el daño a la formación • Mejora la productividad • Reduce las perdida de circulación • Prueba en tiempo real en la zona de

producción 2.1.7 Perforación Bajo Balance

Con Fluidos líquidos En esta técnica la perforación se realiza con un fluido líquido, cuya columna hidrostática esta intencionalmente diseñada para que permita a la formación fluir durante la operación de perforación. Por lo general el influjo será de hidrocarburos o agua de la formación, y el fluido que regresa a la superficie consistirá de aceite y/o agua, gas natural y el lodo de perforación.

Todas las técnicas descritas anteriormente permiten el ingreso de fluidos de la formación al pozo, pero la reducción en la densidad se logra mediante la inyección de un fluido gaseoso. En este caso trataremos solo el caso en el cual se utiliza únicamente liquido para perforar en condición de bajo balance. Para este tipo de operación se requieren equipos especiales en superficie y subsuelo para monitorear y controlar las operaciones de manera segura. Las presiones sobre las paredes del pozo son necesariamente mayores con un lodo de perforación que con un fluido gaseoso o un fluido de perforación mezclado con gas. Esto permite que la perforación de flujo controlado sea un éxito para muchas aplicaciones donde esto no podría ser técnica o económicamente viable perforar con otras técnicas de bajo balance. Muchas formaciones productivas con alta presión de poro, alta permeabilidad de la formación, o ambas; pueden ser perforadas con esta técnica teniendo equipos en superficie con la capacidad de flujo y presión para el control y manejo de los fluidos. Las mayores presiones en las paredes del pozo permiten que formaciones menos consolidadas puedan ser perforadas bajo balance sin serios problemas de inestabilidad del agujero. La perforación con fluidos líquidos no requiere sistema de suministro de gas, esto conlleva a una reducción de costos de operación diaria comparado con las técnicas de perforación de bajo balance con fluidos gasificados. Otro beneficio adicional es que permitirá el uso de los motores de fondo y las unidades de MWD convencionales ya que no habrá fluido gasificado en el interior de la tubería, haciendo esta


técnica apropiada para la perforación bajo balance de pozos direccionales y horizontales. Para que un fluido de la formación fluya hacia la cara del pozo mientras se perfora, la presión de las paredes del agujero resultante de la presión hidrostática del fluido de perforación mas las perdidas por fricción en el

anular, debe ser menor que la presión de poro de la formación. En otras palabras debería haber una presión diferencial desde el yacimiento hacia la pared del pozo. La formación debe también tener suficiente permeabilidad, para que los fluidos del yacimiento fluyan adecuadamente.

Exla alcliqcucirmupresdirpeanpeprme Enforba

30

Esquema de equipos de superficie para la perforación de flujo controlado

isten dos situaciones distintas donde condición de bajo balance puede ser anzada con un fluido de perforación uido. La mas obvia de estas ocurre ando la densidad equivalente de culación del fluido de perforación es cho menor que el gradiente de la

esión de poro de la formación que ta siendo perforada. Este es ectamente análogo a la técnica de rforación de bajo balance descrita teriormente, que usa fluidos de rforación alivianados para dar una esión a las paredes del agujero nores a la presión de poro.

ciertos casos es posible permitir a la mación que induzca una condición de jo balance, aunque el fluido inicial de

perforación da una mayor presión hidrostática que la presión de poro. La condición real de bajo balance puede entonces ocurrir cuando se perfora con un fluido sobre balanceado en formaciones impermeables dentro de zonas fracturadas naturalmente, y zonas de baja presión causando pérdidas de circulación. Esto conduce a una reducción de la columna hidrostática en la cara del pozo y origina una reducción de la presión hidrostática de los fluidos de perforación en todos los puntos del agujero, esto ocasionará que los fluidos de formación fluyan en la cara del pozo desde los intervalos permeables perforados, originando la introducción

31


de gas y aceite a través de la cara del pozo. Los fluidos de formación tienen una densidad mas baja que el lodo, así que ellos naturalmente disminuyen la presión hidrostática del pozo y permitirán que mas hidrocarburos fluyan hacia el pozo, iniciando así la perforación con flujo controlado. Sin importar cual de los métodos inicia el flujo, el proceso de perforación con flujo controlado continuara por si mismo hasta que la presión hidrostática mas la presión equivalente de circulación iguale la presión de poro del pozo. Una vez esto ocurra el influjo de fluidos de formación hacia el pozo cesara en el momento que las dos presiones se igualen o a medida que la cabeza hidrostática del fluido de perforación exceda la presión de producción de fondo. 2.2 CLASIFICACION DE LA

PERFORACION BAJO BALANCE SEGÚN EL OBJETIVO

2.2.1 perforación de Yacimiento

(UB Reservoir Drilling) El objetivo es perforar con presiones de circulación en fondo de pozo, intencionalmente diseñadas y mantenidas por debajo de la presión de poro de la formación con el fin de inducir el flujo de fluidos. El Objetivo primario es mejorar las estrategias de explotación de Activos y la encomia del pozo mediante la reducción del daño a la formación inducido por la perforación y caracterizando la formación. 2.2.2 Optimización de la

Perforación (Performance Drilling)

Su objetivo es aplicar sistemas de fluidos gasificados, neblinas o espumas para perforar con presiones anulares sub-hidrostáticas con el fin de incrementar la velocidad de

penetración. El objetivo principal es optimizar la economía de perforación. 2.2.3 Perforación con Flujo

Controlado (MPD) MPD es una forma avanzada de control primario de Pozo que típicamente emplea un fluido presurizable en un sistema cerrado, el cual permite un mayor y mas preciso control del perfil de presión en la cara del pozo que el logrado con ajustes en el peso del de lodo y el caudal de la bomba. Opuesto al sistema convencional atmosférico de retorno, MPD asemeja el sistema de circulación de fluido con una Vasija Presurizada.

Comportamiento de la presión de fondo en

perforación convencional y manejo de presión. El proceso de Perforación con Flujo y Presión Controlada (MPD) utiliza una serie de herramientas y técnicas las cuales mitigan los riesgos y costos asociados con la perforación de pozos con limitaciones en el entorno del agujero, mediante el control proactivo del perfil de presión hidráulica en el anular. MPD incluye el control de la contra presión, densidad y propiedades reológicas del fluido, nivel de fluido en el anular, pérdidas por fricción y geometría del agujero o la combinación de las mismas.


MPD permite rápidas acciones correctivas para el control de las variaciones de presión observadas. La capacidad de control dinámico en la presión anular facilita la perforación de prospectos que de otra manera serían económicamente no viables. Las técnicas de Perforación con Flujo Controlado (MPD) pueden ser usadas para evitar el influjo de fluidos de la formación. Cualquier flujo accidental en el sistema será controlado de manera segura usando los procesos adecuados. Se requiere un sistema de retorno de lodo “Cerrado y Presurizable” • Cabeza Rotativa de Control RCH –

Diseño adecuado para el equipo de perforación

• Múltiple de Estrangulación • Válvulas de Contra Presión (VCP)

para la tubería de perforación (Se recomienda del

• tipo recuperables con línea de Acero)

Categorías De MPD Reactiva – La técnica es una forma pasiva de Well Control, enfocada a la reacción eficiente a las sorpresas presentadas en el agujero. Proactiva – La técnica se usa es su máxima efectividad para mitigar un amplio rango de peligros en perforación. Los programas de Fluidos y Revestimientos están diseñados para perforar con la capacidad de ajustar la presión de fondo (BHP) con mínimas interrupciones en superficie. (Grandes beneficios en programas Costa Afuera). MPD proactivo reduce radicalmente los tiempos no productivos. Las herramientas desarrolladas y probadas en la práctica segura de Perforación Bajo Balance son aplicables a la técnica de MPD en todos los equipos de perforación en Tierra y Costa Afuera.

2.2.3.1 Capa De Lodo Presurizada (Mud Cap)

Esta técnica se aplica en pozos con zonas de perdidas total de circulación y esta enfocada a reducir el tiempo no productivo (NPT) en perforación de zonas altamente depletadas. La perforación con capa de lodo permite continuar la perforación sin incurrir en altos costos de lodo asociado con la perdida, reduciendo además el riesgo de incidentes de descontrol de pozo. Con esta técnica, las perdidas masivas de fluido se transforman en un punto positivo para reducir los costos de lodo, permitir mejor control de pozo, menores tiempos no productivos y aumentar la velocidad de perforación. El procedimiento consiste en sobre balancear el pozo en zonas de perdida y bajo balancearlo en el yacimiento. Esto permite al pozo fluir desde el yacimiento dentro de la zona de perdida. Pardissobcoltrapozconanuactdurvia

Inyeccion de Fluido por TP

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a conseguir esto se instala un positivo rotativo de control RCH re el conjunto de preventores, y una umna de lodo pesado es bombeada a vés del anular hacia el fondo del o. Esta columna, en combinación la contrapresión aplicada en el lar por medio de la cabeza rotativa úa como barrera anular tanto ante la perforación como durante los jes. Al mismo tiempo se continua

Zona de Perdida

Yacimiento

Capa de Lodo Flotantepresurizada

Capa de Lodo

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perforando usando un fluido de sacrificio, liviano, compatible con la formación y de bajo costo como el agua. La capa de lodo previene que el lodo y los cortes fluyan hacia la superficie. Los cortes de perforación son inyectados en una zona de perdida superior junto con el fluido de sacrificio. Los beneficios ofrecidos por esta técnica se materializan cuando en operación la presión de superficie podría estar por encima de los limites de seguridad del equipo de control primario y cuando se perfora en zonas potencialmente productoras de gases tóxicos como H2S y CO2. Las ventajas y beneficios de esta técnica son: • las perdidas de un fluido de

sacrificio de bajo costo mejor que perder volúmenes significantes de un lodo pesado costoso en la técnica convencional.

• Dependiendo de las características de zonas peligrosas, los cortes pueden ser simplemente inyectados dentro de estas zonas, eliminando la necesidad de limpiar y disponer los cortes en superficie.

• El uso de un fluido liviano para continuar la perforación, conduce eventualmente a un aumento en la velocidad de perforación, ahorrando tiempo en equipo de perforación y en el costo en lodos pesados.

2.3 CLASIFICACIÓN IADC La asociación internacional de contratistas de perforación en su búsqueda hacia la estandarización de las normas y/o procedimientos de las operaciones de perforación, ha conseguido la certificación y clasificación de los sistemas de perforación bajo balance.

2.3.1 Clasificación Por El Riesgo

NIVEL OBSERVACIONES

5La presión maxima proyectada en superficie excede la maxima presion de operacion de los equipos de bajo-balance, pero es menor que la presion de operacion del conjunto de preventores. Una falla catastrofica tiene

4 Produccion de hidrocarburos. La maxima presion de cierre es menor que la presion de operacion de los equipos de Bajo-Balance. Una falla catastrofica

3No hay produccion de hidrocarburos - Geotermia. La maxima presion de cierre es menor que la presion de operacion de los equipos de bajo-balance. Una falla catastrofica tiene consecuencias serias inmediatas

2Pozo capaz de fluir naturalmente hacia superficie, pero que permite utilizar los metodos convencionales de matar el pozo. Tiene consecuencias limitadas en caso de una falla catastrofica del equipo.

1 Pozo incapaz de fluir naturalmente a superficie, pozos inherentemente estable y con bajo riesgo desde el punto de vista de control de pozo.

0 Pozos perforados para optimizacion de los tiempos de perforacion en zonas que no contienen hidrocarburos

2.3.2 Clasificación Por El Tipo

De Aplicación Clase A – Perforación en balance o cerca al balance: En esta técnica la presión hidrostática ejercida por la columna de fluido en la cara de la formación esta en balance o levemente por encima de la presión de formación, por lo tanto no se induce el influjo de fluidos de formación dentro del pozo. Esto puede ser logrado con fluidos líquidos de baja densidad o con fluidos gasificados. Clase B – Bajo Balance Se utiliza cuando las condiciones de presión y fluidos en el yacimiento son bien conocidas, y los riesgos pueden ser predecidos. La columna de lodo que ejerce el control primario en perforación convencional es reemplazada por una columna de fluido cuya presión en la cara de la formación será inferior a la presión de poro de la formación y el control se realizara en superficie mediante el manejo de la presión anular y flujo de retorno.

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2.3.3 Clasificación Por Tipo De Fluido

NIVEL SISTEMA DE FLUIDO

GRAVEDAD ESPECIFICA

PESO EQUIVALENTE

DE LODO1 Gas 0.00 - 0.02 0.0 - 0.22 Niebla 0.02 - 0.07 0.2 - 0.63 Espuma 0.07 -0.6 0.6 - 5.04 Liquido Gasific 0.55 - 0.9 4.5 - 7.55 Liquido >> 0.7 >> 6.0

2.4 TECNICAS ESPECIALES Para seleccionar una apropiada técnica de perforación es importante considerar y determinar si el yacimiento es potencialmente aplicable a las condiciones de bajo balance. Así mismo la estabilidad del pozo y su rentabilidad económica en miras hacia la efectividad de la operación. La perforación bajo balance es técnicamente viable en casi todos los escenarios o situaciones. Habrá muchas instancias en donde involucre los costos por procedimientos operacionales (costo-beneficio). La misma técnica de perforación no tiene que ser usada en un completo programa de perforación de un pozo. Se debe tener en cuenta siempre las evaluaciones técnicas y económicas según los requerimientos del pozo y su aplicación. 2.4.1 Perforación Con Unidades

De Snubbing La perforación snubbing es una operación de perforación bajo balance que involucra el uso de una unidad de snubbing. El costo adicional de estos equipos puede ser justificado si se esperan formaciones de altas presiones e incontrolables perdidas de circulación. A menudo las consideraciones para la seguridad del personal provee las

razones necesarias para perforar con unidades de snubbing, si se esperan gases ácidos habría una motivación adicional. La unidad de snubbing incluye el uso de un conjunto de preventores de seguridad que permite a la tubería de perforación ser corrida hacia adentro ó hacia fuera del agujero con presión en el anular, aun cuando el peso de la tubería de perforación es insuficiente para vencer la presión que tiende a expulsar la tubería fuera del pozo (Situación de tubería Liviana). Las unidades de Snubbing pueden ser usadas para perforaciones bajo balance, en donde los inconvenientes por presiones de fondo no pueden ser manejados por la perforación convencional.

Unidad de Snubbing (equipo de empuje de tubería)

Dentro del proceso de perforación con Snubbing se toman consideraciones del diseño del pozo, costos, y los posibles problemas esperados, los cuales tenemos: • Altas presiones del anular en

superficie • Fracturas verticales

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• Severas perdidas de circulación • Operaciones de Stripping con altas

presiones • Costos de los fluidos de perforación • Limitación en equipos de superficie • Consideraciones de seguridad para

el personal y equipos 2.4.2 Tubería Flexible Después de surgir el concepto de utilizar una sarta continua de tubería para correr rápidamente herramientas y mejorar los mantenimientos de pozos, la industria desarrolló variantes de equipos de superficie con sistema hidráulico para manipular la tubería y suministrar el servicio auxiliar necesario. Estos equipos podían montarse sobre grandes bases y camiones, llamados unidades de tubería flexible. La unidad integrada de Tubería Flexible tiene consigo una tubería continua la cual puede ser metida o sacada del agujero a altas velocidades por encima de 200 ft-min., y a altas presiones por encima de 10000 psi.

Unidad de Tubería Flexible El componente clave de una Unidad de Tubería Flexible es la cabeza inyectora. Hoy en día las grandes cabezas inyectoras pesan varias toneladas y pueden jalar pesos hasta de 200000 lbs. El primer equipo de Tubería Flexible fue construido en 1964 por la Compañía California y fue empelada

para remover arenas e implementado en otros trabajos de mantenimiento en Louisiana. Un equipo de Tubería Flexible consiste de cinco subsistemas básicos • Cabeza Inyectora • Carrete de Tubería • Preventor de reventones • Unidad de Poder Hidráulico • Consola de control La tubería flexible se caracteriza por poseer tubería continua de diámetros pequeños, que van desde 1” hasta 2” de uso general y de 2 3/8” hasta máximo de 2 7/8” para peroración. Esta puede ser corrida como apareje de producción y en operaciones de bajo balance. Los sistemas de tubería flexible pueden se corridas dentro y hacia fuera del agujero con mayor facilidad y el armado del equipo es mucho mas simple. Una consideración a tener en cuenta con tubería flexible, es la fuerza de corte de los arietes de corte. Se debe verificar que los arietes de corte efectivamente cortaran la tubería y cualquier sistema de cable de acero o línea de control dentro de la tubería . Ventajas No requiere de conexiones, tiene un conjunto compacto de preventores de reventones, mantiene altas presiones de superficie, puede reemplazar las operaciones de stripping con equipos rotatorios y puede reemplazar las operaciones de snubbing, línea de cable rígido hace a los sistemas MWD más simples en fluidos gasificados, no se requiere un sistema de empuje/retención de tubería, trabajo posible de perforación a través de la tubería de producción, los costos son más bajos.


Desventajas El peso sobre la barrena es limitado, diámetro de la tubería de revestimiento y el diámetro del agujero están limitados por las perdidas de presión de inyección, espacio y logística limitados para operaciones costa afuera y los equipos de perforación requieren grandes estructuras, poca maniobra-bilidad en caso de pegas, la limpieza del agujero es más crítica, tiene un alto potencial para colapso de la tubería en pozos de alta presión. 2.4.3 Perforación Con Martillos La perforación con martillo normalmente es usada cuando se perfora con gas seco, niebla o espuma, en formaciones duras, en donde las barrenas convencionales no tienen mucha eficiencia y el espesor de dichas formaciones sea significativo para que el uso de este método sea económicamente viable. El martillo es actuado y/o activado por el flujo del fluido de perforación que pasa a través de la herramienta. El martillo toma la energía del flujo para realizar el ciclo de hacer que la barrena impacte contra la roca, levantar la barrena y volver a impactar repetidamente

El golpe entre los dientes (insertos) de una barrena percutora y la roca causan un rompimiento en los puntos del impacto, por el esfuerzo compresivo La perforación con martillo no es apropiada en rocas suaves, particularmente lutitas. Incluso no debería ser usado en un intervalo corto de roca dúctil que será penetrado. Uno de los principales beneficios de la perforación con martillo es la alta velocidad de penetración en rocas duras, con un bajo peso sobre la barrena. Es muy difícil obtener suficiente peso sobre una barrena tricónica cuando se perforan rocas duras cerca de la superficie. Con martillos, el peso solo necesita ser suficiente para asegurar que la barrena esta en contacto con el frente de trabajo. La acción del martillo suministra la energía para romper la roca, y no la rotación de la sarta o el peso sobre la barrena. En esta situación un martillo puede ser muy benéfico. La velocidads de penetración con martillo de perforación pueden ser significativamente mas altas que para la perforación convencional (rotaria) usando el mismo fluido de perforación. Otro beneficio potencial de esta técnica (sobre la perforación con rotaria) es que reduce la velocidad de la rotaria y el peso sobre la barrena, lo cual puede

36

Barrena percutora de insertos

Ya que la roca rompe en tensión, el proceso de fracturamiento es muy eficiente.

incrementar la vida útil de los componentes de la sarta. El desgaste abrasivo es mucho mas reducido y la vida de la sarta por fatiga puede ser mejorado debido al numero reducido de las revoluciones para perforar una distancia dada.


Ventajas • Requiere muy bajos pesos sobre la

barrena • Alta fuerza compresiva en la

barrena • Mínima tendencia a la desviación • Excelente vida de la barrena, las

barrenas a menudo son re-utilizables en los siguientes pozos

• Excelente tiempo de fondo, pocos viajes mejora el promedio de la velocidad de penetración

• Mejora la velocidad de penetración 2.5 MÉTODOS DE INYECCIÓN Si se requiere reducir la densidad de un fluido, puede seleccionarse la inyección de gas dentro de la corriente del fluido. Esto ofrece una elección más amplia no sólo dentro del gas utilizado, sino también del modo en que el gas es utilizado en el pozo. Normalmente el gas natural o el nitrógeno se utilizan como gas de inyección aunque tanto CO2 como O2 pueden ser utilizados. Sin embargo, no se recomienda ningún gas que contenga oxígeno por dos razones básicas. La combinación de oxígeno y fluidos salinos con las altas temperaturas del fondo del pozo causan una corrosión severa en la tubería utilizada en el pozo, tanto en el revestimiento como en la sarta de perforación. Adicionalmente, si durante el proceso de perforación llegan a entrar hidrocarburos en el pozo, lo cual es de esperarse en un ambiente de bajo balance, una situación potencialmente explosiva puede presentarse, resultando en un incendio en fondo de pozo. Varios métodos de inyección de gas están disponibles para reducir la presión hidrostática, y son tratados a continuación:

2.5.1 Inyección Por Medio De Sarta Parásita

Consiste en la utilización de una pequeña sarta (parásita) sujetada a la parte exterior del revestimiento para la inyección de gas en un punto determinado del anular. Realmente sólo se utiliza en pozos verticales. Por razones de seguridad dos sartas de tubería flexible de 1" o 2" se sujetan al revestimiento que será sentado justo arriba del yacimiento a medida que el revestimiento es corrido dentro del pozo. Mediante este sistema, el gas es inyectado a través de la tubería parásita en el anular. La instalación de una sarta de revestimiento de producción y la corrida de dos sartas parásitas hacen de esta una operación complicada. Se requiere la adaptación de la cabeza del pozo para proporcionar conexiones en superficie para los tubos parásitos. El sistema no puede ser utilizado en pozos desviados, ya que el tubo parásito es arrancado con el revestimiento sobre el lado inferior del agujero.

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Método de Inyección a través de sarta parásita


Problemas Asociados Con La Sarta Parásita • La sarta parásita tiene que ser

planeada antes de que el pozo se lleve a cabo.

• Las sartas parásitas son costosas debido a que se deben perforar grandes agujeros y debido al tiempo que toma para correr la tubería de revestimiento.

• Las sartas parásitas son frágiles, se pueden romper mientras se corre la tubería de revestimiento.

• La tubería de revestimiento no puede ser reciprocada o rotada durante la cementación

• Las sartas parásitas se pueden taponar durante la corrida y la cementación

2.5.2 Inyección Con Sarta

Concéntrica (Anular) La inyección anular de gas a través de una sarta concéntrica, ha sido mas usada en las operaciones mar adentro, en el Mar del Norte. Este método es bueno, si se tiene un esquema de completamiento con tubería de producción (tubing) o un revestimiento apropiado está instalado en el pozo. En el caso de un pozo nuevo, una sarta corta de revestimiento (liner) deberá ser sentada justo en el tope de la formación objetivo. Esta tubería es luego extendida hasta superficie utilizando un colgador de tubería de producción, modificado para suspender la sarta o revestimiento temporal (tie-back). El gas es inyectado por el anular conformado entre el revestimiento del pozo y la sarta de revestimiento temporal, para facilitar la obtención de la presión de fondo requerida durante la operación de perforación. La sarta de revestimiento temporal es recuperada antes de la instalación del completamiento final del pozo. Existe una alternativa para el caso de un pozo antiguo, el cual tiene

el completamiento instalado e incorpora mandriles para válvulas de levantamiento por gas. Estos pueden ser calibrados para proporcionar las presiones de fondo necesarias durante la operación de perforación. La desventaja que se tiene con este tipo de operación es que el tamaño del agujero y las herramientas requeridas están restringidas por el mínimo diámetro interior del completamiento. La ventaja principal de éste sistema es que la inyección de gas continúa durante las conexiones, creando así presiones de fondo de pozo mas estables. Al mismo tiempo que el gas es inyectado por vía anular, un fluido de fase única es bombeado a través de la sarta de perforación. Esto tiene la ventaja de que las herramientas de MWD y motores convencionales pueden ser operadas, lo cual puede tener un efecto positivo en el costo operacional de un proyecto.

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Método de Inyección a través de revestimiento concéntrico

Las desventajas que este sistema tiene, es que un debe tenerse disponibilidad de un esquema adecuado de


completamiento / revestimiento y el punto de inyección deberá estar localizado suficientemente profundo para obtener las condiciones de bajo balance requeridas. Puede haber algunas modificaciones requeridas en la cabeza de pozo para la instalación de la sarta de revestimiento temporal y el sistema de inyección de gas. La sarta concéntrica tiene el mismo objetivo que la sarta parásita. Si el gas fuera continuamente inyectado sin detener el sistema de circulación, puede ser posible alivianar la columna de lodo y limitar las presiones de surgencia durante las conexiones. 2.5.3 Inyección Directa. Se inyecta gas comprimido al múltiple de la línea de inyección donde se mezcla con el fluido de perforación. La principal ventaja de este sistema es que no se necesita equipo especial en fondo de pozo. Para evitar el contraflujo por el interior de la tubería es necesario utilizar las válvulas anti-retorno (Float Valve).

perforación son normalmente más bajas que con un sistema de inyección de gas anular o por sarta parásita. Utilizando este sistema se pueden conseguir bajas presiones en fondo de pozo con menores volúmenes de inyección. Las desventajas de este sistema incluyen la necesidad de parar el bombeo y aliviar la presión remanente, atrapada en la sarta de perforación cada vez que se hace una conexión. Esto ocasiona incrementos en la presión de fondo y puede ser difícil obtener un sistema estable y evitar los picos de presión en el yacimiento. La utilización de herramientas de MWD del tipo de pulso de lodo es posible solamente hasta concentraciones del 20% de gas en volumen. Si se utilizan volúmenes de gas más altos, el sistema convencional de transmisión de presión por pulso utilizado en sistemas de MWD o LWD dejará de funcionar. Herramientas especiales de MWD tales como las electromagnéticas, deberán ser utilizadas cuando se usa un alto volumen de inyección de gas y se requiere control direccional. Estas

39

Método de Inyección a través de sarta de perforación

Los caudales de inyección de gas utilizadas al perforar con el sistema de inyección a través de la tubería de

herramientas, sin embargo, no funcionan muy bien en operaciones mar adentro o si se perforan cantidades significativas de evaporitas. Una alternativa es conectar la herramienta de MWD desde el fondo del pozo hasta superficie mediante un cable eléctrico. Esta técnica ha sido usada con éxito en operaciones de perforación con tubería flexible (coiled tubing drilling). Si se va a utilizar tubería de perforación pueden utilizarse conectores húmedos (wet connectors ), sin embargo, el tiempo adicional requerido para utilizar esta técnica puede ser una limitante. Una desventaja adicional de la inyección de gas a través de la tubería de perforación es la impregnación del gas dentro de cualquier sello de caucho en las herramientas de fondo de pozo. Los motores de desplazamiento positivo

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(PDM), tienden a fallar cuando los componentes de caucho se impregnan con el gas de inyección y luego son sacados hasta superficie. Una vez que el viaje es realizado, el caucho puede explotar o hincharse como resultado de la expansión del gas que no puede dispersarse fuera del estator lo suficientemente rápido. Este efecto (descompresión explosiva) destruye no sólo los motores PDM, sino que también afecta cualquier sello de caucho utilizado en fondo de pozo, resultando en un grave problema de falla de los motores, que puede ser muy costoso para la operación de perforación. Componentes especiales de caucho y el diseño de los motores han sido desarrollados y modificados para permitir esta expansión. La mayoría de proveedores de motores PDM pueden ahora proporcionar motores especial-mente diseñados para ser usados en este tipo de ambientes de fondo de pozo. Sin embargo, si se considera la inyección de gas a través de la tubería de perforación, la utilización de turbinas de metal (turbo drill) debería ser considerada dependiendo de las demandas de aire o gas de la operación. Deberán de tomarse las precauciones correspondientes cuando se va a desenroscar la herramienta de fondo, en el caso de que exista alguna presión atrapada en los componentes del BHA. 2.5.3.1 Sustitutos de

Circulación.(Jets Sub) Se utiliza en el sistema de inyección de gas a través de la sarta de perforación, para crear un punto intermedio de inyección en el anular a través de este sustituto, para reducir el peso de la columna de fluido y a la vez separar la columna hidrostática en dos y ayudar a recuperar el retorno en superficie.

Dinámica del equipo Jet Sub La selección del tamaño de la boquilla determina la cantidad de aire a ser inyectado y pasado a través del sustituto (Los Jets o boquillas son similares a las boquillas de las barrenas). Por las características de flujo de salida en la boquilla, que es generalmente turbulento, se debe utilizar siempre dentro de la tubería de revestimiento y no salirse a formación porque puede socavar la misma. Es por ello que al bajar con los jet sub o sustitutos de circulación en la sarta de perforación, se recomienda calcular el avance teórico que va a tener la barrena y así ubicarlo en la sarta. Por ejemplo, si tenemos la zapata superior a 900 m y la barrena perforará un estimado de 300 metros el jet se ubicará a 550 m de profundidad, cumpliendo siempre que este quede por debajo del nivel fluido. No se recomienda el uso de jet sub, cuando se utilicen fluidos espumados, porque afectara negativamente sobre la limpieza de agujero.


2.5.3.2 Válvulas de contrapresión (no recuperables)

Las válvulas tipo charnela no recuperables siempre han sido utilizadas en las operaciones de perforación bajo balance, ofreciendo una barrera de seguridad mediante la eliminación de cualquier fluido de retorno que pueda regresar a través de la sarta de perforación. Herramientas y procedimientos específicos son utilizados cuando viajamos, para asegurar que toda la presión dentro de la sarta sea liberada antes de realizar cada conexión.

Válvula de contra presión tipo charnela

2.5.3.3 Válvulas de contrapresión (recuperables)

Son Válvulas de contrapresión (VCP) tipo resorte, pueden ser recuperadas con línea de acero.

Válvula de C Debido a laperforación bllega a ser unecesario tedentro de lasobre la barreperforación. de conexión válvula cuandde la zapata de iniciar a p

41

ontra presión tipo recuperable

naturaleza critica de la ajo balance la aplicación na practica estándar, y es ner mínimo dos válvulas sarta de perforación una na y la otra en la sarta de

Para disminuir los tiempos se recomienda colocar una o se esta a la profundidad

y otra en fondo justo antes erforar.

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3. APLICACIONES DE LOS SISTEMAS DE PERFORACION BAJO BALANCE Antes de que la operación de perforación bajo balance sea emprendida, se necesita realizar una profunda evaluación del yacimiento. No sólo se requiere una presión del yacimiento exacta, sino que el mecanismo de daño debe ser bien comprendido para asegurar que los beneficios requeridos, son en efecto posibles. Ciertos pozos o yacimientos son buenos candidatos para las operaciones bajo balance y resultan en un recobro mejorado. Otras formaciones o campos pueden no ser convenientes para la perforación bajo balance por una variedad de razones. Un resumen de estas razones es listado a continuación: Yacimientos que se beneficiarán de la perforación bajo balance: • Formaciones que usualmente sufren

daño mayor durante las operaciones de perforación o completamiento.

• Formaciones que usualmente exhiben alta tendencia a las pegas diferenciales y pérdida de tubería.

• Formaciones que exhiben zonas de alta pérdida de circulación o invasión de fluidos durante la perforación o el completamiento.

• Pozos con largas fracturas macroscópicas.

• Pozos con formaciones masivas heterogéneas o altamente laminadas que exhiben diferencias en permeabilidad, porosidad o garganta de poro a través de ellas.

• Yacimientos de alta productividad con media a alta permeabilidad.

• Formaciones sensitivas a los fluidos de perforación

• Formaciones que generalmente se experimentan muy bajas velocidades de penetración en condiciones sobre balanceadas.

Yacimientos que generalmente no se beneficiarán de la perforación bajo balance: • Pozos en áreas de muy bajo costo

de perforación convencional. • Pozos de extremadamente baja

permeabilidad. • Formaciones pobremente conso-

lidadas. • Pozos con baja estabilidad de la

pared de la formación. • Pozos con zonas laminares de

matriz vagamente cementada. • Pozos que contienen múltiples zonas

de diferente presión. Es ideal que se realice un estudio de compatibilidad entre una muestra de formación (núcleo) y el fluido de perforación y los fluidos producidos del yacimiento. Es importante revisar el potencial para la formación de escamas o costras y emulsión antes de que las operaciones de perforación sean aplicadas. Un estudio geomecánico para determinar la estabilidad y el índice de resistencia a la compresión no confinada (UCS) de la zona de interés deberán ser determinadas para verificar que la trayectoria propuesta para el pozo es estructuralmente capaz de ser perforada con la caída de presión diseñada para la formación. El objetivo de la perforación bajo balance es limpiar el yacimiento, no que el pozo produzca a su máxima capacidad. Se debe saber si existen probabilidades de que el yacimiento produzca, ya que un influjo de agua puede tener efectos significativos sobre el proceso de bajo balance. Es importante que se analice la productividad esperada con los ingenieros de yacimientos para obtener una buena indicación de si la perforación bajo balance será beneficiosa en dicho caso.

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Una vez que las condiciones del yacimiento son comprendidas, y que se ha probado no solo que es ventajoso perforar el pozo bajo balance sino que el perfil propuesto del pozo es también suficientemente estable, puede seleccionarse el equipo de superficie. 3.1 CEMENTACIÓNES

NITROGENADAS Una de las aplicaciones más usadas en el proceso de bajo balance es la cementación nitrogenada, utilizada en reservorios donde la presión de formación es baja naturalmente y también en formaciones que han sufrido caída de presión por producción del campo (depletados). El cemento nitrogenado consiste en preparar la lechada convencional y paralelamente se va creando una espuma con nitrógeno más aditivos. En el momento de tener ambas condiciones (espuma estable y peso de lechada) se inicia con el bombeo de ambas por la misma línea, hasta completar el volumen necesario para completar la zona anular a cementar, para todos estos procesos el control del mezclado y la lectura de la densidad de inyección deben de ir muy precisos, debido a que la calidad en la terminación y capacidad de producción del pozo dependerán de ello. Por la porosidad de este tipo de cementación no es recomendable la utilidad en geotermia, debido a las altas temperaturas de producción y a la posible canalización de los gases H2S y CO2, los cuales, tienden a canalizar la cementación una vez que esta se encuentra en proceso de fraguado, esto sucede cuando el cemento deja de tener su estado líquido y empieza a tomar consistencia, perdiendo las capacidades de presión hidrostática, que es cuando el gas aprovecha el anular y sube, canalizando la cementación.

3.2 YACIMIENTOS DEPLETADOS. Los yacimientos depletados son aquellos que por su característica de producción han perdido presión en la formación, teniendo como resultado una columna hidrostática decreciente por falta de energía en el mismo. Esto genera que al perforar zonas porosas, con presión de poro y gradiente de fractura bajas, se presenten perdidas de circulación, y pegas de tubería por diferencial, por ende, incrementa los costos de operación por recuperación de lodo (base agua o aceite) e intentos de despegue de herramienta. El uso de la perforación bajo balance es una herramienta adecuada para perforar con un fluido cerca de balance, reduciendo los costos de generación de lodo, debido a que al obtener el balance del fluido en el pozo, las pérdidas de circulación y pega diferencial de tubería. 3.3 YACIMIENTOS

FRACTURADOS Los fluidos de perforación pueden reducir la producción de yacimientos o formaciones fracturadas. Solo causando el hinchamiento dentro de sus fracturas. En pozos horizontales muy menudo se interceptan formaciones fracturadas, causando perdidas de circulación o pega diferencial de tubería. Las formación de caliza y carbonatos son candidatos potenciales para las aplicaciones de bajo balance. La mayoría de fluidos de baja densidad usados en estas aplicaciones permite que el pozo fluya o aporte, así minimizando el menor daño a la formación y costos adicionales por perdidas parciales o en su totalidad del fluido en estas formaciones.

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3.4 POZOS HORIZONTALES O DESVIADOS

Los pozos horizontales pueden incrementar el recobro de los hidrocarburos, pero también incrementa el tiempo de perforación en zonas de producción. Sin embargo, la mayor preocupación asociada en operaciones de perforación horizontal es el daño a al formación. Pozos horizontales requieren mayor tiempo de perforación dentro del objetivo de producción que en pozos verticales. Las operaciones de perforación y completamiento de pozos horizontales en condiciones de bajo balance pueden significar una reducción o la eliminación del daño a la formación. Los pozos horizontales son candidatos potenciales para aplicaciones de bajo balance donde la estabilidad del agujero no sea un problema.

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4. EQUIPO DE PERFORACION BAJO BALANCE El manejo adecuado de los fluidos inyectados y producidos durante una perforación en condición de bajo-balance requiere de un equipo de control en superficie apropiado. La configuración y requerimientos del equipo de control de flujo esta basado en las características de cada pozo, como profundidad, tamaño del agujero, caudal de fluidos inyectados, caudal anticipado de fluidos producidos, cantidad de sólidos, la naturaleza de los

fluidos del yacimiento (gas, crudo, agua, H2S), máximas presiones esperadas y el tipo de sistema de fluido seleccionado. Este sistema además debe permitir el control preciso de la presión del anular mientras se perfora, y debe permitir realizar conexiones de manera segura tanto con el pozo fluyendo como con el pozo cerrado. Finalmente debe permitir el viaje de tubería con presión en el anular.

4.1 CABEZA ROTATORIA Una cabeza rotatoria es un dispositivo que se instala sobre el preventor anular para desviar el flujo de los fluidos en superficie y además proporciona un sello alrededor de la tubería de perforación aislando la presión y fluidos del anular del piso de perforación,

permitiendo fluir el pozo o cerrarlo de manera segura en cualquier momento. Inicialmente fueron usadas en operaciones de perforación convencional para mejorar la seguridad y la protección ambiental.

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El IADC los denomina genéricamente como Dispositivos Rotatorios de Control. (RCD). Los dos elementos críticos en todo dispositivo rotatorio es el medio por el cual se realiza el sello alrededor de la tubería de perforación y el rodamiento que permite la rotación del sello con la sarta de perforación.

Las cabezas o dispositivos rotatorios pueden ser del tipo activo o pasivo dependiendo de la forma en la cual actúa el elemento de sello sobre la tubería. En las cabezas de sello activo, el sello alrededor de la tubería es asistido con presión hidráulica controlada dependiendo de la presión en el anular (Weatherford serie 3000).

En las cabezas pasivas el diseño geométrico del elemento sellante hace que este se auto-ajuste alrededor de la tubería a medida que la presión anular aumenta. (Weatherford serie 1000, 7000, 7100, 8000 y 9000)

IP 10001000 psi Operación

71002500 psi Operación


8000 / 9000500 psi Operación

IP 10001000 psi Operación



8000 / 9000500 psi Operación

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4.2 COMPRESORES Y BOOSTERS

Los mas usados son los de desplazamiento positivo y dinámicos.

Los compresores de desplazamiento positivo permiten modificar la presión de descarga dentro de un gran rango, sin alterar apreciablemente el gasto de flujo a través de la máquina.

Los compresores dinámicos al incrementarse la presión de descarga se reduce el caudal de flujo. Es indispensable en muchas ocasiones mantener el gasto constante y modificar la presión de inyección. Por esta razón en perforación neumática los compresores comúnmente usados son de tipo reciprocante de desplazamiento positivo de 2 y 3 etapas.

En pozos de aceite se utilizan compresores reciprocantes que proveen aire desde 400 a 1200 pie3/min a una presión máxima de 300 a 350 psig. La capacidad de los compresores de tornillo helicoidal de desplazamiento positivo de dos etapas, proveen caudales de aire entre 750 a 800 pie3/min a una presión de 300 psig.

Por lo general los compresores y bombas compresoras disponen en sus respectivas descargas de un sistema de refrigeración que mantiene la temperatura de flujo entre 150 y 200 oF, de lo contrario, la bomba compresora se puede recalentar dañando su estructura interna, igualmente el empaque del buje giratorio y la manguera puede quedar fuera de servicio por las altas temperaturas.

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Principios Básicos De Operación De Los Compresores

Compresor de pistón

Principios de Trabajo de los Compresores de Pistón

El compresor de pistón es uno de los más antiguos diseños de compresor, pero sigue siendo el más versátil y muy eficaz. Este tipo de compresor mueve un pistón hacia delante en un cilindro mediante una varilla de conexión y un cigüeñal. Si sólo se usa un lado del pistón para la compresión, se describe como una acción única. Si se utilizan ambos lados del pistón: la partes superior e inferior, es de doble acción.

La versatilidad de los compresores de pistón no tiene límites. Permite comprimir tanto aire como gases, con muy pocas modificaciones. El compresor de pistón es el único diseño capaz de comprimir aire y gas a altas presiones.

La configuración de un compresor de pistón puede ser de un único cilindro para baja presión y bajo volumen, hasta una configuración de varias etapas capaz de comprimir a muy altas presiones. En estos compresores, el aire se comprime por etapas, aumentando la presión antes de entrar en la siguiente etapa para comprimir aire incluso a alta presión.

Capacidades de compresión:

La gama de pistón opera entre 0,75 a 420 Kw. (1 a 563 CV) produciendo

presiones de trabajo de 1,5 a 414 bar (21 a 6.000 psi).

Tipos característicos de aplicaciones:

Compresión de gas (natural, nitrógeno, gas inserte) Alta presión (aire respirable para cilindros de equipos de buceo, prospecciones sísmicas, circuitos de inyección de aire) Embotellado PET, arranque de motores y servicios industriales.

Compresor de tornillo Principios de funcionamiento de un compresor de tornillo rotatorio. El compresor de tornillo es un compresor de desplazamiento con pistones en un formato de tornillo; este es el tipo de compresor predominante en uso en la actualidad. Las piezas principales del elemento de compresión de tornillo comprenden rotores machos y hembras que se mueven unos hacia otros mientras se reduce el volumen entre ellos y el alojamiento. La relación de presión de un tornillo depende de la longitud y perfil de dicho tornillo y de la forma del puerto de descarga. El tornillo no está equipado con ninguna válvula y no existen fuerzas mecánicas para crear ningún desequilibrio. Por tanto, puede trabajar a altas velocidades de eje y combinar un gran caudal con unas dimensiones exteriores reducidas.

Capacidades de compresión:

La gama de tornillo rotatorio opera entre 4 y a 250 Kw. (5 a 535 CV), produciendo presiones de trabajo de 5 a 13 bar (72 a 188 psi).

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Tipos característicos de aplicaciones:

Comestibles y bebidas, elaboración Militar, aeroespacial, automoción Industrial, electrónica, fabricación, petroquímica Médica, hospitales, farmacéutica Aire para instrumentos.

4.3 COMPRESORES ELEVADORES DE PRESION (BO0STER)

Este compresor se encarga de elevar aun más la presión de la línea de acuerdo a los requerimientos. Básicamente es una unidad compresora de desplazamiento positivo que recibe el aire a cierta mínima presión. Algunas alcanzan presiones de descarga de 2000 psig o más. El principio de funcionamiento de los Boosters es de pistón reciprocante.

Paquetes completos de Compresión

Para suministrar volúmenes en una operación de perforación bajo balance, se pueden hacer arreglos dependiendo del volumen necesitado. Para volúmenes hasta de 1500 pcpm (40 m3/min), se utilizaría un arreglo simple que consta de cuatro compresores, dos booster de baja y dos booster de alta presión y la presión máxima de inyección podría alcanzar 4000 psi.

Para pozos que necesiten mas volumen de gas, podrían realizar arreglos dobles en donde se pueden generar volúmnes

de inyección de hasta 3000 pcpm (80m3/min) a una presión de 4000 psi.

En la figura anterior se puede observar un caso típico de arreglo de compresión doble, en el cual se usaron siete compresores, dos unidades generadoras de nitrógeno por membrana, dos boosters de baja y dos boosters de alta.

4.4 SISTEMA DE GENERACION

POR MEMBRANA El sistema de generación en el sitio de nitrógeno de Weatherford utiliza la tecnología de membranas para producir nitrógeno seco no criogénico de una fuente de aire comprimido generando un 50% de volumen de nitrógeno del aire procesado.

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La generación del nitrógeno por sistema de membrana ocurre por la inyección de una corriente de aire a alta presión a través de una sistema de módulos, los cuales están conformados por la

agrupación de cientos de miles (o kilómetros) de fibras poliméricas huecas y del espesor de un cabello humano.

Al fluir el aire a través de cada fibra, los gases componentes e impurezas presentes, empiezan a atravesar la membrana. Las moléculas de oxígeno y el vapor de agua por ejemplo fluyen más rápidamente y atraviesan la superficie de la membrana, mientras que las moléculas de nitrógeno permanecen adentro y al fluir más

lentamente (baja velocidad de difusión) llegan al otro extremo de la fibra tiempo después que ya han salido a la atmósfera los demás gases componentes del aire, garantizando así una corriente enriquecida y un gas inerte de cierta pureza que puede ser utilizado para múltiples aplicaciones.

Características: No inflamable: El nitrógeno es un gas inerte lo que indica que es un gas no inflamable en presencia de hidrocarburos y una ausencia variable de oxígeno. Costo menor que otros gases. Compresibilidad: La compresibilidad del gas lo hace la mejor opción para obtener una columna ligera en el pozo y tener las condiciones para estimular el pozo aumentando la diferencia entre la

presión de fondo estática y la presión de fondo fluyendo. Generación in situ: El sistema de generación de nitrógeno “en el sitio” usa la tecnología de separación de membrana para producir nitrógeno seco no criogénico de una fuente de aire comprimido, generando un 50 % de nitrógeno por volumen de aire procesado. Las diferentes unidades de nitrógeno generan de 1500 a 3000 pies cúbicos por minuto a una presión entre 125 y 250 psi, con pureza de 95%

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Ambientalmente no peligroso, ya que el proceso de generación es rápido, limpio y no genera desechos peligrosos. 4.5 SEPARADORES Es un tanque de acero presurizado equipado con una válvula de control del presión (PCV) que permite controlar y manejar el fluido por baches que retorna del pozo, además de la reducción de velocidad de los fluidos para permitir la disgregación la mezcla de fluidos de retorno del pozo en sus diferentes fases componente (líquidos, sólidos, gases, agua, etc.), por medio de placas o deflectores que permiten la separación y el manejo adecuado del fluido. El sistema de separación debe ser diseñado para manejar el influjo esperado, y debe ser capaz de separar el fluido de perforación del flujo que retorna del pozo para que pueda ser bombeado hacia dentro del pozo una vez más. Estos equipos parten del principio de la separación por diferencia de peso o densidades de los fluidos, por medio de la segregación gravitacional. Los cuales se ubicaran desde los fluidos mas denso en el fondo hasta el mas liviano en la parte superior. Recientemente han aparecido varios enfoques en la tecnología de separación. • Separar el gas primero y después

tratar con los fluidos y los cortes. • Separar los sólidos para minimizar

la erosión y después tratar con el gas.

El enfoque tomado depende en gran parte de los fluidos que se esperan del yacimiento. Se debe reconocer que la tecnología de separación para la perforación bajo balance puede tener que manejar hasta 5 o 6 fases.

• Fluido de perforación • Cortes • Gas / nitrógeno • Petróleo • Producto de condensación • Agua De la misma manera, para cada patrón de Presión y temperatura, será diferente la composición del gas y del líquido que se separan en la unidad. Desde el punto de vista práctico estas composiciones se pueden calcular teóricamente. La actividad se conoce como “Separación instantánea” (“flash calculation”). Así, cuando se desea diseñar un separador, lo primero que deberá hacerse es calcular la cantidad de líquido que permanecerá en el fondo del recipiente y las respectivas composiciones y características de las fases que se separan. Eso servirá de punto de apoyo para hacer el diseño conceptual. Aplicación de los separadores • Perforación Bajo balance (UBD) • Pruebas de Producción de Pozo

(WELL TESTING) • Facilidades y estaciones de

producción. Funciones principales • Remover líquidos del gas • Remover Gas de los líquidos • Remover Sólidos Principios de separación • Fuerza Centrifuga • Cambios de dirección • Coalescencia • Filtros • Impregnación • Agitación • Elementos diversificadores • Calor • Químicos


Tipos de Separadores Separadores Bifásicos Son aquellos separadores que están diseñados para separar solamente las fases liquida y gaseosa del fluido de perforación. Son comúnmente usados en Geotermia Separadores de 3- fases Están diseñados para realizar la separación de líquidos, sólidos y gases del fluido de perforación.

Separadores de 4- fases Son aquellos que están diseñados para realizar la separación de el fluido en forma liquida, sólida y gaseosa. Además también puede acarrear el manejo de agua. Trampas de liquido (Knock Out) Son recipientes diseñados para separar liquido remanente en la corriente de gas.

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Dispositivos de Seguridad • Alarmas de presión y nivel. • Pilotos de presión • Disco Ruptura • Válvulas de Alivio Dispositivos de medición • Medidores de desplazamiento

positivo - Turbinas • Medidores Másicos • Orificios o medidores de gas 4.6 TOMA MUESTRAS (Sample Catchers) Su función principal es la de recolectar muestras del fluidos de perforación para evaluación geológica.

4.7 ENSAMBLES DE ESTRANGULACION

Es un dispositivo utilizado en operaciones de perforación bajo balance para realizar el control de la presión y el flujo que retorna del anular.

El estrangulador del equipo de perforación dedicado al control de pozo no debe ser utilizado con propósitos de perforación bajo balance, ya que este debe estar en óptimas condiciones para ser utilizado en el caso de un control de Pozo.

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5. APLICACIÓN DE LA PERFORACIÓN BAJO BALANCE EN CAMPOS GEOTÉRMICOS

5.1 INTRODUCCIÓN Permitir que el pozo aporte y reducir el ingreso de agua no geotérmica al yacimiento es el objetivo principal de la perforación de pozos geotérmicos con el sistema de bajo balance, con el propósito de reducir los tiempos de recuperación térmica, debido al bajo ingreso de agua fría, lo que no sucede cuando se perfora con pérdida total. En los pozos geotérmicos la última etapa de perforación es la más importante, debido a que el éxito de tener un pozo productor con una fractura limpia y sin problemas de producción por acumulación de recortes, o por problemas de daño a las paredes del pozo, depende de la no intrusión de fluidos de perforación al yacimiento. Algunas de las ventajas adicionales de perforar con fluidos balanceados son: determinar una nueva zona de fractura en el momento en que esta sea perforada, identificar los cambios y profundidad de formación, con el control de recuperación de cortes y variación en la mineralogía de alteración.

5.2 TIPOS DE FORMACIÓN Existen yacimientos geotérmicos con formaciones geológicas similares y varían con relación a la edad de formación, sin embargo, tienen el mismo gradiente geotérmico albergando fluidos de agua dominante o vapor dominante, donde su variación en Cloruros nota la diferencia entre estos. Los aportes de fluidos salinos, la modificación o mineralogía de neoformación, minerales indicadores de temperatura, epidota (fósil) México, Ilita en Costa Rica, siolitas güairaquita en algunos campos, en donde, la mineralogía de neoformación, el aporte geoquímico en sedimentario y la evaluación termo hidráulica (temperatura – presión), identifican si el yacimiento o la fractura localizada tiene temperatura de producción.

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Así, tomando en consideración lo anterior, se podría determinar al perforar, zonas de fractura en la parte superior del yacimiento y evaluar si esta debe ser protegida o sellada, para no provocar problemas de inversión térmica en el futuro. Si esta fractura se presentara y no se ha corrido aún el revestimiento correspondiente a la zona superior, deberá ser evaluada, y proceder a sellarla o protegerla según sea el resultado obtenido. Si se debe proteger se colocará un colchón que

proteja la fractura y el cual sostenga un tapón de cemento en la parte superior, que servirá como soporte para la cementación de la zona. Si la tubería de revestimiento (TR) ha sido corrida, será conveniente antes de iniciar con el proceso de bajo balance, tomar un núcleo para evaluar el estado de la fractura y su cristalización, lo cual, dará como resultado el tipo y condición de la fractura atravesada. Por lo tanto, la mineralogía de cristalización y los trazadores geotérmicos localizados durante la perforación y antes de la fractura o zonas de pérdida, serán los indicadores de si estamos o no en la zona de yacimiento geotérmico con temperatura comercial. En el siguiente ejemplo, se observa el porcentaje de alteración de la ilita y su temperatura correspondiente con relación a la profundidad.

% Ilita Temp oC

Grafica de Arcillas

Prof

undi

dad

% Ilita Temp oC

Grafica de Arcillas

Prof

undi

dad


5.3 BARRENAS A UTILIZAR Las barrenas a utilizar serán decisión del barrenólogo a cargo, sin embargo, la experiencia del ingeniero de pozo durante los resultados obtenidos en pozos cercanos y la proyección geológica de la zona, será información clave para una buena elección de esta. Es de considerar que dependiendo de la formación geológica a perforar, la elección de una barrena tricónica y con sellos cerrados, tendrá más vida útil que una con sellos abiertos, lo que afectará el rendimiento de la misma. Una barrena PDC no tiene inconveniente alguno para la operación con fluidos balanceados a no ser, que la formación por perforar sea muy abrasiva, en este caso no aplica el uso de una barrena de este tipo. Es de considerar que una rápida evacuación de los cortes alrededor da la barrena, ya sea, con caballaje hidráulico, reología del lodo o fluido balanceado, permitirá un mejor desempeño de la misma a diferentes velocidades de perforación.

Para ello un cálculo hidráulico al perforar con aire a diferentes velocidades de perforación, nos ayuda a mejorar la limpieza en el área de ataque de la barrena y a la vez podemos identificar si con los parámetros utilizados estamos en el rango entre flujo laminar o turbulento. A pesar de que no utilizamos toberas y que la presión de inyección es baja (500 y 1000 psi), la combinación de estos fluidos hace que el caudal utilizado presente gran velocidad en la salida de la barrena, y con el uso de baches con espumantes, aditivos lubricadores y baches de lodo que limpien de forma eficiente los recortes, nos ayuda a aumentar el tiempo de uso de la barrena, reduciendo el costo por metro perforado con velocidades de perforación mayores. Esto nos ayuda a evacuar los cortes por medio de reología en el fluido, que si no se evacuan de los conos y del fondo, pueden acortar la vida útil de la barrena, dañando los conos por fricción, erosión y quemado de los mismos.

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5.4 POZOS VERTICALES La perforación de pozos verticales para sistemas bajo balance, presenta sin duda alguna, una gran diferencia a perforar pozos direccionales, esto en cuanto a que el desplazamiento es vertical, y se atraviesan menos fracturas que en pozos direccionales. En pozos verticales la diferencia de tener éxito utilizando fluidos balanceados dependerá mucho de la exactitud con que se lleven los parámetros del lodo, bombeo de espumante y relación fluido – aire, parámetros, que al irse profundizando por debajo de la fractura, se deben de ajustar para lograr levantar los cortes y gas por encima de la misma.

Para poder asegurar la limpieza del agujero y reducir los problemas de atrapamiento por presión diferencial o acumulación de recortes en el espacio anular dentro del pozo, un control y monitoreo continuo de los parámetros de perforación es necesario, para determinar el comienzo de este tipo de problema, (incremento en el torque, aumento en tensión, etc), y lograr tomar las medidas preventivas en el momento indicado. Sin embargo un pozo vertical tiende a ser más fácil de perforar que uno direccional, debido a que los factores de fricción, las pegaduras por patas de perro, y las pegas por presión diferencial tienden a causar menos problemas que los pozo direccionales. 5.5 POZOS DIRECCIONALES Para los pozos direccionales, el monitoreo será el mismo que en el vertical, pero con la diferencia de que el arrastre tenderá a ser mayor, por lo que una buena hidráulica y reología del fluido utilizado, reducen los cortes en suspensión y a la ves impiden depositarse en las paredes inferiores del pozo, problemas que se presentan en pozos con ángulos de inclinación mayores de 45 º, ya que en ángulos inferiores tenderán a depositarse en el radio de curvatura en la formación del ángulo, razón por la cuál se deberá tomar en consideración la velocidad y tamaño de los cortes al realizar el cálculo hidráulico. Por lo tanto un buen sistema de fluido balanceado ayudaría a minimizar los atrapamientos por acumulación de recortes en el pozo. En pozos perforados con pérdida total, los fluidos utilizados en bajo balance ayudan con el acarreo de los cortes, debido a que desarrollan viscosidades aparentes altas y una velocidad de

tricónica PDC

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arrastre mayor, evacuándolos de manera más rápida que con el uso de fluidos convencionales.

El control de desvío en pozos en que se utiliza el sistema de bajo balance no permite utilizar algunas tecnologías como el MWD, lo que se utiliza generalmente es el de disparo simple (single shot), tanto por la temperatura como por el envío de señal que necesita el MWD a través de la presión del fluido. Siempre es recomendable el uso de un aditivo lubricante que ayude a reducir la fricción, en el anular y en zonas de arcillas, y proteja de la hidratación de las mismas, si se llegara a perforar una formación de estas. Este tipo de perforación por los fluidos que utiliza y los motores de fondo por utilizar, deberán estar diseñados para la operación con fluidos aireados, así como resistencia a altas temperaturas condición que aplica para el equipo direccional que se utilice. El fluido bajo balance en este tipo de pozos deberá de utilizar baches viscosos, aditivos de lubricación y anticorrosivos, que permitan reducir los efectos de corrosión, levantar

recortes y lubricar la sarta, reduciendo los problemas de fricción, pegas y corrosión en el pozo

5.6 TIPOS DE GASES (H2S Y

CO2) Por el tipo de reservorio y características predominantes de formación, los gases que más se encuentran en estos campos son H2S (ácido sulfhídrico) y bióxido de Carbono (CO2), por lo que el uso de una unidad de nitrógeno para perforar en bajo balance no es necesaria debido a que los riesgos de explosión en el pozo, no son considerados. Lo más importante es tener todos los equipos de detección de gases, tanto en la zona de salida en temblorinas y por debajo de la mesa rotatoria, así como su equipo de aire autónomo en los sitios especificados. Un monitoreo continuo en los recortes de formación y en los fluidos de retorno, indicarán en forma temprana trazas de carbonatos (Calcita) o sulfuros de hierro (pirita), que dan tendencia a formaciones de alto a

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bajo PH, siendo característica de pozos con altas concentraciones de H2S y CO2. Si en las pruebas químicas (garret gas train) del lodo aparece alguno de estos gases es necesario tomar las medidas correctivas necesarias, por ejemplo, utilizar un Ph alto 10.5, que reducirá los efectos de corrosión. • 10 ppm – olor obvio y

desagradable; exposición repetida sin efectos adversos.

• 15 ppm – Límite de exposición de corto plazo (15 minutos)

• 20 ppm – Ojos con ardor e irritación de la traquea (1 hora)

• 50 ppm – Pérdida del sentido del olor (15 minutos); dolor de cabeza, mareo y tambaleo (1 hora)

• 100 ppm – Tos, irritación de los ojos y pérdida del sentido del olfato (3 a 15 minutos); respiración alterada, dolor de los ojos y somnolencia (15 a 20 minutos), irritación de la garganta (1 hora).

• 200 ppm – Sentido del olfato impedido rápidamente, ojos y garganta con ardor.

• 500 ppm – La inconsciencia ocurre después de corta exposición y la respiración se detiene. Si no se trata rápidamente; mareo pérdida del la razón y del balance; las víctimas necesitan respiración artificial rápida y resucitación cardiopulmonar.

• 700 ppm – la inconsciencia ocurre rápidamente; resulta la muerte si la víctima no es rescatada y tratada rápidamente.

• 1,000 ppm – la inconsciencia ocurre inmediatamente seguida por la muerte en minutos.

5.7 PRUEBAS DE PRODUCCIÓN. Existen tres tipos de prueba que se hacen una vez finalizado el pozo, que tienen como objetivo cuantificar la producción de este, antes de correr la tubería ranurada (liner), verificando la necesidad de perforar más o dejarlo a la profundidad programada, estas pruebas pueden ser de dos formas. 1. Utilizando el equipo de aire con

pozo abierto, se comprime el fluido dentro de este hasta llevarlo a la fractura inmediata superior, una vez comprimido se abre la válvula maestra hacia el silenciador y se espera la producción por vacío de pozo.

Nivel Normal Nivel Comprimido

2. Utilizando la tubería de perforación,

bajándola hasta la zona de interés y con el uso de un lubricador, para bajar herramienta de registros dentro de este, se inyecta fluido combinado agua – gas por dentro de la TP hasta que el pozo entre en producción, el único inconveniente es si ha quedado una burbuja de agua atrapada en la cementacion anular de la tubería de revestimiento, podría colapsar

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dejando atrapada la tubería de perforación situación que no se da en el primer caso. El caso número 3 sería igual que el 1, solamente que con la zona de producción revestida y el silenciador instalado con su canal hacia las líneas de inyección de fluido de retorno, y su nivel de vertedero, que permite por medio de los parámetros de nivel de agua, presión de labio, presión de cabezal y temperatura de vapor, lograr cualificar y cuantificar el estado de producción del pozo así como las aguas del reservorio, por lo que un problema que se puede mencionar sería, si el pozo fue perforado por mucho tiempo sin retorno, toda el agua o fluido que se utilizó durante la perforación en condiciones de pérdida total, a no ser de que otra zona de producción le gane a la que se ha inyectado, no se podrá evaluar el agua de yacimiento hasta extraer toda el agua utilizada. 5.8 TIEMPOS DE

RECUPERACIÓN TÉRMICA Tiempo de recuperación térmica, es el tiempo necesario, para que el pozo recupere su temperatura de producción una vez finalizada la perforación de este, puede influir mucho la perforación sin retorno, por lo que el fluido inyectado con baja temperatura, va a tender a reducir la temperatura alrededor del pozo, este aumentaría el tiempo necesario de prueba antes de realizar las de producción, caso contrario se da cuando se utiliza un sistema bajo balance en donde las condiciones de infiltración del fluido hacia la formación no afectan proporcionalmente el tiempo de recuperación térmica al no tener pérdida de fluido, sino que, más bien el pozo aporta, siendo mas fácil evaluar tanto el fluido del yacimiento como la producción del mismo pozo.

Efectos de temperatura que causa la inyección de fluidos dentro y hacia el perímetro del pozo.

Es por ello, que al perforar con retorno y temperatura de salida, se reducen los tiempos en las prácticas de producción y evaluación del pozo, así, como la prueba de comunicación del pozo con los adyacentes.

5.9 EFECTOS PRIMARIOS DE

CORROSIÓN El trabajo con fluidos aireados, espumados y balanceados incrementa los riesgos de corrosión en la sarta de perforación, es por ello que el uso de un anticorrosivo y el monitoreo continuo del ph durante la operación, representan un arma preventiva, que detecta a tiempo cualquier diferencia en el ph del fluido, de tal forma, de poder actuar sobre las condiciones del lodo y así evitar daños prematuros en la sarta de perforación y tubería de revestimiento. El uso de anillos de corrosión debe de utilizarse dentro de la sarta para llevar los controles tanto interno como externo, este anillo es un indicador que informa acerca del ataque que está sufriendo la sarta de perforación en el proceso de perforación.

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Factores Que Afectan La velocidad De Corrosión Diversos factores pueden afectar la forma a la que avanza la corrosión. La mayoría de estos están inte-rrelacionados y tienen un efecto directo sobre la velocidad de corrosión. Las relaciones básicas son las siguientes: Temperatura, presión y ph. Temperatura Existen dos efectos diferentes: La velocidad de corrosión es proporcional al incremento en la temperatura. O sea que si la temperatura aumenta la velocidad de corrosión también. Si los demás factores (Presión y Ph) permanecen constantes, el efecto de la corrosión se duplica por cada aumento de 55ºF (31ºC) de temperatura. El aumento de temperatura disminuye la solubilidad de los gases corrosivos (O2, CO2, H2S), disminuyendo así la corrosividad del fluido. Observe que “solubilidad” significa en este caso la solubilidad del gas a presiones superficiales y no hace referencia a las reacciones químicas de gases como CO2 y H2S con el fluido. Presión El aumento de presión aumenta la solubilidad de la mayoría de los gases corrosivos. El aire atrapado o retenido se disuelve rápidamente en el fluido, a medida que la presión se incrementa cuando se bombea fluido agujero abajo. Esto afecta drásticamente el contenido de

oxígeno del fluido, aumentado la corrosividad. PH Generalmente, la velocidad de corrosión disminuye a medida que el Ph aumenta. A temperaturas ambiente, a medida que el Ph aumenta, las velocidades de corrosión disminuyen rápidamente. Así mismo, las velocidades son mucho más lentas en fluidos alcalinos que en fluidos ácidos. Poca reducción en la velocidad de corrosión es posible cuando el Ph llega a ser mayor de 10,5. Sales disueltas El efecto de la concentración de sal presenta dos facetas: 1. A medida que la concentración de sal aumenta, la conductividad se incrementa y por consiguiente la velocidad de corrosión también aumenta. 2. Sin embargo, el aumento de la concentración de sal reduce la solubilidad del oxígeno y disminuye la velocidad de corrosión. El efecto general es un ligero incremento en la velocidad de corrosión debido a la conductividad, hasta que la concentración de sal alcanza aproximadamente 18.000 mg/L (Cl– ). Al exceder este valor, a medida que la concentración de sal aumenta, la solubilidad del oxígeno y la velocidad de corrosión disminuyen. Agentes corrosivos y tratamientos Oxígeno (O2) 1. Fuente - La atmósfera. 2. Reacciones - La corrosión del hierro (Fe) por oxígeno se denomina

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reacción de “despolarización catódica”. Básicamente, cuando se encuentran presentes el agua y el oxígeno, lo siguiente ocurrirá: • Fe → Fe+2 + 2e– (Oxidación/reacción anódica) • O2 + 2H2O + 4e– → 4OH–

(Reducción/reacción catódica) • 2Fe + 2H2O + O2 → 2Fe+2 + 4OH–→ 2Fe(OH)2 • 2Fe(OH)2 + H2O + ½O2 → 2Fe(OH)3 El producto final es una acumulación floja y escamosa llamada óxido, de color marrón rojizo debido al hidróxido de hierro, Fe(OH)3. 3. Tipo de ataque - picadura, localizada (picaduras profundas) o generalizada (picaduras superficiales distribuidas de forma regular) Anhídrido carbónico (CO2) 1. Fuente - Formaciones y degradación bacteriana de los aditivos del fluido. 2. Reacciones: • CO2 + H2O → H2CO3 (Acido carbónico) • H2CO3 → H+ + HCO3 – → 2H+ + CO3 = • 2H+ + Fe → Fe2+ + H2

-↑ • Fe2+ + CO3 =→FeCO3 ↓ 3. Tipo de ataque - Picadura severa (apariencia de superficie carcomida). 4. Agentes de tratamiento: • Soda cáustica - NaOH • Cal - Ca(OH)2 • Amina formadora de película • Inhibidor de escamas 5. Métodos de tratamiento - Donde no es severa la invasión de CO2, la neutralización con soda cáustica y cal o yeso, manteniendo un pp. de 10 o

mayor, puede ser el método más fácil y menos costoso. Si se utiliza cal o yeso, debe utilizarse un aditivo para inhibir la deposición de escamas de carbonato de calcio en la tubería de perforación. Las escamas estimulan el desarrollo de celdas de corrosión por oxígeno y picaduras. Por consiguiente, la eliminación de las incrustaciones o “escamas” y la reducción de los niveles de oxígeno con un capturador de oxigeno permiten reducir la corrosión. Cuando un influjo de CO2 ha llegado a ser severo, o cuando la neutralización requiere un tratamiento mayor, pueden ser necesarios diversos pasos para minimizar el efecto corrosivo en la sarta de perforación. • Cuando sea posible, aumente el peso del fluido para detener el influjo. • Los tratamientos con aditivos para temperatura y mejorar las condiciones de filtrado pueden ser sumamente eficaces para controlar las propiedades reológicas, lo cual minimizará el CO2 y O2 atrapados. Estos aditivos también deben de ser capaces de minimizar los efectos de floculación generados por haber agregado cal y que son esenciales para precipitar los carbonatos y equilibrar las alcalinidades. • Utilice aditivos para formar una película protectora en la sarta de perforación. Que pueda utilizarse con fluidos cargados de sólidos. El tratamiento se realiza bombeando regularmente un “lote” de 25 a 35 galones por la tubería de perforación. Un lote se prepara mezclando los aditivos con diesel en una proporción de 1:5 a 1:20. Generalmente cuando tenemos pozos en condiciones de presencia de H2S, al realizar los registros de presión y temperatura con el cable utilizado para bajar estos “cable Coster”,

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tiende a picarse, provocando la ruptura del mismo y llevando el proceso a realizar pescas para recuperar los elementos y el cable, si el cable está muy picado es muy probable que se rompa en pedazos y sea necesario bajar con molinos para eliminar este, recuperar ó moler los elementos de registro. 5.10 USO DE AIRE El aire tiene como objetivo reducir la densidad del fluido y poder balancear las presiones en el pozo, de tal forma, que la densidad de trabajo alcanzada nos permita tener circulación en el pozo, por lo que tendríamos el pozo lleno con la presión de formación sin provocar la pérdida, para así lograr el retorno de fluido y asegurar la limpieza del agujero. EL FLUIDO AIREADO COMO SE LE CONOCE AYUDA EN LOS SIGUIENTES ASPECTOS: 1. Sacar los cortados a superficie

asegurando la limpieza de agujero.

2. Permite mantener limpia la fractura reduciendo el riesgo de sellarla por acumulación de cortados.

3. Reduce el daño a las paredes del pozo

4. Mantiene el pozo caliente, permitiendo una recuperación térmica en un tiempo menor.

5. Reduce los tiempos por atrapamientos provocados por presión diferencial o por acumulación de recortes.

6. Por medio de la recuperación del retorno, se reduce el problema de suspender la perforación por falta de agua o fluido de perforación, a

parte de lograr incrementar el caudal en un circuito cerrado.

7. Permite tener con mayor exactitud la localización de las zonas permeables, ya que al asegurar el retorno, cuando se atraviesa otra zona permeable es detectable de forma inmediata, debido a que los retornos se distancian o se pierden por completo valorando la capacidad de la zona.

8. Permite por medio de baches de lodo o espuma mantener la zona de la barrena limpia y sacar los cortados, lo que reduce el problema de atrapamientos por acumulación de estos en el anular.

9. Aumenta las velocidades de perforación al reducir la presión sobre la barrena.

OTROS ASPECTOS: 1. Incrementa el costo de

perforación por el uso de más equipos.

2. Puede incrementar los problemas de corrosión.

5.11 APLICACIÓN En referencia, hay tres aplicaciones que nos pueden ayudar con la mejora en la perforación del pozo y de las que podríamos utilizar según sean las condiciones del pozo, que mencionamos a continuación. -Lodo espumado: 360 gpm o más de lodo ligero + 0.1% agente espumante+ 0.04% polímero + 0.02% inhibidor de corrosión. -Espuma húmeda: 200 gpm solución. espumante (agua+0.4% agente espumante) +

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0.10% polímero + 0.04% inhibidor de corrosión. -Espuma seca: 80-100 gpm sol. Espumante (agua+1% agente espumante) 0.15 a 0.20% polímero + 0.06% inhibidor de corrosión. Según sea la condición de la perforación podríamos utilizar alguna de estas ya sea como fluido continuo o por medio de baches.

El éxito de tener o no circulación depende de los siguientes factores: a. Permeabilidad de la (s) fractura (s). b. Temperatura de circulación a la que

se trabaje. c. Caudal de fluido necesario para

perforar, de tal forma, de poder mantener la relación aire / agua, sin perder los objetivos del pozo.

d. Tipo de perforación y sistema que

se esté utilizando. e. Tipo de fluido utilizado (Espuma,

lodo, niebla ó fluido aireado). El aire como fluido de perforación es una herramienta útil en el proceso de perforación en la etapa de producción, permitiendo, evaluar una zona más limpia, reduciendo los errores de medida, y costos por atrapamientos diferenciales, en el uso de lodos de

perforación y en los tiempos de perforación, sin causar daños al medio ambiente. 5.12 PROCEDIMIENTOS

BÁSICOS Definir el tipo de fluido a utilizar antes de la pérdida. Utilizar fluidos con viscosidad aparente y concentración de bentonita por debajo de las 10 lb/m3 Aplicación de polímetro como Benex o Gelex que con la temperatura se degradan.

Aplicación de lignitos o aditivos que reduzcan el filtrado y mejoren la resistencia a la temperatura para evitar la deshidratación del fluido y mantener la reología y estado del lodo.

5.13 VALORACIÓN DE LAS

PÉRDIDAS. Como primera instancia al presentarse la primera pérdida parcial, se debe de estar seguro de que estemos a temperatura de producción, segundo sacar la herramienta y realizar un registro de nivel hidráulico, para determinar la densidad equivalente de circulación a utilizar, y así definir la relación aire agua adecuada. Cálculos : N = (2.05*(H-h)/(Th*log((h-p)/p))). Donde: N : Gasto Gas / Líquido. H : Presión Hidrostática (psi). h : Presión de Fondo Deseada (BHP) Psi. Th : Temperatura de Fondo, (°F). P : Presión Atmosférica (14.7 psi a nivel del mar). Constante 2.05.


Ejemplo 1: Nivel de agua baja hasta 180 m estabilizado. Profundidad de pozo 670 m. Q= 422 gal/min. La presión inicial con el pozo lleno es : H = 670 m * 0.052*3.2808*8.5= 971.57 psi. h = (670-180)*.052*3.2808*8.5 = 710.55 psi. N = (2.05*(971.57-710.55)/(122*log((710.55-14.7)/14.7))). N = 2.618. CFM (0,074 m3) / Gal de agua. O sea que para 422 gal/min de fluido se necesitan 1106 pcpm(31,36 m3). Sin tomar en cuenta el aporte que se tiene por parte del pozo, el cuál, aumenta la relación de aire necesaria. Una vez definido esto, se procede a bajar el ensamble de fondo (BHA) con la barrena sin toberas, si se va a utilizar motor de fondo asegurarse de que este sea para utilizar con fluidos aireados. 5.14 EQUIPO QUE SE UTILIZA 3. Compresores Ingersoll Rand de 1050 pcpm cada uno. 1. Compresor de alta (Joy Booster 2000 pcpm a 1800 psi) 1. Patín con bomba de mezcla y tanques para dosificación de espuma y aditivos. 1. Separador atmosférico con presión máxima de trabajo de 150 psi. 1. Estrangulador para controlar el retorno de pozo y evitar el arranque. 1. Cabeza rotatoria Williams 9200 para geotermia.

Cabeza Rotatoria Williams 9200 Para Geotermia

Valvula para la toma de gas ¼”

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Separador Atmosférico

Equipo de Compresión

DRENAJE

Tubo “U”8 1/8”

Val. 10”

T.Mariposa

Val. 10”

T.Esclusa

8 1/8”

8 1/8”

7”

Val. 6”

T.Mariposa Zaranda

WEATHERFORD U.B.S

AIRE

L

O

D

O

CABALLETE REGULABLE

VENTEO -8 1/8”

L

O

D

O

LODO*AIRE

Brida 8”

series 150

Descarga del Stand Pipe 2”

Valvula de alivio de 225 PSI

Val. 8”

T.Esclusa

A

I

R

E

A

I

R

EUnión 2”

P/Limpieza

Tapa de

Acceso para

Limpieza

Brida 8”

series 150Linea de Venteo 100 Mts Disponibles

Brida 8”

series 150

Brida 8”

series 150

68


Medida Del Nivel Hidráulico.

Al registrarse la primera pérdida total, se puede realizar un registro de nivel hidráulico con el ecómetro y continuar con la inyección. Una vez estabilizado el nivel, se conecta el ecómetro al carrete de expansión en su salida inclinada, y se realiza el disparo, este se repite entre tres y cuatro veces de tal forma de comparar mejor los resultados, o bien, levantar la sarta 100 m del fondo y realizar el registro por dentro de la tp, de igual forma que el anterior. Y la otra forma es por medio de un registro de temperatura y presión estático para determinar la presión del yacimiento y después uno dinámico, para determinar la profundidad de las fracturas.

Operación Con Fluidos Aireados Después de cementada y probada la TR antes de perforar la zona de yacimiento, se quita el tubo conductor y se coloca el tazón de la cabeza rotatoria, antes de iniciar el viaje hacia abajo, definiendo de antemano el diámetro interno de este. Se debe definir desde el inicio: Si se va a sacar un acorazamiento (núcleo) una vez apareciera la pérdida o si se va a continuar perforando cuando ella aparezca, de tal forma de programar si la barrena va a llevar o no toberas. Si se tiene programado cortar núcleo entonces, se baja con toberas y se perfora formación con el método convencional hasta llegar a la pérdida. Luego de aparecer la primera pérdida parcial, se procede según programa del geólogo. Durante la armada del corta núcleo se toma registro de nivel hidráulico para determinar el ECD a utilizar.

69


Luego de cortar el núcleo y recuperarlo, se baja con barrena sin toberas para perforar formación, al llegar a la zapata se coloca el elemento de sello y se baja hasta llegar a la última profundidad perforada ó hasta encontrar resistencia, una vez localizada una de las dos, se coloca la válvula de flote, en la tp y luego se coloca la flecha de perforación. Iniciada la inyección del fluido de perforación se procede con la inyección de aire, estando la barrena 30 cm de fondo, se inicia con la relación de aire – líquido calculadas, y se circula hasta que se tenga retorno en superficie, si no se llegara a tener retorno después del tiempo completo de circulación y estando la presión estabilizada, se procede a aumentar al caudal de aire, hasta tener retorno, una vez circulando el pozo se inicia con el proceso de perforación, hasta llegar a la profundidad programada. Para cuando se va a realizar la conexión, se suspende la inyección de aire y se calcula el tiempo de desplazamiento del aire hasta la válvula flotadora (VF), como por ejemplo: si la válvula se encuentra a 100 m de superficie y se tiene una tubería de 4,5 ¨ (16,6 lb/pie) su capacidad es de 1,96 gal/m (0,01422 bl/ft), 195 gal, si utilizamos 250 gal/min, el tiempo de desplazamiento sería de 50 seg, esto con fin de no desplazar, por debajo de la flotadora y no desbalancear el fluido que esta dentro de la sarta ni el sistema en el espacio anular, y se utiliza el mismo procedimiento una vez realizada la conexión. Importancia En Los Tiempos De Desplazamiento El tiempo de desplazamiento durante las conexiones es un factor

importante al perforar con fluidos aireados, debido a que si se desplaza todo el fluido de la sarta va a ser mas difícil recuperar circulación, debido a que la columna se des estabiliza, es por ello que al trabajar con aire se coloca una válvula flotadora en la tp, en la superficie cuando la barrena se encuentra a la profundidad de zapata o cuando se este con esta en el fondo de pozo y se reinicie la perforación. Esto es con el fin de que cuando se perfore un tubo si se utiliza Flecha ó una lingada si es top drive, se desplaza el aire hasta la válvula flotadora (Conexión húmeda) o se desplaza con aire (Conexión Seca) hasta esta, debiendo desalojar este por el stand pipe luego, manteniendo la misma relación de agua – aire o fluido – aire. Si este proceso no se realiza como se debe, los tiempos para lograr circulación en cada conexión y las pérdidas de fluido van a ser mayores. ODtubería = Diámetro externo de tubería o barras de peso. IDtubería = Diámetro interno de tubería o barras de peso. En unidades métricas:

Vdesp. De Tub. Bls/pie =

OD2tubería (pulg) - OI2

tubería (pulg)

1029

Vdesp. De Tub. l/m =

OD2tubería (pulg) - OI2

tubería (pulg)

1974

Vdesp. De Tub. l/m =

OD2tubería (mm) - OI2

tubería (mm)

1273

70


5.15 CASOS HISTÓRICOS 5.15.1 Campo Geotérmico

Miravalles (Costa Rica) En Costa Rica se ha utilizado el aire como fluido de perforación en la última etapa en agujeros de 311 mm (12 ¼”) y 216 mm (8 ½”), a partir de los 850 m hasta los 2200 m. El nivel hidráulico ha oscilado entre los 300 m y 550 m según la altura sobre el nivel del mar de cada pozo, o como promedio 200 m.s.n.m, localizándose la primera fractura a los 850 m de profundidad.

Se ha obtenido retorno al inicio, manteniendo la limpieza del pozo, combinando los caudales de agua y aire, de tal forma, de lograr avanzar sin problema, en la medida que se profundiza y atraviesan fracturas, los retornos se van espaciando o perdiendo por completo lo que permite evaluar la capacidad de permeabilidad del pozo, asumiendo que el mismo a ganado capacidad de producción al incrementarse las pérdidas de circulación. Cuando se ha utilizado el aire se han aplicado baches de lodo o espumante para lograr acarrear la mayor cantidad de cortados a superficie y así aumentar la vida de la barrena por daños en los rodamientos y sellos por exceso de finos, que aumentan los problemas de abrasión. El efecto de la corrosión se ha neutralizado con valores de PH entre 10,5 y 11 lo que permite minimizar los efectos de la misma, también se aplica un anticorrosivo que pueda ser diluido en el agua para aplicarlo al fluido de perforación y otro en diesel que permite bañar la tubería tanto en viajes hacia abajo como hacia arriba, obteniéndose excelentes resultados. A continuación presentamos algunos de los parámetros utilizados y obtenidos durante el proceso de perforación.

Valores Promedio Utilizados Profundidad (m) Vp (M/H) PSB (ton) RPM ph Te ºC Ts ºC Presión CFM GPM

PGM-49 3,33 5,22 79,17 10,00 46,74 54,90 30,32 1.402,17 544,30PGM-63 5,57 9,02 85,36 11,09 32,91 45,57 659,09 1504,55 480,68PGM-64 4,26 9,31 83,75 10,50 38,86 47,50 618,75 1.393,75 451,13PGM-62 5,40 8,89 110,67 10,53 25,27 37,00 696,67 1.410,00 478,20PBR-01 3,93 8,76 87,38 11,00 70,00 1.144,38 1.553,53 568,81PGM-09 5,69 69,13 25,50 30,00 1.287,50 462,68PGM-04 5,29 66,36 41,21 47,00 989,29 471,25

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Valores Totales

PGM-09presion (bar) gpm rpm prof (m) te ºC ts ºC vp (m / hr) cfm

56,24 470,60 70,00 1.035,00 29,00 32,00 7,50 700,0049,21 452,50 70,00 1.080,00 31,00 34,00 6,00 700,0052,72 470,60 68,00 1.137,00 43,00 47,00 4,00 1.200,0052,72 470,60 70,00 1.161,00 30,00 35,00 6,00 1.400,0049,35 470,60 65,00 1.203,00 18,00 22,00 5,00 1.500,0059,92 470,60 70,00 1.290,00 18,00 20,00 6,00 1.600,0059,92 470,60 70,00 1.290,00 18,00 20,00 6,00 1.600,0019,33 425,35 70,00 1.323,00 17,00 5,00 1.600,00

PGM-04presion (bar) gpm rpm prof (m) te ºC ts ºC vp (m / hr) cfm

35,00 407,25 70,00 828,00 30,00 35,00 7,00 1.150,0043,93 443,45 70,00 861,00 24,00 27,00 7,50 1.250,0040,42 362,00 65,00 933,00 19,00 21,00 5,00 1.600,0037,00 316,75 60,00 996,00 20,00 22,00 4,60 1.500,0063,20 543,00 65,00 1.159,00 43,00 47,00 6,00 800,0056,00 497,75 65,00 1.212,00 45,00 52,00 6,00 800,0056,00 506,80 50,00 1.302,00 48,00 55,00 4,60 850,0063,20 506,80 70,00 1.350,00 49,00 57,00 4,60 800,0059,75 497,75 70,00 1.395,00 50,00 57,00 6,00 800,0056,00 497,75 70,00 1.424,00 46,00 53,00 3,30 850,0059,00 497,75 70,00 1.398,00 50,00 57,00 7,00 850,0056,24 497,75 70,00 1.458,00 51,00 58,00 4,50 900,0056,24 524,90 64,00 1.542,00 52,00 59,00 5,00 900,0059,92 497,75 70,00 1.617,00 50,00 58,00 3,00 800,00

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PGM-49Profundidad (m) Vp (M/H) PSB (ton) RPM ph Te ºC Ts ºC Presión CFM GPM

990,00 4,50 4,00 75,00 10,00 53,00 55,00 30,00 900,00 540,001.010,00 2,20 4,00 80,00 10,00 50,00 56,00 55,00 1.100,00 607,501.030,00 1,60 3,00 80,00 10,00 48,00 50,00 25,00 1.100,00 495,001.070,00 4,60 4,00 60,00 10,00 57,00 59,00 34,00 1.150,00 558,001.140,00 2,20 4,00 65,00 10,00 59,00 62,00 18,25 1.250,00 495,001.205,00 7,10 6,00 76,00 10,00 50,00 55,00 25,00 1.250,00 495,001.230,00 4,60 5,00 70,00 10,00 48,00 53,00 25,00 1.500,00 522,001.260,00 5,00 6,00 80,00 10,00 50,00 54,00 35,00 1.500,00 522,001.305,00 2,20 6,00 90,00 10,00 45,00 51,00 20,00 1.500,00 450,001.340,00 1,80 7,00 90,00 10,00 50,00 52,00 30,00 1.500,00 549,001.410,00 2,30 7,00 90,00 10,00 27,00 32,00 30,00 1.500,00 540,001.440,00 6,00 4,00 65,00 10,00 43,00 55,00 40,00 1.500,00 549,001.480,00 2,90 3,00 80,00 10,00 40,00 50,00 25,00 1.500,00 549,001.545,00 6,00 7,00 80,00 10,00 42,00 51,00 30,00 1.500,00 594,001.620,00 1,50 5,00 60,00 10,00 55,00 61,00 30,00 1.500,00 526,501.645,00 1,50 5,00 90,00 10,00 48,00 62,00 30,00 1.500,00 481,501.690,00 2,40 5,00 90,00 10,00 66,00 75,00 25,00 1.500,00 580,501.725,00 2,20 5,00 90,00 10,00 43,00 50,00 30,00 1.500,00 558,001.760,00 2,50 6,00 90,00 10,00 44,00 52,00 35,00 1.500,00 558,001.800,00 3,00 5,00 70,00 10,00 25,00 40,00 1.500,00 558,001.875,00 4,00 8,00 85,00 10,00 42,00 55,00 25,00 1.500,00 594,001.927,00 1,60 6,00 85,00 10,00 59,00 63,00 30,00 1.500,00 598,501.945,00 5,00 5,00 80,00 10,00 31,00 30,00 1.500,00 598,50


635,00 3,00 4,54 80,00 12,00 25,00 45,00 600,00 1.250,00 540,00660,00 5,40 8,18 90,00 11,00 33,00 NR 600,00 1.200,00 495,00705,00 7,20 9,00 80,00 11,00 38,00 45,00 600,00 1.200,00 540,00745,00 11,10 9,00 8,00 11,00 45,00 64,00 550,00 1.700,00 540,00795,00 4,50 9,00 100,00 11,00 45,00 50,00 650,00 1.400,00 540,00840,00 12,00 11,36 100,00 11,00 30,00 45,00 700,00 1.700,00 495,00895,00 3,40 11,36 100,00 11,00 30,00 30,00 750,00 1.700,00 472,50935,00 5,40 11,36 100,00 11,00 20,00 NR 750,00 1.600,00 450,00970,00 2,50 11,32 100,00 11,00 40,00 40,00 750,00 1.600,00 450,00

1.030,00 2,00 8,18 100,00 11,00 30,00 NR 550,00 1.600,00 315,001.090,00 4,80 5,91 81,00 11,00 26,00 NR 750,00 1.600,00 450,00

* Se perfora sin retorno hasta 1245 suspendiendo el aire a 1210 m


1.260,00 2,00 5,45 80,00 10,00 38,00 45,00 550,00 1.250,00 405,001.300,00 5,00 9,00 85,00 11,00 45,00 50,00 675,00 1.500,00 427,501.355,00 5,00 15,00 85,00 11,00 575,00 1.400,00 432,001.400,00 3,60 9,00 85,00 11,00 20,00 30,00 600,00 1.400,00 427,501.450,00 4,60 9,00 85,00 10,00 44,00 50,00 650,00 1.500,00 495,001.475,00 4,60 9,00 80,00 11,00 55,00 60,00 625,00 1.500,00 432,001.525,00 5,00 9,00 85,00 10,00 45,00 50,00 575,00 1.400,00 450,001.570,00 4,30 9,00 85,00 10,00 25,00 NR 700,00 1.200,00 540,00


755,00 2,50 6,80 80,00 11,00 25,00 37,00 550,00 1.000,00 387,00800,00 2,30 9,00 120,00 11,00 30,00 NR 500,00 1.250,00 360,00835,00 2,90 9,00 120,00 11,00 25,00 NR 500,00 1.400,00 360,00890,00 5,00 6,80 120,00 11,00 25,00 NR 650,00 1.250,00 495,00920,00 5,00 9,00 140,00 11,00 30,00 650,00 1.250,00 513,00

1.180,00 6,00 9,00 104,00 11,00 25,00 NR 800,00 1.200,00 558,001.260,00 6,60 9,00 100,00 10,00 25,00 NR 725,00 1.400,00 567,001.315,00 5,30 9,00 118,00 11,00 25,00 NR 750,00 1.500,00 486,001.370,00 4,00 11,30 118,00 11,00 22,00 NR 800,00 1.500,00 486,001.450,00 6,60 9,00 100,00 10,00 22,00 NR 825,00 1.600,00 486,001.525,00 10,00 9,00 112,00 10,00 25,00 NR 725,00 1.500,00 540,001.580,00 10,00 9,50 104,00 10,00 25,00 NR 750,00 1.500,00 540,001.640,00 6,60 9,00 110,00 10,00 25,00 NR 800,00 1.600,00 540,001.700,00 5,20 9,00 106,00 10,00 25,00 NR 700,00 1.600,00 450,00

73


PBR-01PROF M CFM VP (m/hr) GPM RPM PRESIÓN (psi) PSB (ton) TEMP (ºC) ECD RPM

-1.111,00 1.116,00 2,90 507,00 100,00 800,00 7,00 70,00 6,52 100,00-1.542,00 1.600,00 4,00 440,00 90,00 1.100,00 11,00 72,00 5,97 90,00-1.587,00 1.683,00 4,00 735,00 90,00 1.556,00 10,00 79,00 6,70 90,00-1.611,00 1.600,00 4,00 622,00 90,00 1.306,00 10,00 70,00 6,67 90,00-1.629,00 1.500,00 3,00 642,00 90,00 1.300,00 10,00 70,00 6,80 90,00-1.710,00 1.400,00 5,80 604,00 90,00 1.200,00 9,00 62,00 6,90 90,00-1.728,00 1.422,00 3,50 630,00 80,00 1.300,00 9,00 70,00 6,87 80,00-1.803,00 1.450,00 6,50 595,00 80,00 1.200,00 9,00 65,00 6,80 80,00-1.878,00 1.450,00 5,50 630,00 85,00 1.300,00 9,00 74,00 6,78 85,00-1.953,00 1.500,00 3,50 630,00 85,00 1.250,00 9,00 70,00 6,79 85,00-2.025,00 4,50 875,00 80,00 1.850,00 11,00 80,00-2.060,00 3,50 805,00 80,00 1.400,00 10,00 80,00

74


75


5.15.2 Campo Geotérmico Berlín (El Salvador)

Pozo TR-17 Pozo TR-17A

Uso de aire durante la perforación NO SI

Uso de aire para Air Lift SI SI

Duración de Air Lift 36 días (1080 hrs.) 18 horas

Tipo de pozo Vertical Desviado

Recuperación de recortes NO SI

Metros perforados 8 1/2" 1240 940

Días de perforación 49 23

Average metros/día 25 41

# barrenas usadas 8 6

Atrapamientos

76


6. GERENCIA DE PROYECTOS DE PERFORACION BAJO BALANCE La tecnología de perforación bajo balance ha evolucionado uniforme-mente desde las operaciones con sistemas de flujo abierto mientras se perforaba, que han sido usadas por muchos años en todo el mundo. En los últimos diez años han surgido muchos requerimientos operacionales, de yacimiento y ambientales dando como resultado la necesidad de diseñar un sistema totalmente cerrado de perforación bajo balance. Actualmente, la gran demanda por equipo y servicio, ha dado como resultado el diseño de paquetes versátiles de perforación bajo balance que pueden ser empleados en tierra o plataformas marinas, en climas calientes o fríos, húmedos o secos, etc. Consideraciones Operacionales Para adaptar el programa de bajo balance, obviamente tiene que ponerse una gran atención en el efecto de planear tener el pozo vivo, fluyendo hidrocarburos a superficie mientras este perforando. Para asegurar el éxito, Se requiere antes de la perforación, un planeamiento operacional y de ingeniería para confirmar que el yacimiento, la locación, el equipo y las facilidades estén disponibles y cumplan con los requerimientos exigidos para lograr completamente el programa de bajo balance. También es necesario un riguroso Gerencionamiento del proyecto así como también personal con experiencia para que la operación sea aplicada y desarrollada de la manera más segura posible. Especificar y diseñar equipos correctamente y las operaciones diseñarlas o modificarlas para asegurar una exitosa y segura aplicación de esta tecnología.

Una consideración mayor es con respecto al manejo en superficie de los hidrocarburos producidos, aunque los sistemas pueden ser diseñados para superar la mayoría de los eventos en forma segura y con beneficios económicos. Las leyes ambientales probablemente establezca la posibilidad de quemar el gas, mientras que las regulaciones de seguridad Industrial (HSE) y los procedimientos determinen la opción de almacenamiento y manejo en superficie. La ingeniería de perforación bajo balance involucra los siguientes aspectos: 6.1 OBJETIVOS

Identificar las principales razones para perforar bajo balance. • Incrementar la velocidad de

penetración • Minimizar pegas diferenciales y

problemas de perdidas de circulación.

• Minimizar o eliminar el daño de formación.

• Reducir o eliminar los trabajos de estimulación.

• Simplificar terminaciones. • Investigación en tiempo real del

yacimiento • Recobro más rápido de la inversión

por la producción incremental de hidrocarburos.

• Incremento de reservas y recobros finales

Ventajas • Disminuye los costos de perforación • Aumenta la velocidad de

penetración • Aumenta la vida de la barrena

77


• Disminuye el costo de fluidos de perforación.

• Reduce el tiempo de limpieza y prueba del pozo.

• Elimina la estimulación con ácido. • Elimina problemas operativos de la

perforación • Elimina pegas diferenciales de

tubería • Perdida de circulación • Reduce el daño de formación • Incrementa el gasto de producción • Incrementa el recobro final • Reduce la presión de inyección para

pozos de gas. Desventajas • Ingeniería adicional y operaciones

más complejas. • Potencial inestabilidad de agujero. • Limitaciones de motores de fondo. • Limitaciones con herramientas

convencionales de desviación (MWD).

• Requerimiento de equipos especializados

• Mantener todo el tiempo la condición UBD

• Manejo de fluidos • Corrosión • Flamabilidad • Poco personal disponible con la

suficiente experiencia Sistemas de bajo balance y tipo de pozo (Clasificación IADC)

Sweet G

as

WellS

Sour Gas

Wells

Sweet O

il

Wells

Sour Oil

Wells

Low H

ead

Drilling

Performance

Drilling

0 - 2.5 kPa/m

0 - 0.111 psi/ft

2.5 - 6 kPa/m

0.111 - 0.265 psi/ft

6 - 8.5 kPa/m

0.265 - 0.376 psi/ft

> 8.5 kPa /m

> 0.376 psi/ft

UNDERBALANCED RESERVOIR DRILLING NON-RESERVOIRDRILLING

A

B

C

D

E

F

G

H

I

J

K

L (AIR)M (MIST)N (FOAM)

OVERBALANCEDRESERVOIR

UBD WELL TYPE CLASSIFICATION MATRIX

LOW RISK MODERATE RISK HIGH RISK

78


Análisis de riesgos y estudio de factibilidad Análisis económico • Estimación de costos • Principales objetivos desde el punto

de vista de la compañía operadora • Mejorar el desarrollo de la

perforación • Mayor Velocidad de Perforación

(ROP) = Reduce el tiempo de perforación

• Eliminación de problemas operativos • No Pega diferencial = Reduce el

tiempo de perforación • Incremento de la producción • No daño de formación = aumenta

recobro de la inversión • Mejorar el conocimiento del

yacimiento • Mejor perspectiva para desarrollar

un campo.

6.2 Planeamiento de Perforación Bajo Balance

Para asegurar que todas las situaciones sean cubiertas con respecto a la seguridad y éxito de los proyectos de perforación bajo balance las siguientes áreas deben ser tomadas en cuenta en conjunto con la compañía operadora y personal clave del proyecto: • Revisión técnica completa del

yacimiento y de los servicios o facilidades de perforación.

• Revisión detallada de los procedimientos claves operacionales y limitaciones del yacimiento y de logística (presiones, gastos, quema de gas, almacenamiento de fluidos, disposición de desechos, etc.)

79


• Revisión detallada de la propuesta preliminar del proyecto, incluyendo diagramas de flujo y de procesos así como de Localización de equipos.

• Todas las partes involucradas, deberán hacer un análisis de identificación de riesgos (HAZID), y posteriormente un análisis detallado de los riesgos operacionales cubriendo todos los posibles eventos (HAZOP).

Para una mejor asistencia al cliente la información técnica y operacional que debe contener la propuesta debe ser la siguiente: • Programa completo de perforación y

recomendaciones basado en la información recopilada con datos de campo.

• Recomendación detallada del equipo necesario basada en la información del pozo, el equipo de perforación y la logística disponible.

• Recomendaciones y procedimientos operacionales para la separación y tratamientos de fluidos producidos.

• Entrenamiento, manuales operativos y de procedimientos.

• Análisis de Seguridad cubriendo todos los eventos de este tópico, rutas de escape, gases amargos, incendios, control de pozos, comunicaciones, etc.

Un procedimiento a seguir para realizar una buena planeación debe contener los siguientes aspectos: • Estimación de costos y tiempos. • Equipo requerido • Estudio de correlación • Reportes diarios, registro de

barrenas, registros, datos de producción, reporte de compañías, etc.

• Procedimientos operativos • Riesgos potenciales, evaluación de

riesgos. • Planeamiento multidisciplinario • Grupo de perforación:

• Grupo de geología y geofísica: topes y bases, litología, estabilidad, objetivo productor, evaluación, correlaciones.

• Grupo de Yacimientos: definir objetivos y Localización, evaluación y requerimiento de prueba de pozo, presión de poro y temperatura, formación objetivo y características de la roca.

• Grupo de Terminación: Estrategia de terminación, severidad de desviación

• Compañías de servicio y contratistas: Experiencia relaciona-da, soporte técnico.

• HSE: regulaciones y leyes, estudios ambientales, planes de contingencia, entrenamientos especiales.

6.3 INGENIERÍA DE

PERFORACIÓN BAJO BALANCE

6.3.1 Selección del equipo de

perforación Equipo de superficie • Altura suficiente de la sub-

estructura del equipo para montar el equipo de bajo balance.

• Espacio disponible para la ubicación del equipo de separación y compresión de bajo balance

• tubería de perforación / condiciones de la flecha

• El equipo de perforación en general y condiciones

• Consideraciones para el incremento del peso de la sarta

• Torque y arrastre adicionales

National-80-B de 1000 HP featuring (Ejemplo)

80


Equipo Cantidad Descripción

Motores 4 Caterpillar D-379 Motores del Equipo A/C

2 Caterpillar D-3408

Mesa Rotaria 1 National C-275 Bombas de lodos 2 Gardner Denver PZ-9 Malacate de trabajo 1 National 80B – 1000 HP Volumen total de sistema de fluidos

1140 bls Incluidos: Tanque de viajes, Tanque de asentamiento, Tanque de lodo limpio, Tanque de succión, Tanque de píldoras y premezclado.

Equipo de preventores

Cameron, 13 5/8” 5000 psi; Anular y de doble tipo de Rams.

Stand Pipe Dos líneas disponibles, 5” OD Flecha 1

1 5 ¼” Hexagonal, 40 ft long 3 ½” Square, 40 ft long

tubería de perforación

5” OD, 19.5 wt, Grade S-135 & E-105, 4 ½” Conexión IF 3 ½” OD, 15.5 wt, Grade G & E 3 ½” Conexión IF

La altura de la sub-estructura debe ser de mínimo 24 ft, suficiente para acomodar la RCH

Piso de perforación • líneas de inyección de alta presión • Ensamble del stand pipe tie-ins • Válvulas check • Conexiones • Línea de alivio • Manguera de la flecha y la swivel • Inspección de condiciones • Riesgos con gas comprimido • Problemas de presencia de gas • Zonas eléctricas en el equipo Conjunto de preventores • Controles del acumulador • presión atrapada entre el espacio

anular y la cabeza rotativa • Espacio disponible para el montaje

de la cabeza • Cambio de hules del balero

81


• Línea de retorno hacia el equipo de bajo balance

• Problemas de elevación del cabezal • Espacio de la línea de control y de

matar • Impacto sobre la producción • condición de la conexión superior

del preventor anular Sistemas auxiliares del equipo • Electricidad y aire comprimido • Sistemas de comunicación • Teléfonos y radios para el personal

clave • Sistemas contra incendio y otros

sistemas de seguridad • Sistemas de recolección de datos • Control geológico • Datos de desviación • Datos del sistema de separación • Adquisición de datos y laboratorio 6.3.2 Tamaño y construcción de

la localización localización en tierra • El tamaño de la localización debe

ser evaluado antes del movimiento del equipo de perforación.

• Debe ser considerada el área adicional para el equipo de bajo balance.

• Necesita considerarse el movimiento y acceso de equipo pesado del equipo de bajo balance.

• Se deben considerar el punto de reunión y las áreas de emergencia.

• Especial atención se le deben dar a la Localización de líneas con alta presión

• Estaciones de emergencia • Botiquines de primeros auxilios y

nombres del personal en locución en cada turno.

• Sistemas de comunicaciones • Contar con radiocomunicación

dentro de la locución • Familiaridad con sirenas de alarma

en el equipo. • Manga veletas • Conexión de sistemas eléctricos y

aterrizajes. • Áreas peligrosas deben ser

señaladas y demarcadas. • El área de bajo balance debe ser

restringida para personal no autorizado.

• Señalar con letreros áreas de alta presión.

• Las líneas eléctricas también deben ser demarcadas

• Las líneas de adquisición de datos deberán estar enterradas para evitar que se dañen. Un aviso de precaución debe ser instalado para información del personal visitante.

• Puentes peatonales sobre líneas de alta presión

• Ubicación apropiada de líneas y tuberías sobre patines.

• Adicionalmente, se debe tener cuidado en el montaje y desmontaje de los equipos y líneas.

6.3.3 consideración de la sarta

de perforación y ensamblaje de fondo

Sarta de perforación • Dos alternativas de tubería • Tubería de perforación • Tubería flexible • El equipo de superficie es

prácticamente idéntico para ambos

82


• Seleccionar la mejor opción después de las siguientes consideraciones

Sistema con tubería de perforación • Ventajas • Familiaridad y experiencia • Los márgenes de peso sobre la

barrena, tensión y rotación • Permite mayor gasto de inyección • Única forma de perforar agujeros

superiores • Desventajas • La fluctuación de la presión de fondo

durante la conexión • Limitación del equipo de superficie

(Cabeza rotatoria, etc.) • Limitación para el equipo de fondo

(MWD) • Puede necesitar una unidad de

snubbing (sino se utiliza DDV) Sistema con tubería Flexible • Ventajas • La ausencia de conexiones facilita la

dinámica del flujo del pozo • Capacidad de alta presión en

superficie • Viene con un conjunto de

preventores compacto • Snubbing intrínseco del sistema • Desventajas • Dimensión del agujero y

revestimiento limitados por las perdidas de presión en la limpieza y la inyección

• El peso sobre la barrena es limitado • logística y espacio en la perforación

costa afuera • Soportes en el equipo (para

completamiento) Diseño de la sarta de perforación • Con cualquier sistema el mecanismo

de transporte, debe ser considerado con la ingeniería tradicional de perforación

• Evaluar el torque y el arrastre usando programas estándar

• Generalmente el peso sobre la barrena utilizado en bajo balance es menor

• Menor densidad en los fluidos causara un arrastre mayor

• Verificar que las tensiones están en los limites

• Deben existir márgenes adecuados para tensión peso sobre la barrena

• Evaluar la fatiga • En pozos de radio corto, la fatiga es

peor que en los convencionales • Tomar en consideración la corrosión

y su medición • consideración de la menor factor de

flotabilidad (factor de flotabilidad) • Peso sobre la barrena debido a

cambios en el factor de flotabilidad • Vibración de las cargas en los

componentes de la tubería de perforación comparado con la operación convencional

• Mayor torque y arrastre comparado con la operación convencional

• consideración de la corrosión y criterios de medición

Condiciones de la tubería de perforación • Condiciones externas • Marcas de llaves y cunas • Fricciones • identificación de ranuras • Condiciones internas • Cortes internos de la tubería • Incrustaciones internas • Inspección de tubería Diseño del Ensamble de Fondo • • Minimizar el uso de Drill collars de

espiral y tubería Heavy weight de espiral

• Eliminar estabilizadores • Ensamble de fondo más corto • Válvulas contrapresión • Motores de fondo Válvulas Contrapresión • Primera barrera para un reflujo en

la tubería

83


• No se aceptan válvulas de contrapresión convencionales

• Las válvulas deben ser diseñadas para las temperaturas de fondo

• Un mínimo de 3 válvulas por sarta • 2 por ensamble de fondo • Una cerca de la superficie • Se puede adicionar una válvula con

intervalos regulares para disminuir el tiempo de alivio de presión de la sarta

Problemas en los motores con fluidos de dos fases • Exceso de velocidad • El gasto máximo de circulación a

través del motor se debe basar el volumen equivalente liquido de circulación

• El exceso de velocidad ocurre cuando se le quita la carga al motor y el gas se expande, causando un incremento en el gasto equivalente de flujo

• La vibración y la temperatura pueden disminuir el tiempo de vida

• Compatibilidad con el fluido inyectado

• La absorción de gas puede causa hinchazón en los elastómeros

• Los hidrocarburos pueden causar rompimiento de los elastómeros

6.3.4 Sistema de circulación Retorno de flujo hacia el equipo • Circulación a través del bypass del

equipo de separación. • Para circulación convencional

cuando se hacen viajes o se perfora el cemento y accesorios(zapata).

• Se instala una línea de bypass en la línea de retorno como alternativa.

• Línea de retorno aguas abajo del separador.

• Se requiere si se están usando las bombas del y los tanques de lodo del equipo de perforación.

• Se requieren bombas de transferencia de fluidos y de sólidos hacia las temblorinas.

Fluidos El objetivo del diseño del fluido de bajo balance • Transporte de los recortes a la

superficie • Medio de control de la presión de

fondo • Reducir o eliminar el daño en la

formación • Una implementación deficiente de la

operación bajo balance incrementa el riesgo de un daño en la formación debido a la ausencia de fluidos y la perdida de control sobre los aditivos(o la ausencia del filtro de la retorta)

Puntos claves en Proceso de Selección del Fluido • Presión de poro • Presión de fractura • Presión de saturación • Litología, Propiedades de las rocas

(Porosidad y Permeabilidad) • Fluidos de la formación • Interacción de los fluidos producidos

con la formación (hinchazón) • Interacción de los fluidos producidos

con los fluidos de perforación (emulsión)

• Caída de presión, PI y volumen de fluido esperado

• ROP esperadas (Volumen de recortes producidos)

• Análisis hidráulico, gasto requerido, requerimiento de BHA, geometría del pozo

• separación y manejo de los fluidos en la superficie

• Problemas relacionados con seguridad y medio ambiente

Fases Liquidas

• Agua • Fresca • Salmuera • Aceite • Diesel • Aceite crudo

84


• Lodo • Normalmente no usado

debido a la dificultad para la separación del gas

• Otros • Aditivos químicos • Inhibidores de corrosión • Emulsificantes • Desemulsificantes • Surfactantes (Jabón)

Opciones para la fase gaseosa

• Aire • Gas Natural • Nitrógeno

• Criogénico • Membrana

• Dióxido de carbono • Gas de desecho

Consideraciones • Costos • Disponibilidad • Corrosión • Compresibilidad • Seguridad Métodos de perforación bajo balance • Variaciones de bajo balance

desarrolladas • Perforación con aire y gas natural • Perforación con flujo controlado

(quemador) • Perforación con flujo controlado en

sistema cerrado • Perforación con niebla • Perforación con espuma • Perforación con fluidos nitrogenados • 6.3.5 Modelo Hidráulico

Multifásico El diseño de un programa de perforación bajo balanceadas debe estar soportado por un cuidadoso modelamiento de las condiciones hidráulicas en el pozo.

El programa de simulación permitirá evaluar entre otras las siguientes condiciones • Evaluar si las condiciones de bajo

balance pueden ser logradas durante la perforación

• Las caídas de presión están dentro de los rangos (Limite inferior y superior)

• Se consigue limpieza del agujero adecuada

• El flujo equivalente para los motores • Dimensionamiento del paquete de

bajo balance El análisis del modelamiento hidráulico permitirá determinar los volúmenes de inyección óptimos de cada una de las fases involucradas. Además permite analizar el efecto durante la operación de eventos como el influjo de fluidos desde la formación al sistema Datos de Entrada del Modelo de Flujo multifásico • Geometría del pozo

• Revestimiento, liners, agujero abierto

• Factores de fricción para el revestimiento, agujero abierto

• Plan direccional • Propiedades del fluido

• Newtoniano, Plástico de Bingham, Leyes de poder

• viscosidad, tensión • Propiedades del gas

• gravedad especifica, composición

• Viscosidad vs. efecto de temperatura

• Propiedades de la sarta • Ensamble de Fondo • Tipo del motor de fondo • Gasto recomendado • presión diferencial (fuera del

fondo y operando) • Perdida de presión en la barrena

• Diseño de los parámetros de trabajo • Matriz del gasto de liquido y gas • Profundidad de la circulación

• evaluación de la profundidad

85


• Influjo del reservorio • presión en cabeza / presión de

circulación en el fondo del pozo • ROP – Promedio del tamaño de las

partículas • Resultados del Modelo de Flujo multifásico • El resultado de la simulación permite analizar:

• Presiones de circulación de fondo • Liquido & Gas gasto • Flujo optimo de liquido a través del

motor • Perfil de velocidad • Ventana operativa de inyección de

fluido vs la presión de fondo.

Ejemplo del resultado de una simulación.

Ejemplo de Una Ventana Operativa generada con el Software

86


6.3.6 Diseño el equipo de perforación bajo balance

Los tópicos más críticos • La seguridad en la operación para la gente y el patrimonio • Minimizar la cantidad de carga durante el transporte del equipo • Minimizar el tiempo de arme y desarme • Minimizar el personal requerido para la operación • Remover la duplicación de equipo y personal • Incrementar la eficiencia de la operación • Proceso General • Retorno de Fluidos • Aguas Arriba del Equipo • Cabeza Rotativa • Adquisición de Datos • márgenes de Seguridad •

6.3.7 Análisis Post-operacional

• Reporte y manejo de los datos de campo • Reporte final, reporte de fallas y lecciones aprendidas • identificación de problemas y riesgos • Resaltar las áreas para enfatizar y optimizar en el futuro • Identificar los sobrecostos • Desempeño del pozo, fue y en que grado un beneficio el bajo balance

87



88


7. TERMINOLOGIA

AREA DEL JET o TFA = (D2) pulg x 0,785

GRADIENTE DE LODO (PSI/FT) = 0,052 x Peso de Lodo (ppg)

DESPLAZAMIENTO DEL METAL = OD2 – ID2 = Bbl/ft

1029,4

CAPACIDAD INTERNA DE TUBERÍAS = ID2 = Bbl/ft

1029,4

PESO DE LODO P/MATAR = (SIDPP) % (0,052) % (TVD) + MWO = PPG

PESO DEL HIERRO = (D2 – d2) x 3,97 = kg/mt

D= diámetro exterior en pulgadas.

d= diámetro interior en pulgadas.

PRESION HIDROSTATICA = Dens. x h = kg/cm2

10

Dens.= Densidad del lodo en gr/lt.

h= profundidad en mts.

FACTOR DE FLOTACIÓN = Dens. Acero – Dens. lodo

Dens.acero

Dens.acero= densidad del acero 7,85

dens.lodo= densidad del lodo en kg/lt.

PERDIDAS DE CARGA EN EL BIT = Q2 x Dens.lodo = psi

10858 x A2

Pc= perdida de carga.

Q= caudal en gal/min.

Dens. Lodo = densidad del lodo en (ppg)

A = área de boquillas(TFA).

89


VELOCIDAD DEL JET(CHORRO) = 0,3208 x Q = ft/seg

A

Q = caudal de lodo en galones.

A = Área de flujo.

FUERZA DE IMPACTO = 0,0173 x Q x Pb x W = psi

Q = caudal en gal/min.

Pb = Caída de presión en psi del jet.

W = densidad del lodo en ppg.

TEMPERATURAS

ºC= (ºF – 32) x 0,555

ºF= (ºC + 32)% 0,555

ECD = Densidad Equivalente de Circulación

BHP = Presión del Fondo del Agujero = ECD x Depth x 0,052

GRADIENTE 0,052 = 0,433 % 8,33 = 0,052

0,433= gradiente de Presión del agua dulce.

8,33= densidad del agua dulce.

APROX. P/ OBTENER PESO DEL TUBULAR = (OD2 – ID2) x 2.66 = Wt; lbs/Ft

CONVIRTIENDO PRESION EN PESON DEL LODO = (Presión, psi) / (1.42) / (T.V.D., mts) = gr/cc

CONVIRTIENDO GRADIENTE DE PRESION psi/mt EN PESO DEL LODO, gr/cc =

(Gradiente de Presión, psi/ mt) / (1.42)

VELOCIDAD DE ANULAR = (Q de Bomba gal/min) / (Anular Vol. gal/mts) = mts/ min.

90


PRESION DE FORMACIÓN = (PCDP) + (PH) = PSI

PCDP = Presión de cierre en el drill pipe en psi.

PH = Presión hidrostática en el interior del sondeo en psi.

ALTURA DE INFLUJO AL POZO = (Ganancia Presas, m3)/(Vol. Anular. m3/mt) = mts

ESTIMACION DEL TIPO DE INFLUJO =

Peso del lodo _ (SICP – SIDPP) = gr/cc

Altura de influjo x 1,42

SICP = Presión de cierre en el casing.

SIDPP = Presión de cierre en el drill pipe.

CAUDAL DE BOMBA TRIPLEX AL 95% x STROKE = (D2) x Longitud carrera x 0,009694 = Galones

CONVERSIÓN UNIDADES DE PRESION =

1 psi = 0,068 Atmósferas

1 Atmósfera = 14,70 psi

FORMULA DE LOS GASES IDEALES = Pf x Vf x Ti = Pi x Vi x Tf

Donde

Pf = es la presión de fondo.

Vf = es el volumen final en el fondo (interés)

Ti = es la temperatura de superficie.

Pi = es la presión atmosférica.

Vi = es el volumen inicial inyectado en scfm.

Tf = es la temperatura en el fondo.

FORMULA DE LOS GASES IDEALES ADAPTADA = Para calcular el volumen a través del motor(se supone la misma temperatura y se la quita de la formula)

Pf x Vf = Pi x Vi

91


FORMULA DE CAUDAL A TRAVES DEL MOTOR CON GAS O AIRE

P1 x V1 = P2 x V2

T1 T2

P1= Presión atmosférica según altitud.

P2= Presión en el fondo(PWD)

V1= SCFM x 5,614 = Bbl/min.

V2=? (volumen a encontrar)

T1= RanKine + ºF (R= 460 constante) entrada

T2= RanKine + ºF (R= 460 constante) en el fondo

PRESION

1- PRESSURE = FUERZA en lbs

AREA en pg2

2- FUERZA = PRESSURE x AREA

3- AREA = 3,1416 x D2 = 0,785 x D2

4

AREA EXPUESTA = 0,785 x D2 (tool joint)

GEOLOGÍA: El estudio de la composición, estructura e historia de la tierra.

FORMACION : Una secuencia lateral continua de sedimentos que es reconocible como diferente y cartografiable.

ORIGEN DE LAS ROCAS SEDIMENTARIAS

METEORIZACION : Masa terrestre elevada sobre el nivel del mar se meteoriza y se reduce en pequeños fragmentos (clásicos):

• Mecánicamente por medio de agua, viento y temperatura. • Químicamente por medio de minerales solubles que se disuelven dentro del

agua.

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TRANSPORTE : Se transportan fragmentos de roca (arena, limo, arcilla) y compuestos químicos disueltos (silicatos, calcita, hierro, etc) a la cuenca por la fuerza de gravedad, agua fluyente y viento.

SEDIMENTACIÓN : Los fragmentos son barridos hacia la cuenca, donde se asientan en el suelo de la cuenca y forman estratos de arena y arcilla saturados de agua.

COMPACTACION :El peso de cada capa sucesiva de sedimento (cuerpo superyacente) compacta los sedimentos que se encuentran debajo. La compactación exprime el agua fuera de los sedimentos y hace que fluya de nuevo hacia el mar.

CEMENTACION : A medida que el agua se fuerza hacia fuera, los componentes químicos disueltos que han quedado, cementan y unen los fragmentos formando roca sedimentaria.

CARACTERÍSTICAS DE ROCAS SEDIMENTARIAS

POROSIDAD (ϕ): El porcentaje de vacío por volumen del 100%. Rocas sedimentarias(lutita, arenisca, caliza) siempre exhiben algún valor de porosidad.

PERMEABILIDAD (K) : La habilidad de una roca de dejar fluir fluidos a través de ella, medidos en unidades de darcys. Una roca que es porosa no indica que es permeable, es decir, una lutita con porosidad del 10% puede exhibir solamente una micro permeabilidad.

TENSIÓN EN LAS ROCAS : Una fuerza impuesta a la matriz de la roca que se mide en libras de fuerza por pulgada cuadrada de área (psi). Los origines naturales de tensión en las rocas provienen de tensión por sobrecarga, tensión tectónica y presión de fluidos de formación.

TENSIÓN POR SOBRECARGA : La tensión producida por el peso combinado de rocas y fluidos de formación superpuestos a una profundidad de interés.

TENSIÓN TECTONICA :La tensión producida por fuerzas laterales (lado a lado) en la formación. Las tensiones tectónicas son usualmente muy elevadas en regiones montañosas.

SIGLAS Y SIGNIFICADOS DE LA INDUSTRIA

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API= American Petroleum Institute. Instituto Americano del Petróleo.

AV= Annular Velocity. Velocidad Anular.

B / F= Buoyancy Factor. Factor de flotación.

BHA= Bottom Hole Assembly. Sarta del fondo del pozo.

BOP= Blowout Preventer. Preventor de reventones.

DC= Drill Collar. Cuello de perforación o de tubería vástago, tubo de lastre.

DP= Drill Pipe. Tubería de perforación.

DS= Drill String. Sarta de perforación parte interior.

ECD= Equivalent Circulation Density. Densidad equivalente de circulación.

FP= Formation Pressure. Presión de formación.

GPM= Gallons per Minute. Galones por minuto.

GOR= Gas Oil Relation. Relación gas / petróleo.

HP= Hydrostatic Pressure. Presión hidrostática.

HW= Heavy Weight. Extrapesada/o.

HWDP= Heavy Weight Drill Pipe. Tubería de perforación extrapesada.

IADC= International Association of Drilling Contractors. Asociación Internacional de contratistas de perforación.

ICP= Initial Circulating Pressure. Presión inicial de circulación.

ID= Incide Diameter. Diámetro interno.

KCP= Kill Circulating Pressure. Presión de circulación para matar el pozo.

K-L= Kick Zone – Loss Zone. Zona de arremetida – Zona de perdida.

KMW= Kill Mud Weight. Peso del lodo para matar el pozo.

KOP= Kick-Off Point. Punto de arranque del desvío.

LCM= Loss Circulation Material. Material de perdida de circulación.

MASP= Maximum Allowable Surface Pressure. Presión de superficie máxima admisible.

MCPL= Maximum Casing Pressure Limited. Limite máximo de Presión en el revestimiento.

MD= Measured Depth. Profundidad medida.

MW= Mud Weight. Peso o densidad de lodo.

MWD / LWD= Measure While Drilling / Log While Drilling. Medición mientras perfora / Anotar mientras perfora.

OBM= Oil Base Mud. Lodo con base de petróleo.

OD= Outside Diameter. Diámetro exterior.

OIM= Offshore Installations Manager. Gerente de instalaciones costa afuera.

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OMW= Original Mud Weight. Peso o Densidad original de lodo.

O / W= Oil / Water. Petróleo / Agua.

PDC= Polycrystalline Diamont Cutter. Cortadora policristalina de diamante.

POOH= Pull Out of Hole. Sacar del pozo.

PPB= Pounds Per Barrel. Libras por barril.

PPG= Pounds Per Gallon. Libras por galón.

PPM= Parts Per Million. Partes por millón.

PSI= Pounds per Square Inch. Libras por pulgada cuadrada.

PV= Plastic Viscosity. Viscosidad plástica.

RIH= Run In Hole. Introducir tubería en el pozo.

ROP= Rate of Penetration. Velocidad de penetración.

SBM= Synthetic Base Mud. Lodo con base sintética.

SCR= Silicon Control Rectifier. Transformador de control de silicio.

SF= Safety Factor. Factor de seguridad.

SICP= Shut-in Casing Pressure. Presión de cierre en el revestimiento.

SIDPP= Shut-in Drill Pipe Pressure. Presión de cierre en la tubería de perforación.

SPM= Strokes per Minute. Emboladas por minuto.

STD= Standard. Estándar.

TD= Total Depth. Profundidad total.

TDS= Top Drive System. Sistema de motor superior.

TFA= Total Flow Area. Área total de flujo.

TOC= Top of Cement. Tope del cemento.

TP= Tool Pusher. Jefe de cuadrilla.

TR= Tubería Revestimiento

TVD= Total Vertical Depth. Profundidad total vertical.

UBD= Under Balanced Drilling. Perforación bajo balance.

UGB= Underground Blowout. Reventón subterráneo.

UBHO= Universal Botton Hole Orientation Sub. Reducción universal de orientación de fondo de pozo.

WBM= Water Base Mud. Lodo base agua.

WOB= Weight On Bit. Peso en la barrena o trepano.

WC= Well Control. Control del pozo.

YP= Yield Point. Punto Cedente.

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PESO ESPECIFICO EN KG DE ALGUNOS MATERIALES EN LA INDUSTRIA

NOMBRE DEL MATERIAL PESO

BARITINA 4,0 – 4,5

BENTONITA 2,3 – 2,4

CEMENTO 3,1 – 3,2

CUARZO 2,65

YESO 2,3

AGUA 1,0

FUNCIONES ESPECIFICAS DE ALGUNOS MATERIALES EN LA INDUSTRIA

NOMBRE DEL MATERIAL FUNCION

BARITINA DENSIFICANTE

BENTONITA VISCOSIFICANTE

CAL FLOCULANTE

TANUS S.DIS DISPERSANTE

TANUS PAC LV REDUCTOR DE FILTRADO

SODA CAUTICA ALCALINIZANTE

TANUS E.LUBE LUBRICANTE ESPECIAL

GAS-OIL LUBRICANTE

CARBONATO DE SODIO REMOVEDOR Ca++

NITRÓGENO CRIOGÉNICO

Se encuentra en aire en aproximadamente un 78%, es inerte, incoloro e inoloro, con una densidad de 0,724 lb/scf; es convertido en liquido a través de compresión, separación y una planta de liquefacción.

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BIBLIOGRAFIA Gas Research Institute (GRI) y otros autores. 1997. Underbalanced Drilling Manual.

Chicago Illinois. Society of Petroleum Engineer. 1997. Petroleum Engineer Handbook. Unites States of

America. Maurer Ingenieering INC. 1998. Underbalanced Drilling and Completions Manual.

Houston, Texas.

Lunan, Bryan And Associates INC. 2001. Reservoir Engineer Course for “UBD Professionals”. January.

Nas, Steve. 2001. Introducción a la Perforación Bajo Balance. Bucksburn, Aberdeen. WTF Training-Underbalanced Operations. 2004. Rigtrain. Drilling and Well Services Train.

Houston,Texas. Japonja, J. 2005. Managmen Pressure Drilling. Weatherford International INC. Houston,

Texas. Baker Hughes Inteq. 1998. FLUIDOS “Manual de Ingeniería” Revision B. Houston, Texas.

Agosto.

Principios de Perforacion Bajo Balance

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