perforacion en balance (control de presiÓn)
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MARCO TEÓRICO
3.2.- Bases Teóricas.
3.2.1.-Densidad.
La densidad de una sustancia de define como su masa por unidad de volumen. Para
los propósitos de nuestra discusión, el término masa y peso se usarán indistintamente.
Por eso, la densidad de un objeto es simplemente su peso dividido por su volumen.
Densidad (Libras por Galón)
3.2.2.-Presión.
La presión se define como la fuerza aplicada en una superficie dividida por el área
sobre la cuál la fuerza actúa.
Presión (libras por pulgada cuadrada) =
3.2.3.-Presión de Formación.
La presión de formación se define como la presión del fluido dentro del espacio poroso
de la formación. El termino presión de poros significa lo mismo que la presión de
formación.
(3.1)
(3.2)
3.2.4.-Presión de Fractura.
La presión de fractura es la presión a la cual la formación se fractura y permite que el
lodo fluya dentro de ella. Aunque los términos presión de fractura y gradiente de
fractura no son técnicamente lo mismo, a menudo se usan con el mismo significado.
En el campo petrolero es muy común oír que una formación tiene un “Gradiente de
Fractura” de: 10.0 ppg
1,040 psi
0.520 psi/pie
A una profundidad de 2,000 pies.
3.2.5.-Presión Hidrostática.
La presión hidrostática de un fluido es la presión ejercida por la columna de fluido
debido a su peso y su altura (o profundidad). El término cabeza hidrostática se usa
como sinónimo de presión hidrostática. Cabeza hidrostática se abrevia como HH, y la
presión hidrostática se abrevia como HP.
HP (en psi) = Prof. (pies) x Peso del Lodo (lb/gal) x
Después de hacer las cancelaciones de las unidades, se tiene:
HP (en psi) = .052 x Peso del lodo x Profundidad
HP (en psi) = .052 x MW x D
3.2.6.-Perdida de Presión en el Anular.
La pérdida de presión del fluido a través del anular desde la mecha hasta la superficie
se conoce con el nombre pérdida de presión en el anular. Depende de la rata de flujo
del lodo, la geometría del hueco y las propiedades de flujo del lodo de perforación.
(3.3)
3.2.7.-Presión de Fondo (BHP).
BHP corresponde a la abreviatura Bottom Hole Pressure (Presión de Fondo).
La presión de fondo del pozo o simplemente la presión de fondo, es la suma de la
presión aplicada en superficie, la presión hidrostática de cualquier lodo en el pozo, la
presión hidrostática de cualquier gas o agua en el pozo y las perdidas de presión en el
anular
3.2.8.-Presión de Suabeo (SWABBING).
La presión de suabeo, es creada cuando sé esta sacando la tubería del hueco. La
presión de suabeo actúa como una presión hidrostática negativa, en esta forma puede
causar una disminución en la presión de fondo del pozo (BHP). Si la BHP (Bottom Hole
Pressure) llega a ser menor que la presión de la formación, puede ocurrir un influjo de
la formación al pozo. Hay un número de factores de los cuales depende la presión de
suabeo. Algunos de estos son:
a) La velocidad a la cual se saca la tubería.
b) Las propiedades de Flujo de lodo, especialmente el punto cedente y los geles.
c) La geometría del hueco.
d) El embolamiento (Balling) de la sarta (mecha, lastrabarrenas, estabilizadores).
3.2.9.-Caída de Presión.
La caída de presión se define como la presión gastada para hacer que el fluido fluya a
través de una tubería, anular, orificio o línea debido a la propia resistencia interna del
fluido al fluir. La caída de presión es independiente de la presión hidrostática y de la
presión aplicada. La caída de presión depende de las propiedades del fluido, de las
dimensiones de la tubería y la rata de flujo del fluido. La caída de presión no depende
del ángulo o la profundidad de la tubería. Para los propósitos de los cálculos de caída
de presión, da lo mismo asumir que la tubería está en posición horizontal o en posición
vertical.
3.2.10.- Gravedad Específica.
La gravedad específica de una sustancia, es la densidad de la sustancia dividida por la
densidad del agua dulce. La densidad del agua dulce es 8.33 ppg. El término gravedad
específica se abrevia a menudo como SG. Y corresponde a la abreviatura de specific
gravity.
3.2.11.- Gradiente de Presión.
El gradiente de presión se define como el cambio de presión por pie de profundidad. La
unidad dada generalmente para el gradiente es psi/ft.
El gradiente de presión de un lodo es simplemente la densidad en ppgx0.52.
3.2.12.- Densidad de Lodo Equivalente (EMW).
La densidad de lodo equivalente es la presión ejercida por el lodo, expresada como si
todas las presiones provinieran de la densidad del lodo solamente.
La presión hidrostática del lodo más cualquier presión aplicada, más la pérdida de
presión a profundidad D se pueden sumar para obtener la presión total a la profundidad
D. La suma de estas presiones se puede convertir a densidad de lodo equivalente
(EMW) a la Profundidad D usando la fórmula siguiente:
Densidad de Lodo Equiv. =
3.2.13.- Densidad Equivalente de Circulación (ECD).
(3.4)
ECD corresponde a la abreviatura de Equivalent Circulating Density (Densidad
equivalente de circulación).
La densidad equivalente de circulación se define como:
ECD =
El rango de la ECD varía entre 0.0 ppg y cerca de 0.5 ppg por encima de la densidad
del lodo en ppg; puede ser mayor de 0.5 en casos excepcionales pero no es lo común.
3.2.14.- Densidad del Lodo Insuficiente – Presión Anormal.
Aunque la mayoría de los reventones o amagos de reventones ocurren mientras se esta
“viajando”, densidad del lodo insuficiente es la segunda causa mas común de amago de
reventones. Cerca del 41% de todos los reventones ocurre mientras se perfora lo que
implica que la densidad del lodo en uso, no fue suficiente para controlar la presión de
formación. En el área de la Costa del Golfo la mayoría de los pozos se perforan con
lodo de densidad mayor de 9 ppg. La presión normal de formación en la Costa del
Golfo se asume en 9 ppg. Si un lodo de 9 ppg o mayor es insuficiente para controlar la
presión de la formación, entonces existen presiones anormales.
Hay un número de técnicas para ayudar en la detección de presiones anormales. Entre
ellas, las que pueden proveer información sobre presiones anormales anterior a la
perforación son las siguientes:
1. Paleontología.
2. Registros tomados en el área y análisis de la historia de pozos anteriores.
3. Cambios de temperatura.
4. Lectura de gas.
5. Resistividad del lodo o de los ripios.
(3.5)
6. Apariencia de los ripios.
7. Condiciones del hoyo.
3.2.15.- Arremetida.
Una arremetida se puede definir como una condición que existe cuando la presión de la
formación excede la presión hidrostática ejercida por el fluido de perforación al pozo,
permitiendo la entrada de los fluidos de la formación al pozo.
3.2.16.- Señales de Alarmas de Arremetidas.
Hay un número de indicadores que se pueden observar que darán la alarma de una
arremetida en progreso. Recuerde que mientras más temprano se detecte la
arremetida, más fácil será controlar el pozo. Las detecciones a tiempo pueden
minimizar un problema que de otra manera se convertiría en una catástrofe. Es
responsabilidad de cada uno de los miembros de la cuadrilla estar atentos a cualquier
indicación de condiciones anormales del hueco que se puedan notar en el área de
trabajo. Puesto que la mayoría de la información de lo que pasa en el pozo se
transmite a través del lodo de perforación, la mayoría de las arremetidas también
envuelven al lodo de perforación.
3.2.17.- Aumento de la Rata de Flujo de Retorno.
El indicador más obvio de una arremetida en el pozo es un aumento en la rata de flujo
de retorno, mientras se bombea a una rata constante. Puesto que el lodo entra y sale
del pozo con la misma rata de flujo en condiciones normales, un aumento en el flujo de
retorno, significaría que el fluido de la formación estaría “ayudando” el flujo del lodo que
retorna. El aumento en la rata del flujo que retorna se puede notar en una carta, por
inspección visual en la campana (bell nipple), en los cernidores o por la señal más obvia
de todas, los bujes de transmisión son levantados de la mesa rotativa.
3.2.18.- Cambio en el Peso de la Sarta.
La sarta pesa menos cuando está sumergida en el lodo que cuando está en el aire
porque el lodo provee un efecto de flotación en la sarta de perforación. Los lodos
pesados (de mayor densidad) ejercen mayor efecto de flotación que los lodos livianos.
El influjo de los fluidos de la formación hace más liviana la columna de lodo y el
resultado es una disminución del efecto de flotación que actúa sobre la sarta de
perforación.
3.2.19.- Lodo Cortado de Gas.
Lodo con corte de gas puede causar una arremetida, aunque eso no ocurre muy a
menudo. La fuente de gas en el lodo es generalmente la formación que ha sido
penetrada por la mecha (barrena). En el campo petrolero, este fenómeno se le llama
“gas perforado” (drill gas), gas de ripio (cutting gas) o “cortes del núcleo perforado”
(core volumen cutting).
La mayoría de la expansión del gas ocurre cerca de la superficie del hueco. Si se está
perforando un pozo de bastante diámetro a una alta rata de penetración (como un pozo
de 17 ½” costa afuera), la cantidad de gas en el volumen que corta la mecha puede ser
considerable. La expansión del gas ocurre cuando el gas se acerca a la superficie, de
tal manera que la presión hidrostática del lodo disminuye. Si la presión hidrostática se
reduce a un valor menor que la presión de la formación, puede ocurrir una arremetida
(kick). Sin embargo, la reducción de la presión hidrostática causada en el fondo por el
corte de gas, no es significativa generalmente causan mayor preocupación que lo que
realmente significan. La mayor preocupación cuando se tiene lodo con corte de gas en
superficie se debe centrar en asegurarse que el equipo es adecuado para prevenir que
el lodo “cortado” por gas sea bombeado nuevamente al pozo. Un desgasificador es una
necesidad cuando se tiene lodo con corte de gas
3.2.20.- Lodo Cortado con Agua.
El agua puede entrar al lodo por el mismo mecanismo que entra el gas. Si la densidad
del agua de formación es menor que la densidad del lodo de perforación, puede ocurrir
una reducción en la densidad del lodo observado en la línea de flujo.
El agua no se expande en su viaje hacia arriba por el anular. Como consecuencia
cualquier disminución del peso del lodo causado por el agua contenida en los ripios de
la formación que se este perforando es generalmente insignificante porque la relación
de la cantidad de agua en cierta formación al volumen de lodo donde el agua se va a
dispersar es bastante pequeña. Sin embargo un influjo del agua de la formación se
puede detectar por tres métodos que son:
1. Corte de peso del lodo.
2. Cambio en la salinidad del lodo.
3. Cambio en la viscosidad del lodo.
En el área de la Costa del Golfo, la mayoría del agua de formación es agua salada. La
salinidad del agua de formación es generalmente más alta que del agua en el fluido de
perforación. Cuando esto es cierto cualquier entrada de agua de formación al lodo, se
puede detectar analizando la concentración de cloruros (corriendo una prueba de iones
de cloruro en el filtrado). Si los cloruros continúan aumentando, las probabilidades son
altas de que fluidos de la formación estén entrando al pozo como resultado de
condiciones de desbalance.
Los influjos de agua salada en cantidades apreciables también causaran aumentos de
viscosidad en sistemas de lodos de base agua que usan bentonita como viscosificador.
Probablemente es una buena práctica chequear los cloruros en el lodo en cualquier
momento que se presente un aumento de viscosidad repentino, a menos que aparezca
una causa conocida. Si en cualquier momento, el lodo tiene una salinidad mayor que el
agua de la formación es muy difícil detectar un cambio en la concentración de cloruros.
En este caso, el influjo de agua salada se puede detectar solamente por reducción del
peso del lodo o una ligera disminución de los cloruros. El corte del lodo por agua dulce
(agua con mínimas concentración de cloruros) puede ocurrir en la misma formación que
el corte de agua salada; pero un influjo de agua dulce debido a la presión de la
formación causara una reducción del peso, disminución de los cloruros, y
“adelgazamiento” del sistema de lodo a base de agua dulce. El corte del lodo por agua
fresca no es común en la costa del Golfo.
3.2.21.- Reventón.
Un reventón es un influjo incontrolado de los fluidos de la formación al pozo. Una
arremetida no es un reventón, pero si no se controla apropiadamente se puede
convertir en un reventón.
3.2.22.- Perdida de Circulación.
La pérdida de circulación puede ser causa de arremetida. Si se está perdiendo
circulación, el nivel del fluido en el hueco, puede empezar a bajar. La altura de la
columna de fluido en el hueco disminuye, causando en esta forma, una disminución en
la presión hidrostática del lodo. Si la presión hidrostática del lodo disminuye hasta el
punto de llegar a ser menor que la presión de la formación, puede que ocurra una
situación potencial de arremetida. Si el problema de pérdida de circulación no se
detecta, una cantidad de influjo de fluido puede ocurrir en el fondo del pozo y por eso,
es muy buena practica tratar de mantener el hueco lleno con volúmenes de lodo
medidos.
3.2.23.- Teoría Básica de Control de Pozos.
Para matar un pozo, la presión de fondo (presión hidrostática del lodo y gas, mas
cualquier presión de superficie aplicada). Se debe mantener constante a un nivel
mayor o igual a la presión de formación.
El control de pozos se basa en un modelo de tubo en “U” en el que las presiones de los
lados están balanceadas (las presiones en ambos lados del tubo en “U” son iguales).
Considere un tubo de forma de “U”. Un lado de la U seria equivalente a la tubería de
perforación dentro del hueco y otro lado de la U será equivalente al espacio anular.
Ejemplo 1:
Considere que un lodo de 10.0 ppg balance la formación. Cuál es la presión de
formación (FP)?.
Figura 3.1. Métodos para el Control de Pozos
Fuente: Manual Básico de Control de Pozo
Considere que ambos lodos están llenos con un lodo de 10 ppg y que el sistema esta
cerrado en la parte superior en ambos lados.
0psi
0psi
LODO10 ppg
DENTRO DELA TUBERIA DEPERFORACIÓN
10.000 pies
ANULAR
LODO10 ppg
5200
psi
La presión del fondo del hueco (BHP) es igual a la suma de la presión hidrostática
ejercida por el lodo (5.200 psi a 10.000 pies) mas cualquier presión aplicada en
superficie (0). Ambos lados de sistema ejercen la misma presión hidrostática; ambos
lados tienen 0 psi aplicada en superficie, de tal manera que el sistema está balanceado
y en equilibrio. El objetivo en el control de pozos es balancear las presiones en cada
lado del sistema de tal manera que la BHP o presión en el fondo del hueco sea igual o
mayor que la presión de formación.
Ejemplo 2:
Calcular las presiones necesarias para imponer en la superficie (IPs) para balancear la
presión de formación.
Figura 3.2. Métodos para el Control de Pozos
Fuente: Manual Básico de Control de Pozo
Considere que el sistema esta cerrado en el tope de ambos lados. Se ejercen 6.000
libras de presión en el fondo. La presión hidrostática del lodo es solamente 5.200 psi.
las 6.000 psi que se han inyectado son suficientes para levantar el lodo de 10.0 ppg y
800psi
800psi
LODO10 ppg
DENTRO DELA TUBERIA DEPERFORACIÓN
10.000 pies
ANULAR
LODO10 ppg
Presión de Formación = 6.000 PSI
sacarlo del tubo en U, si el tubo en U se deja abierto. Lo que se debe hacer entonces
es balancear la presión de la formación aplicado presión en la superficie. Puesto que el
tubo en U está lleno de lodo de 10.0 ppg de igual longitud en ambos lados, seria
necesaria la imposición de igual presión en superficie para mantener el tubo en U
balanceado. Expresado matemáticamente sería así:
BHP = FP = HP 10.0 ppg + Ips.
Ips = presión aplicada en superficie (surface imposed pressure).
BHP = Presión del fondo del hueco.
FP = Presión de formación.
HP, 10.0 ppg = Presión hidrostática ejercida por el lodo de 10.0 ppg.
Por tanto tenemos que:
6.000 psi = 5.200 psi + Presión aplicada en superficie.
BHP = PF
La presión aplicada en superficie necesaria en 800 psi.
Ejemplo 3:
Cual es la presión necesaria para imponer en la superficie (IPs) del lado del anular para
balancear la presión de formación?
Figura 3.3. Métodos para Controlar el Pozos
Fuente: Manual Básico de Control de Pozo
Considerando que el lado que representa la tubería de perforación se llena con lodo de
10.0 ppg y el lado del anular se llena con lodo de 9.0 ppg. Nosotros queremos
balancear la BHP (presión del fondo del hueco) en ambos lados del tubo en U.
Considere que el tubo en U es nuevamente un sistema cerrado.
BHP - 9.0 PPG = .052 x 9.0 ppg x 10.000 pies = 4.680 psi
HP, 10.0 ppg = .052 x 10.000 pies = 5.200 psi
Para poder balancear el tubo en U, necesitamos imponer una presión en superficie en
el lado que tiene la menor cantidad de presión hidrostática del lodo. En este caso, el
lado del anular tiene el lodo más liviano, entonces se debe imponer una presión en
superficie en ese lado del tubo en U. Necesitamos imponer suficiente presión en
LODO10 ppg
TUBERIA DEPERFORACIÓN
10.000 pies
ANULAR
LODO9 ppg
0psi
520
psi
BHP=5200 psi
superficie en el lado del anular para igualar la presión del fondo el hueco (BHP) en el
lado del anular a la presión del fondo del hueco en el lado de la tubería de perforación.
Presión lado de la tubería de perforación = Presión lado del anular
HP (10.00 ppg) + Ips (tubería) = HP - (9.0 ppg) + Ips (anular)
5.200 psi + 0 psi = 4.580 psi + IPs (anular)
Ips (anular) = 520 psi
La presión aplicada en superficie debe ser 520 psi en el lado del anular para balancear
el tubo en “U”.
Ejemplo 4:
Figura 3.4. Métodos para Controlar el Pozos
Fuente: Manual Básico de Control de Pozo
Cual serán las presiones SIDPP y SICP para balancear la presión de formación?
Considere las condiciones siguientes:
LODO10 ppg
TUBERIA DEPERFORACIÓN
7.000 pies
ANULAR
LODO10 ppg
SICP2360 psi
GAS
3.000 pies
Presión de Formación = 6.000 PSI
SIDPP800 psi
1. El tubo en U esta cerrado en ambos lados.
2. La tubería de perforación esta llena con lodo de 10.0 ppg.
3. La longitud total o profundidad de ambos; del lodo de la tubería de perforación y del
lado del anular es igual a 10.000 pies.
4. La presión de la formación es 6.000 psi.
5. El anular se llena con 7.000 pies de 10.0 ppg y 3.000 pies de gas. (Desprecie el
gradiente del gas).
Se quiere calcular la condición de cierre de la tubería (SIDPP) y la presión de cierre del
revestidor (SICP) que se requerirá para balancear el tubo en U con la presión de
formación y que balancear ambos lados del tubo en U.
Queremos balancear la presión del fondo del hueco BHP y la presión de formación FP
en el lado de la tubería de perforación.
BHP = FP = SIDPP + HP (10.0 ppg, a 10.000 pies)
Y también balancear la presión del fondo del hueco BHP y la presión de formación en el
lado del anular.
BHP = FP = SICP + HP (10.0 ppg a 7.000 pies)
Y para balancear el tubo en U
Presión en el lado del anular = Presión en la tubería de perforación
SIDPP + HP (10.0 ppg a 10.000 pies) = SICP + HP (10.0 ppg a 7.000 pies)
HP (10.0 ppg a 10.000’) = 5.200 psi
Y HP (10.0 ppg a 7.000’) = 3.640 psi
FP = 6.000 psi y queremos que BHP = FP
Entonces,
6.000 psi = SIDPP + HP (10.0 ppg a 10.000’)
6.000 psi = SDIPP + 5.200 psi
Por lo tanto: SIDPP = 800 psi
Si la SIDPP = 800 psi, la BHP = FP en el lado de la tubería de perforación y de la
ecuación se deduce:
6.000 psi = SIDPP + HP (10.0 ppg a 7.000’) + HP – (gas)
Si despreciamos la HP – GAS, entonces decimos que:
6.000 psi = SICP + 3.640 ppg
Por lo tanto: SICP = 2.360 psi.
La presión de cierre de revestidor (SICP) requerida para balancear la presión de
formación y la presión del fondo del hueco en el lado del anular es 2.360 psi. Con 800
psi aplicados en superficie sobre el lado d e la tubería de perforación y 2.360 psi
impuestos en la superficie en el lado del anular, el tubo en U se balancea con respecto
a la formación, y ambos lados se balancean con respecto el uno del otro.
3.2.24.- Método del Perforador para Controlar el Pozo.
Otro método de control de pozos es el Método del Perforador o Método de Doble
Circulación. Este método requiere una doble circulación más que el Método de Esperar
y Pensar. Se requieren dos circulaciones del lodo en el anular para matar el pozo
usando este método. Durante la primera circulación, los fluidos de la formación (influjo)
se circulan o se sacan del anular. El pozo se cierra entonces, y se densifica el lodo en
la superficie hasta una densidad necesaria para matar el pozo. Se empieza a bombear
nuevamente, y el lodo más liviano en el anular se desplaza con lodo más pesado. Al
final de la segunda circulación se observa el pozo para estar seguros que está muerto.
El método del perforador se implementa usando el procedimiento siguiente:
1. Cierre el pozo usando el procedimiento de cierre preferido.
2. Registre la presión de cierre en la tubería de perforación, presión de cierre en el
revestidor, y la cantidad de ganancia en los tanques. Este seguro de revisar si hay
presión atrapada.
3. Calcule la densidad de lodo necesaria para matar el pozo.
4. Mantenga la presión del “estrangulador” constante manipulando el estrangulador y
aumente el bombeo hasta la rata reducida para matar el pozo.
5. Mantenga constante la presión en la tubería de perforación a la presión de
circulación inicial (presión de cierre en la tubería de perforación más la presión
reducida para matar el pozo) manipulando el estrangulador y la bomba a la rata
reducida para matar el pozo hasta que la arremetida (o influjo) haya salido del pozo.
6. Cuando el “influjo” haya salido del pozo, cierre el pozo y aumente la densidad del
lodo en los tanques al nivel necesario para matar el pozo.
7. Mantenga constante la presión del revestidor y aumente la rata de bombeo hasta la
rata reducida para matar el pozo.
8. Mientras bombea a la rata reducida pera matar el pozo, mantenga la presión del
revestidor constante manipulando el estrangulador y desplace el lodo en la tubería
de perforación con el lodo más pesado.
9. Una vez que el lodo dentro de la tubería ha sido desplazado con lodo más pesado,
observe la presión de circulación final en el manómetro de presión en la tubería de
perforación.
10.Continúe bombeando a la rata reducida para matar el pozo y mantenga constante la
presión en la tubería de perforación a una presión de circulación final observada
manipulando el choke hasta que el lodo más pesado llegue a la superficie.
11.Cuando el lodo más pesado ha llegado a la superficie, pare la bomba, cierre el
estrangulador y verifique que la presión de cierre en la tubería y la presión de cierre
en el revestidor sean iguales a cero. Si eso es así, entonces abra el estrangulador y
asegúrese de que el pozo no fluye. Si no se observa flujo abra el preventor de
reventones y observa nuevamente para asegurarse que el pozo está completamente
muerto.
3.2.25.- Condición Bajo Balance.
Condición en la cual la presión ejercida por la columna hidrostática del fluido de
intervención es diseñada para ser menor que la presión de formación, permaneciendo
dentro de un rango fijo. Se le permite al pozo fluir a tasas controladas.
BHP < PF
3.2.26.- Condición Cerca al Balance.
Condición en la cual la columna hidrostática del fluido de intervención es diseñada para
ser igual o ligeramente superior a la presión de la formación. No se planea tener influjo
de fluidos de formación.
BHP => PF
3.2.27.- Perforación en Balance.
Es una condición donde la cabeza hidrostática de la columna de fluido para perforar el
pozo se reduce para estar en balance o estar a mayor presión que la de la formación,
pero sin inducir hidrocarburos o fluidos de formación dentro del pozo.
3.2.28.- Perforación de Bajo Balance.
Es una condición “planificada” donde la presión del fondo del hoyo es ejercida por la
cabeza hidrostática de la columna del fluido, siendo menor que la presión de la
formación que se está perforando.
Figura 3.5. Comparación de Perforación Bajo Balance y Perforación Convencional
Fuente: Introducción a la Perforación Bajo Balance Internet
3.3.- Historia de las Operaciones Bajo Balance.
La perforación bajo balance es tan antigua como la industria de la perforación misma.
Los primeros pozos fueron perforados usando una herramienta de cable sin contar con
los beneficios de la presión hidrostática ejercida por una columna de fluido. El resultado
fue esencialmente ningún daño y una gran productividad. Desafortunadamente,
tampoco había un control sobre los pozos y como resultado de ello se produjeron
muchos daños ambientales y pérdidas de reservas.
En los comienzos de la industria, uno de los casos particulares de la perforación bajo
balance, la perforación con aire, fue también sugerido como una mejora sobre el uso de
las técnicas convencionales de aquellos días. El 2 de Enero de 1866 una patente fue
emitida por P. Sweeney en la que se cubría un proceso que usa aire comprimido para
limpiar los ripios de los hoyos perforados.
El primer caso registrado sobre el uso de un fluido gasificado para perforar un pozo de
petróleo ocurrió en el oeste de Texas en 1932, aunque había pretensiones hechas de
que los rusos usaron aire o gas como técnica de perforación a principios de la década
de los años 20. Existen algunas discrepancias en el reporte del pozo de 1932 como se
citó en J. E. Brantly Historia de la Perforación de un Pozo de Petróleo (1971). La
presión de yacimiento reportada de 1900 lpc a una profundidad de 8200 pies amerita un
peso de lodo equivalente (EMW) de un poco menos de 4.5 ppg (Lb/gal). Sin embargo,
el reporte establece que fue requerido un fluido de 8.25 ppg para prevenir la pérdida de
fluido de perforación hacia el yacimiento. El fluido actual usado tiene una relación
gas/agua de 142.5 a 1, lo cual resultó en un peso de lodo equivalente de un poco
menos de 4.0 ppg.
Las técnicas desarrolladas en el oeste de Texas demostraron popularidad y por varios
años después que ellas fueron adoptadas para su uso en Oklahoma, California y otros
campos del estado de Texas en la década de los años 30, estas técnicas usaban aire y
gas natural para airear ambos fluidos agua y petróleo. Este trabajo fue llevado a cabo
con sistemas de superficie cerrados con el objetivo de mantener la seguridad.
La Compañía de Texas, usando gas natural suministrado por una planta de
procesamiento como la fase continua, presentó primero la perforación con niebla en
California en el año de 1938. En este caso el petróleo fue usado como la fase líquida, y
el sistema de superficie fue completamente cerrado para recuperar todo el gas y el
petróleo usado.
El interés sobre el uso del gas como un fluido de perforación, o al menos el interés en
publicar información acerca de ello, despertó después del uso reportado en California
hasta el principio de la década de los años 50. Existen evidencias de que el aire y el
gas continuaron para ser usados durante este período, estas evidencia incluyen
referencias sobre equipos de perforación con fluidos aireados en los catálogos de las
compañías de lodos de perforación en uso de 1948 en el oeste de Texas. La década de
los 50 fue testigo del resurgir sobre el uso del y aire y el gas, con frecuencia en estado
puro sin aditivos líquidos, como un fluido de perforación en Canadá, oeste y centro de
Texas, Utah, y la Cuenca de San Juan de Nuevo México. A principios, el uso del gas
puro estuvo limitado a la perforación somera de pozos y de hoyos de secuencia
sísmica.
El uso del gas natural como un fluido de perforación ganó popularidad con El Paso
Natural Gas Co., a principios de 1951 en la Cuenca de San Juan en Nuevo México. En
varias oportunidades, los operadores tenían igual que recircular el gas natural mediante
su captura como existe en un separador, recomprimirlo, y reinyectarlo dentro de un
sistema de recolección bien sea directamente hacia una línea de distribución o después
de enviarlo a una planta de gas.
También durante 1951, el aire puro fue utilizado como un fluido de perforación, de
nuevo en el oeste de Texas. Una de las razones proporcionadas para el uso del aire
comprimido fue la eliminación del taponamiento de las fracturas de la formación que
resultó del uso de lodos base agua. Este trabajo estuvo basado en el éxito de la
perforación con gas reportado en nuevo México y Utah, por su parte el gas natural no
estaba disponible en los campos del Oeste de Texas, de manera que fue necesario el
uso de compresores de aire.
Las primeras operaciones de perforación con aire dependían del uso de compresores
portátiles adaptados de la industria, pero esto proporcionó un volumen inadecuado de
aire para la limpieza de hoyo. A pesar de esto la perforación con aire continuó para
disfrutar de éxito y fue beneficiosa en la reducción de costos debido al gran incremento
en la rata de penetración y a la reducción del número de mechas usadas así como de
los viajes requeridos. Sin embargo, el uso general de la perforación con aire sólo vino
con la introducción de compresores de aires móviles, portátiles y más grandes en 1954.
La perforación con aire y gas fue empleada durante este período por una variedad de
razones, incluyendo la prevención de pérdidas de circulación y daños a la formación,
también como el incremento en las ratas de perforación que habían sido vistas
tradicionalmente como uno de los beneficios más grandes de la perforación Bajo
Balance en general. Sobre las pasadas cuatro décadas, el interés de la perforación con
aire y gas vino y se fue, sin embargo estas técnicas son todavía una parte viable de la
industria de la perforación.
3.3.1.- Operaciones Bajo Balance.
Estas operaciones tienen lugar donde la presión hidrostática ejercida por el fluido de
cualquier formación de hoyo abierto es menor que la presión de poro actual de la
formación.
En vista de que esta definición depende de dos cosas, tanto de la presión de poro de la
formación como de la presión hidrostática ejercida por la columna de fluido, la misma
cubrirá una gran cantidad de tipos de fluidos, desde 100% gas hasta 100% líquido, y
cualquier otro tipo que se ubique entre estos dos. Las técnicas bajo balance, como
cualesquiera otras técnicas especiales empleadas en la industria, están acompañadas
de su propia jerga.
Las técnicas más comunes son definidas por el tipo de fluido usado para llevar a cabo
la operación. Estas incluyen operaciones de flujo, operaciones con fluidos aireados (o
gasificados), operaciones con espuma, operaciones con niebla, y operaciones con aire
(o gas), como son definidas a continuación.
Operaciones de Flujo.
Estas operaciones ocurren con un sistema de fluido de perforación líquido donde la
presión hidrostática ejercida por la columna de líquido es menor que la presión de poro
de la formación, de manera que los fluidos del yacimiento pueden fluir hacia la
superficie durante las operaciones.
Operaciones con Fluidos Gasificados.
También conocida como Operaciones con Fluidos Aireados, sin importar el tipo de gas
empleado. Estas operaciones ocurren con un fluido de perforación bifásico contentivo
de algunas formas de gas (normalmente aire, nitrógeno gas natural) mezclado con una
fase líquida (normalmente agua, lodo o un fluido base aceite) y unidos mediante el uso
de un surfactante. Los fluidos gasificados normalmente no contienen ningún
surfactante. En este sistema el líquido es la fase continua.
Una vez que la fracción de liquido exceda el 25% en volumen, la estructura de la
espuma se rompe y las burbujas se comportan de una manera independiente del
líquido moviéndose a velocidades diferentes. Cuando este tipo de mezclas es usado
como fluido de perforación, se denomina perforación con fluido gasificado, si el fluido
gaseoso es aire, se denomina lodo aireado.
Como fluido se pueden utilizar lodos, salmueras con o sin viscosificantes, diesel o hasta
crudo.
Para bombear la fase líquida, se utilizan las bombas de lodo y el fluido se mezcla con la
fase en el “stand pipe” con la parte gaseosa que es suministrada por compresores
adecuados para inyección de gas a alta presión.
Los retornos son desviados primero a un separador gas – liquido, el gas es
direccionado a un quemador y el líquido pasa al sistema convencional de tratamiento y
remoción de sólidos.
Si existe producción de hidrocarburos, se pueden usar equipos adicionales para
separar el crudo del fluido de perforación.
Características del Fluido Gasificado
La densidad de la mezcla depende de la relación de volúmenes bombeados de gas y
liquido. Más gas bombeado baja la densidad.
La Densidad Equivalente de Circulación es menor que la densidad de solo la
fase líquida.
Las velocidades anulares son bajas cerca a la broca y altas cerca a superficie
debido a la expansión del gas en el fluido.
Es usado comúnmente para perforar zonas de interés o yacimientos con presión
normal o depletados para eliminar el factor de daño.
Se tiene un mejor control de la densidad equivalente de circulación que con otros
sistemas, se pueden controlar rápidamente grandes influjos de aceite o agua.
La presión de circulación se ve limitada a la máxima presión de inyección de gas
suministrada por el compresor (1750 PSI disponible en Colombia).
Hay dos formas de perforar con fluidos gasificados:
Cerca de Balance La diferencia de presión entre la formación y el hueco es
mínima, de esta manera se controla el posible gas que pueda producir la
formación. El crudo se mezcla con el lodo y se debe mantener por debajo del
15%.
Bajo Balance Se producen todos los fluidos de la formación. Se requiere
equipo especializado para controlar la producción y manejar las presiones en
superficie.
Figura 3.6. Esquema de Perforación con Lodo Aereado
Fuente: Introducción a la Perforación Bajo Balance. MI, SWACO 1999
Operaciones con Espuma.
Para la perforación con niebla, la fase continua es el gas, en el caso de la espuma, la
fase continua pasa a ser el líquido con burbujas de gas dispersas donde líquido y gas
se mueven juntas a una misma velocidad. El líquido usado en las espumas es similar al
de la niebla y se inyecta a la corriente de gas dando un volumen en fracción de ±2.5 a
±25 por ciento.
Las espumas son descritas en función de calidad y de textura. La calidad es la fracción
en volumen de gas expresada como porcentaje a una temperatura y presión dadas. Por
ejemplo, una espuma con calidad de 90% es 90% gas y 10% líquido. La textura
describe la estructura de las burbujas dentro de la espuma. Una espuma fina tiene
pequeñas burbujas de gas, mientras que una espuma dispersa tiene grandes burbujas.
Las espumas tienen una alta viscosidad, permitiendo una excelente capacidad de
transporte de cortes. La reología es controlada por la fracción de volumen de liquido a
una presión determinada.
La viscosidad de las espumas ha sido estimada desde 115 cps a una fracción de líquido
de 2.5 por ciento, hasta 35 cps, a una fracción de líquido de 25 por ciento. En algunas
circunstancias se pueden adicionar viscosificantes al fluido inyectado formando una
espuma rígida (“Stiff Foam”).
Para que los cortes sean eficientemente removidos del pozo, la espuma debe mantener
sus condiciones de estabilidad y estructura hasta que es descargada por la línea de
superficie. Uno de los inconvenientes es la vida media de la espuma en superficie que
puede ser considerable y su tratamiento costoso debido a la cantidad de químico
necesario para tratarla.
Características de la espuma:
Usada cuando el volumen de aire no es suficiente para perforar con aire o niebla
en huecos grandes como de 26” y 17.5”
La espuma usa menos aire que la perforación con aire seco o con niebla.
Para perforar un hueco de 26” con aire seco se necesitan de 6000 a 7000 SCFM,
mientras que con espuma se necesita solo 1,200 SCFM.
Se obtiene la mejor limpieza del pozo.
No es erosiva, bajas velocidades anulares.
La espuma puede manejar influjos de agua.
La presión de circulación es de 200 a 500 psi.
La ECD de la espuma es ligeramente mayor que con niebla.
La espuma Rígida tiene pequeñas burbujas que no se rompen bajo alta presión
ni temperatura.
Si la espuma se rompe en el anular, la limpieza de pozo pierde toda eficiencia.
Componentes de la Espuma Rígida.
Volumen de aire: Depende del tamaño del pozo y de la profundidad.
Agua: 20 – 50 GPM dependiendo del tamaño del pozo.
Espumante: 1% en volumen del agua bombeada.
Inhibidor de corrosión: 0.1% en volumen del agua bombeada.
Polímero: Es usado para darle rigidez a la espuma, se adiciona 0.1% en volumen
del agua en el tanque de succión.
Rompedor de Espuma: Es adicionado al final de la línea de retorno o
directamente a la piscina.
Limitaciones de la espuma:
Es recomendable detener el sistema si se inicia la producción de gas, ya que este se
entrampa en las burbujas y luego es liberado en la piscina cuando la espuma se rompe.
Operaciones con Niebla.
Si la fracción en volumen de un líquido no viscoso es menos del 2.5 por ciento, el
líquido será suspendido en pequeñas gotas discretas dentro de una fase gaseosa
continua formando un fluido de perforación denominado “Niebla”. Para formar la niebla,
se usa una pequeña bomba triplex para inyectar fluido en superficie a una baja rata
dentro del fluido gaseoso, este líquido es usualmente agua, surfactante e inhibidor de
corrosión. Algunas veces se utilizan polímeros o sales para inhibir la reacción del agua
con capas sensibles de arcillolita.
Ya que el líquido se encuentra disperso en pequeñas gotas, no afecta la reología del
gas. Sin embargo, estas gotas si incrementan la presión de circulación del gas de una
manera análoga a la presencia de cortes en el espacio anular.
Características:
Se aplica cuando las muestras recolectadas aparecen húmedas durante la
perforación con solo gas
Se requiere 20% o 30% de volumen adicional de gas.
Usado en formaciones duras y abrasivas con influjos de agua.
Presenta altas velocidades anulares, erosiona el pozo
Puede manejar influjos de agua grandes hasta de 450 BBl/Hr. @ 1000’
Componentes:
Aire: Depende del tamaño del pozo y profundidad
Agua: 10 – 15 BPH
Surfactante (jabón): 3-5 GPH
Inhibidor corrosión 0.5 – 2.0 GPH
El tiempo de fondos arriba es corto
Se necesita una bomba triplex pequeña para bombear el agua. (7 - 15 GPM)
No necesita rociadores en superficie para controlar el polvo pues las muestras
salen secas.
Bajo ECD ( 0.1 - 0.4 LPG)
Incrementa el ROP
Los fluidos de la formación se van a producir.
Recomendaciones
Evitar largos periodos de circulación en un solo punto para evitar ensanchar el
pozo.
Se debe reciprocar la tubería mientras se circula
Si el pozo no es limpiado correctamente, se debe incrementar el volumen de aire
incrementar la concentración de jabón y agua. De lo contrario se debe cambiar a
otro sistema que requiera menos aire como espuma o un fluido gasificado.
Monitorear constantemente la corrosión de la tubería.
Figura 3.7. Esquema para Perforación con Niebla o Espuma
Fuente: Introducción a la Perforación Bajo Balance. MI, SWACO 1999
Operaciones con Aire.
Probablemente el método más simple y viejo es la perforación con aire. Los
compresores bombean el aire hasta la Swivel y de ahí el aire es usado como fluido de
perforación.
Adicionalmente, se requiere una cabeza rotatoria que provee un sello de baja presión
sobre la tubería de perforación y es colocada sobre las preventoras del taladro para
evitar que el aire a gran velocidad suba a la mesa rotaria y por lo contrario, sea
desviado hacia la línea de flujo de salida, en donde el aire y los sólidos son
descargados.
En el extremo de la línea de salida, se coloca una llama para quemar cualquier gas
producido y una regadera con agua para evitar la formación de nubes de polvo.
Es posible el uso de nitrógeno, gas inerte, como fluido de perforación. Otros gases
inertes son por lo general más costosos y el nitrógeno puede ser adquirido en estado
criogénico o puede ser generado en locación con una unidad de membranas.
Otra opción es usar gas natural como fluido de perforación. Esto puede resultar más
económico que el uso del nitrógeno si el gas está disponible en el campo. Muchas
veces el gas disponible tiene la presión necesaria y no son necesario compresores
adicionales.
La presión de circulación del gas y los cortes transportados están relacionados
directamente pues el peso de estos aumenta la presión de inyección. Si la rata de
circulación es muy baja, los sólidos se acumularan y actuaran como un choke.
La estimación de las tasas mínimas de bombeo de gas, se realiza con base en las
gráficas de Ángel en 1957. Estas son todavía usadas en el diseño de operaciones de
perforación con gas. Están basadas en la sugerencia de alcanzar una velocidad anular
de 3,000 ft/min a presión atmosférica, que es la mínima velocidad para remover los
cortes perforados. Sin embargo la estimación de estas velocidades no es trivial y las
gráficas pueden presentar inconsistencias y dar valores menores de aire bombeado.
Numerosas compañías de servicios tienen hoy en día simuladores numéricos para
realizar estos cálculos.
Características de la perforación con fluido gaseoso:
Presión de circulación:100 - 350 PSI
Altos volúmenes de gas requeridos.
Se aplica a formaciones duras, consolidadas y abrasivas sin fluidos como arenas
duras, conglomerados, basamento.
Altas velocidades anulares >= 3000 Ft/min
La limpieza del pozo es obtenida gracias a alas altas velocidades anulares.
Es erosivo
El tiempo de fondos arriba es corto.
Los cortes en superficie se presentan como polvo. Es necesario instalar
rociadores de agua al final de la línea de flujo.
ECD casi “0”
BHP 0 Altos ROP
Si la formación perforada tiene fluidos, estos serán producidos.
El aire seco no desplaza el aire producido. En ese caso se presentan problemas
de limpieza de pozo.
Buen método para refrigerar la broca, temperaturas por debajo de 0°C debido a
la expansión del gas.
Altas vibraciones en la sarta de perforación.
El aire seco no produce tortas de lodo.
Recomendaciones, perforación con fluido gaseoso.
La cabina de Mud logging debe siempre buscar muestras húmedas para cambiar
inmediatamente a perforación con niebla.
Evitar circular por mucho tiempo en un solo punto, se puede erosionar el pozo.
Si hay evidencias de problemas de limpieza de pozo, se debe incrementar el
volumen de aire bombeado o cambiar a otro sistema.
Si hay algún influjo de agua, cambiar a perforación con niebla.
Se debe usar “shock sub” sobre la broca debido a las altas vibraciones.
Las inspecciones de tubería deben ser más frecuentes que con la perforación
con lodo.
Brocas triconicas de dientes o insertos son suficientes para lograr altos ROP
Figura 3.8. Esquema de Perforación con Aire
Fuente: Introducción a la Perforación Bajo Balance. MI, SWACO 1999
Operaciones del Revoque.
Estas operaciones ocurren cuando la presión en el anular durante el flujo de la
perforación, excede el límite de presión de seguridad del elemento de control rotativo
(cualquiera de los dos bien sea el cabezal rotativo o el BOP rotativo). Las operaciones
del revoque no son operaciones bajo balance pero a menudo son el resultado de la
perforación bajo balance y emplean las mismas técnicas y equipos. Esto ocurre debido
a la pérdida de circulación alternante y a los flujos del yacimiento, y su nombre obedece
a que una columna de lodo de perforación es colocada en el anular para prevenir la
migración de gas hasta la superficie. La combinación del cabezal, hidrostática de la
columna de lodo y la presión anular en superficie actúan para balancear la presión de la
formación.
3.4.- Perforación Underbalanced (UBD).
Se define como la práctica de perforar pozos con el gradiente de fluido del pozo menor
que el gradiente natural de la formación. A diferencia de la perforación convencional en
que la presión que circula en el fondo del hoyo es más baja que la presión de la
formación, de tal modo permite que el pozo pueda fluir mientras se procede a la
perforación.
Figura 3.9. Perforación Bajo Balance
Fuente: Internet (www.UnderbalancedDrilling.com)
Además de reducir al mínimo la perdida de circulación y de aumentar la rata de
penetración, esta técnica tiene una ventaja extensamente reconocida de reducir al
mínimo el daño causado por la invasión del líquido que perfora en la formación. En
muchos usos de UBD, las ventajas adicionales son considerables debido a la reducción
en el tiempo de perforación, alarga la vida de la mecha de perforación, y permite la
detección de intervalos productivos mientras se esta perforando.
La tecnología de perforación Underbalanced es un método valioso para reducir al
mínimo problemas relacionados con invasión de la formación, porque hoy en día, la
mayoría de los campos de hidrocarburos se encuentran con presiones agotadas, o en
depósitos de la calidad compleja y baja, el uso económico de UBD llega a ser más y
más útil.
La "tecnología de perforación Underbalanced puede ahorrar millones de Dólares a la
industria aumentando la cantidad de petróleo recuperable dentro de un marco de
tiempo más corto".
3.5.- Por qué Perforar Bajo Balance.
El mayor beneficio de la perforación Bajo Balance es que puede incrementar el Valor
Presente Neto del Proyecto de perforación. Este beneficio puede ser generado por
diversos factores:
3.5.1.- Incremento en la Rata de Penetración.
El incremento en las ratas de penetración durante la perforación Bajo Balance es un
fenómeno bien conocido y documentado en la industria. Este incremento es
correlacionable en una relación linear con el diferencial de presión de poro y la presión
de bajo balance. Es común ver incrementos hasta de 10 veces sobre pozos perforados
sobre balance.
Aumento en la vida de la Mecha.
La vida de la broca es incrementada en pozos perforados Bajo Balance y con fluidos
livianos de perforación en vez de lodos convencionales.
La perforación Bajo Balance incremental la presión diferencial sobre la cara de la
formación que esta siendo perforada disminuyendo la resistencia aparente de la roca.
Por lo tanto, se puede utilizar menos peso sobre la broca para incrementar la eficiencia
de perforación con menos trabajo realizado por la broca en sí. Esto genera un mayor
tiempo de la broca en el pozo.
Adicionalmente, al perforar con aire o niebla se genera un efecto Venturi en las
boquillas que pueden reducir la temperatura por debajo de 0°C debido a la expansión
del gas, generando excelentes resultados para la refrigeración de la broca.
3.5.2.-Reducción de las Pérdidas de Circulación.
Al perforar una formación con baja presión y grandes gargantas de poro, fracturas o
cavernas, se puede originar una situación de pérdidas de circulación cuando el fluido de
perforación fluye hacia la formación en vez de retornar a superficie.
Las pérdidas de circulación pueden llegar a ser muy costosas debido al tiempo
requerido para reemplazar el fluido, químicos y aditivos perdidos antes de que se pueda
establecer nuevamente circulación.
Al perforar Bajo Balance, se disminuyen las pérdidas de circulación debido a la mínima
presión diferencial entre la columna hidrostática del pozo contra la presión de la
formación.
Sin embargo, estas pérdidas de circulación también pueden ocurrir durante la
perforación Bajo Balance ocasionadas por cambios en la geometría de las fracturas o
de presiones.
Es también posible que debido a las presiones capilares algo del fluido de perforación
se pierda en la formación. Sin embargo, esto ocurre a tan pequeña escala que este
fenómeno es indetectable para los volúmenes de fluido que se manejan en perforación.
Reducción de las Pérdidas Diferenciales.
Durante la perforación Sobre Balance de una formación permeable, la presión
diferencial entre la columna hidrostática y la presión de poro, forma una “torta de lodo”
en la pared. La pega diferencial ocurre cuando la tubería de perforación se incrusta
dentro de la torta y debido al área, se genera una gran presión diferencial que es
aplicada sobre la tubería hasta el punto que llega a ser mayor que la capacidad de
tensión.
Durante la perforación Bajo Balance, la pega diferencial se elimina pues no se forma
torta de lodo.
3.5.3.-Reducción del Daño de Formación.
Uno de los más peligrosos daños de formación es el causado por la invasión de lodo o
filtrado de lodo en la formación. Esto causa severas reducciones en la permeabilidad en
la zona vecina al pozo (Skin Damage).
Este daño puede afectar la evaluación inicial de un yacimiento comercial calificando
como no comercial.
Esta invasión de fluidos es causada por la presión diferencial del pozo hacia la
formación, que empuja el lodo dentro de los poros generando el bloqueo y disminución
de permeabilidad.
Durante la perforación Bajo Balance, esta presión diferencial desde el pozo hacia la
formación es reducida o invertida, eliminando el factor de daño de formación a un valor
mínimo.
Sin embargo, algunas veces, se presentan transigentes de presión sobre balance
durante la perforación debido a conexiones de tubería o falta de control en las
presiones de circulación o influjos de fluidos. Todos estos problemas se pueden
resolver con un adecuado diseño, control y supervisión del pozo.
Producción Temprana.
Durante la perforación Bajo Balance, la producción de crudo y gas se presenta en
superficie tan pronto como una zona de interés con hidrocarburos es perforada.
Es necesario equipo y personal adicional especializado para el manejo de estos
hidrocarburos, que pueden ser comercializados luego de su tratamiento. Algunos pozos
Bajo Balance han vendido suficiente crudo durante su perforación para pagar por el
valor del pozo.
Reducción de Costos de Estimulación.
Luego de perforar un pozo con métodos convencionales de Sobre Balance, se deben
realizar operaciones de estimulación para reducir el daño de formación usando
generalmente métodos como la acidificación, inyección de surfactantes o el
fracturamiento hidráulico.
Todos estos procedimientos generan incrementos en el costo final del pozo
disminuyendo su rentabilidad en un intento por conectar la zona no dañada con el pozo.
Al reducir el daño de formación con la perforación bajo balance, se reducen
considerablemente los costos de futuras estimulaciones.
Mejor Evaluación de la Formación.
Algunas veces la perforación convencional sobre balance, oculta la presencia de
formaciones productoras debido a su baja presión y por lo tanto son clasificadas como
zonas de pérdida de circulación.
La perforación Bajo Balance, mejora la detección de estos intervalos donde la
producción de aceite puede ser registrada en superficie tan pronto como son
perforados.
Los fluidos producidos como aceite y gas combinados con un registro de Mud Logging
adecuando y los parámetros de perforación, son una herramienta poderosa para indicar
las potenciales yacimientos productores tan pronto como son perforados. Al contrario
de la perforación Sobre Balance convencional en donde la presión restringe estos flujos
y el operador tiene que esperar hasta una prueba DST o los registros eléctricos para
confirmar estas zonas.
También es posible medir la productividad del pozo durante la perforación deteniendo la
circulación y permitiendo que el pozo fluya para hacer las mediciones necesarias.
3.6.- Limitaciones de la Perforación Bajo Balance.
Las limitaciones e impedimentos para realizar una perforación bajo balance son
principalmente técnicos o económicos.
Las razones para no perforar bajo balance se centran en inestabilidad de pozo, influjos
de agua, fuegos de fondo, perforación direccional y excesiva producción de
hidrocarburos.
3.6.1.- Inestabilidad del Pozo.
La inestabilidad del pozo es generada por dos factores: químicos y mecánicos.
Los factores mecánicos son incrementados durante la perforación Bajo Balance debido
a que la formación se somete a mayor estrés especialmente sobre la pared del pozo.
Este estrés es liberado en forma de inestabilidad que puede terminar en obstruir la
tubería de perforación debido a los fragmentos de roca desprendidos y que no pueden
ser levantados a superficie por el fluido de perforación.
La inestabilidad del pozo por factores químicos puede ocurrir cuando se perfora Bajo
Balance una formación sensitiva al agua, luego se perfora una formación productora de
agua que logra que la formación sensitiva más arriba se torne inestable.
Adicionalmente, los fluidos de perforación como niebla, espuma o fluidos aireados
pueden tener componentes que no sean compatibles con la formación perforada que
terminaría en una situación de hueco inestable. Estos fluidos necesitan ser diseñados
para ser compatibles con la química de la roca.
3.6.2.- Influjos de Agua.
Los influjos de agua pueden detener la perforación bajo balance por varias razones:
Cuando se perfora con un fluido gaseoso, el agua de formación puede humedecer los
cortes perforados, causando que estos se aglomeren y acumulen en la tubería de
perforación, especialmente al tope de los collares hasta cerrar el espacio anular. La
acumulación de estos cortes es comúnmente denominada “Anillo de Lodo”, el cual si no
es detectado puede crecer hasta el punto que la tubería es atrapada o si hay gas
natural mezclado con aire, se generaría una explosión de fondo debido al incremento
de presión, también se puede llegar hasta el punto de fracturar la formación.
Paradójicamente, si se adiciona algo de agua al fluido gaseoso con el cual se esta
perforando, se puede controlar la formación de “Anillos de Lodo”, debido a que los ripios
al ser cortados, son saturados de agua inmediatamente previniendo que se adhieran
unos a otros.
Por esta razón, es normal pasar de una operación de perforación con aire seco a una
con niebla en caso de que halla un influjo de agua. Si se adiciona jabón o algún agente
espumante, se pueden controlar influjos de agua de hasta 200 Bbl/Hr.
La estabilidad de la espuma se ve comprometida al presentarse influjos de agua salada.
En ese caso, el pozo se llena de agua no desplazada hasta que la presión de
circulación de gas suba al limite del equipo de superficie, en ese punto es tiempo de
cambiar a lodo. Sin embargo, el mayor problema de los influjos de agua es económico.
Los influjos de agua también pueden ser controlados por lodo aireado con más
capacidad de ejercer una mayor densidad equivalente de circulación. El problema surge
cuando el agua se mezcla con el lodo cambiando la relación gas – líquido y surgen
problemas de como calcular adecuadamente la presión de fondo.
También, en algunos casos es posible sellar las zonas productoras de agua
bombeando químicos que penetran en la formación, reaccionan y la bloquean.
3.6.3.-Fuegos de Fondo.
A fuegos de fondo es más apropiado llamarlos explosiones de fondo. Son infrecuentes
pero las consecuencias son espectaculares: los collares de perforación y la mecha
pueden ser completamente derretidos.
Para que se inicie un fuego deben existir el oxidante (aire), el combustible (Petróleo,
Diesel, Gas) y la ignición (presión causada por un anillo de lodo o una chispa).
Al formarse un anillo de lodo, se sigue bombeando aire que se mezcla con el gas
producido y se incrementa la presión y, por consiguiente, la temperatura hasta que la
mezcla alcanza el punto de ignición. Muchas veces el fuego se inicia y se sigue
bombeando aire desde superficie incrementando las consecuencias.
Los fuegos de fondo pueden ser evitados usando fluidos de perforación no oxidantes
(aire) y cambiándolos a gases como el gas natural o el nitrógeno. También se puede
cambiar de perforar con aire seco a niebla o espuma en donde el aire disponible para
combustión esta aislado en burbujas
3.6.4.-Perforación Direccional.
Las aplicaciones de perforación direccional con herramientas MWD y LWD se ven
restringidas debido a que estas usan un fluido no compresible como el lodo para
transmitir la información a superficie. Al cambiarse este fluido incompresible por un
fluido gaseoso o gasificado, las señales se ven atenuadas e inutilizables.
También, la lubricación de los motores direccionales con fluidos como aire o espuma no
es la recomendada.
Debido a estas dificultades, algunas compañías abandonaron el uso de la perforación
Bajo Balance al inicio del programa direccional.
Existen algunas soluciones a este problema como:
MWD electromagnéticos que no necesitan de el lodo para transmitir la información pero
solo son operacionales bajo condiciones especiales de resistividad de las formaciones y
aun existen preocupaciones sobre la confiabilidad de la herramienta que todavía esta
en desarrollo.
Herramientas de MWD con cable pueden ser usadas con el inconveniente de que
tienen que ser retiradas del pozo si la tubería va a ser rotada. Y el tiempo de conectar y
desconectar el cable puede incrementar los costos de la perforación bajo balance
drásticamente haciéndola poco atractiva.
“Conectores húmedos” para los MWD con cable que se pueden dejar en el pozo si la
tubería es rotada pero también resultan en pérdidas de tiempo al hacer conexiones y
viajes de la tubería.
Existen otros métodos más prácticos en donde se inyecta fluido no compresible por la
tubería de perforación para usar herramientas direccionales normalmente y se inyecta a
través de una tubería parásita o una tubería anular, un fluido gaseoso a una
profundidad fija y de esta manera reducir el peso de la columna hidrostática.
3.6.5.-Excesiva producción de Hidrocarburos.
El control de pozo (“well control”) no es una limitación para la perforación Bajo Balance
debido a que los fluidos que produce la formación no son retenidos sino producidos. Por
lo tanto se han generado una nueva serie de procedimientos de control de pozo
apropiados para este tipo de operaciones.
En casi todas las circunstancias, un equipo adecuado de superficie, puede controlar los
fluidos producidos durante una operación bajo balance.
Altas ratas de producción son aceptadas desde un punto de vista de productividad del
pozo a largo plazo. Sin embargo, estas altas ratas pueden complicar las operaciones. El
equipo de superficie debe estar en la capacidad de manejar la máxima rata de
producción esperada y debe ser también capaz de contener la máxima presión. Si estos
parámetros se tornan excesivos la única alternativa será matar el pozo u perforarlo
sobre balance.
3.6.6.-Factores Económicos.
En algunos casos puede ser técnicamente posible perforar un pozo bajo balance pero
puede no ser más económico que no hacerlo.
Los factores que generan este tipo de situaciones son grandes influjos de agua durante
la perforación, buenas ratas de penetración y buena productividad de los pozos usando
técnicas convencionales de perforación sobre balance.
En algunas locaciones las restricciones ambientales pueden tornar los costos de
disposición de agua producida en prohibitivos que opacarían cualquier economía que
aporte la perforación bajo balance.
El incremento en las ratas de penetración debido a la perforación bajo balance puede
no siempre reducir el costo final del pozo si la rata de penetración ya es alta de por si; o
si el intervalo a perforar es muy corto y el tiempo ahorrado no alcanza para pagar
costos adicionales de movilización
En algunos yacimientos, la productividad de los pozos es suficientemente buena
perforándolos convencionalmente que no hay beneficio alguno al perforarlos bajo
balance. En otros a pesar de la perforación bajo balance aun se encuentra daño de
formación e invariablemente se debe realizar un fracturamiento hidráulico.
Finalmente, en algunas áreas puede ser no económico perforar bajo balance debido a
lo remoto de la locación o falta de disponibilidad de equipos localmente y los costos de
movilización superan los beneficios.
3.7.- Técnicas de Perforación Underbalanced.
Las técnicas de perforación Underbalanced se clasifican según la densidad de los
fluidos usados en el proceso. Las densidades típicas de los fluidos se extienden de 0 a
7 libras por galón.
La densidad del lodo dulce que circula se puede reducir por la inyección del gas
nitrógeno. Esta densidad reducida ayuda a alcanzar una presión de circulación en el
hoyo inferior que sea menor que la presión de la formación.
Incluso los líquidos convencionales pueden proporcionar condiciones Bajo Balance con
el control de densidad apropiado del líquido que perfora. Por otra parte, es también
posible que un líquido de baja densidad cause un sobre nivel debido a la gota de
presión friccional.
La Perforación Bajo Balance ha demostrado ser un método económico para perforar en
pozos con presiones depletadas o bajas. Puesto que es posible registrar la producción
durante perforación, los operadores pueden identificar fácilmente y exactamente
mecanismos de la afluencia e identificar intervalos, sin dejar de perforar tan pronto
como se identifiquen las zonas productoras.
Un método para controlar la presión del fondo del hoyo (BHP) es utilizar una
estrangulación en la superficie. El BHP es controlado abriendo o cerrando la
estrangulación para bajar o para levantar la presión de la columna de alimentación.
Puesto que la velocidad de una onda de la presión a través de una columna fluida
estática es igual a la velocidad del sonido en el mismo medio, un retraso es
experimentado hasta que la acción que estrangula en la superficie alcanza el fondo del
hoyo. Estimar el tiempo de retraso en un sistema monofásico es relativamente fácil,
mientras que el mismo cálculo en sistemas polifásicos puede ser absolutamente
complicado.
En vez de usar una estrangulación, el BHP puede también ser controlado ajustando la
densidad de circulación equivalente (ECD). Esta técnica esencialmente crea un
gradiente de densidad fluido de aumento entre la superficie y el fondo del hoyo. Puesto
que la ECD es una función del flujo, las condiciones Bajo Balance deben ser
preservadas controlando la cabeza hidrostática cuando el flujo para durante
conexiones.
Cuanto mayor es la resistencia del flujo, más alto será el ECD. Por otra parte, puede
también crear una condición contraria cuando la sarta se saca del hoyo, causando un
efecto de limpieza.
3.7.1- Fluidos para la perforación Underbalanced.
Existen tres tipos de líquidos primarios usados dentro de las operaciones de perforación
Bajo Balance:
Gaseoso (Compresible)
Bifásico
Líquido (Incompresible)
El fluido es dictado por las condiciones del tipo de sistema de perforación. Típicamente,
las condiciones del límite son definidas por la presión que fluye del fondo del hoyo, la
presión de fractura de la formación, la presión del derrumbamiento de la perforación y la
presión de poro de la formación. La gama de la densidad de varios fluidos que se
perforan se resume en el diagrama siguiente:
Figura 3.10. Diagrama de la Gama de Densidad de Varios Fluidos.
Fuente: Internet (www.UnderbalancedDrilling.com)
Se utilizan dos medidas para definir el tipo de sistema de fluidos:
Sistema Abierto (TAS).
El sistema abierto es más comúnmente usado en la mayoría de aplicaciones en
perforación Bajo Balance. También se denomina Texas Atmospheric System (TAS) y es
el método más económico de producir y separar hidrocarburos mientras se perfora.
El fluido de perforación preferido es la salmuera o el agua producida debido a sus
facilidades de separación del crudo para su posterior venta.
Una vez el flujo pasa por el estrangulador, se inyectan los químicos para controlar la
espuma y las emulsiones para pasar a un separador de gas que envía el gas producido
e inyectado a un quemador.
La mezcla de crudo y aceite pasa a un sistema de tanques de separación denominado
“Skimmer system” en donde el crudo es separado de la salmuera y los sólidos por
decantación en diferentes compartimentos. La salmuera es recirculada a los tanques
del taladro para ser bombeada nuevamente al pozo mientras que los sólidos son
removidos usando equipos convencionales de control de sólidos.
Se debe realizar una prueba de emulsificantes en la mezcla sal muera – aceite para
formular el de emulsificante y antiespumante adecuado para evitar problemas en el
posterior tratamiento de separación del crudo.
El sistema de tanques de separación aparenta ser un sistema primitivo en comparación
con el resto del equipo utilizado en Bajo Balance. La clave esta en el control de sólidos,
pues la mayoría de los equipos de producción de crudo no pueden manejar los
volúmenes de sólidos generados durante la perforación. Este sistema de tanques de
separación está desarrollado para manejar estos sólidos y separar un crudo limpio y
disponible para la venta.
Existen otros sistemas para separar el crudo y los sólidos pero el rango de precios es
mucho mayor, lo que no justifica su utilización.
Figura 3.11. Sistema Abierto para Perforación con Flujo de Hidrocarburos
Fuente: Introducción a la Perforación Bajo Balance. MI, SWACO 1999
Sistema Cerrado
La complejidad de los sistemas de superficie está influenciada por el tipo de fluido de
perforación utilizado y la naturaleza y cantidad de los fluidos hallados en las
formaciones perforadas.
Para perforar con solo aire en una formación que contiene un poco de gas, es tan solo
necesario instalar una línea de retorno con un quemador sobre la piscina.
Perforar en un yacimiento con baja relación gas aceite es adecuado trabajar con un
sistema de tanques de separación (Skimmer tanks) abiertos.
En el otro extremo, un sistema cerrado con separador de 3 o 4 fases, usado con
salmuera nitrificada tiene que manejar cortes de perforación, aceite y gas producidos,
fluido de perforación, nitrógeno y posiblemente H2S. Dichos sistemas permiten que el
aceite sea recolectado para almacenamiento, el gas quemado y la salmuera recirculada
al sistema de perforación.
Los sistemas de separadores cerrados no son usados normalmente y no se usan con
fluidos con aire para eliminar los peligros de explosión.
Estos sistemas son usados cuando se encuentra H2S o altos contenidos de gas durante
la perforación.
El sistema cerrado puede llegar a costar de dos a cuatro veces más que el sistema
abierto debido a los requerimientos por equipo especializado y personal para operarlo.
Figura 3.12. Sistema Cerrado
Fuente: Introducción a la Perforación Bajo Balance. MI, SWACO 1999
3.7.2.-Fluidos de perforación de Tipo Gaseosos.
La técnica más vieja y básica es perforar con aire seco, que implica bombear aire abajo
de la secuencia del taladro y sube a través del anular.
El nitrógeno es otro fluido que se utiliza más comúnmente para perforar. Otros gases
inertes son demasiado costosos para ser utilizados en este proceso. Un método típico
para generar N2 es utilizar los filtros de tipo de membrana que extraen N2 de la corriente
del aire antes que se bombee en el pozo.
El gas natural es también una opción fluida para perforar, puesto que está fácilmente
disponible de tuberías. Puede ser utilizado directamente sin la ayuda de compresores.
Más información sobre perforación con nitrógeno y gas natural se proporciona bajo
“subtema de los métodos de perforación Bajo Balance”.
Más cortes en el pozo causan presiones más altas en el fondo del hoyo. El método de
Ángel proporciona algunas pautas con respecto a los caudales de aire requeridos para
la limpieza del hoyo. Sus métodos todavía se utilizan extensamente. Según estos
métodos, 3000 ft/min son la velocidad mínima para el transporte eficaz del corte.
3.7.3.-Fluidos de Perforación Bifásicos.
Los fluidos que perforan bifásicos, o los líquidos que perforan aligerados, consisten en
cualquier líquido del espuma - tipo o lodo que perfora aireado. Los líquidos se mezclan
con el gas para alcanzar una densidad de circulación requerida. La ecuación del
método de estado se utiliza para predecir las características fluidas en las condiciones
del fondo del hoyo.
Una bomba se utiliza para inyectar el líquido en una corriente del gas antes de que
entre en el pozo. Las gotitas líquidas pequeñas afectan el comportamiento del gas que
circula. Si se introducen más líquidos (2,5% -25%), entonces una fase de la espuma se
genera en la cual el líquido forma una estructura continua, encerrando el gas que
burbujea adentro.
Una vez que el volumen líquido exceda del 25%, tenemos no más de largo una
estructura de la espuma. Este nivel siguiente abarca los lodos que perforan aireados (el
petróleo del agua dulce, de la salmuera, diesel o crudo). Las secuencias del parásito se
utilizan típicamente para introducir el gas en la corriente líquida que circula. Una
secuencia del parásito es una trayectoria externa del flujo (tubería posiblemente
arrollada), que se fusiona y se cementa fuera de la cubierta.
Desde la compresibilidad del gas y del líquido los valores se diferencian
perceptiblemente uno del otro como presión y los cambios de temperatura, la fracción
líquida cambian también. Las gotas de presión fricciónales son controladas
principalmente por el régimen del flujo, el caudal, las características fluidas y la
geometría del flujo. Por lo tanto, el comportamiento de la fase es un componente muy
importante dentro de los modelos Bajo Balance de la perforación. Muchos
investigadores, incluyendo un instituto especial en la universidad de Tulsa, han
analizado extensivamente patrones bifásicos del flujo y los regímenes. Algunos de los
regímenes bifásicos más comunes del flujo son:
Flujo de la burbuja
Flujo dispersado anular
Flujo estratificado o laminar
3.7.4.-Fluidos de Perforación de Líquidos.
Puesto que la presión de la formación es generalmente más grande que la presión
hidrostática del agua dulce o del agua salina, los líquidos que perforaban
convencionales pudieron también proporcionar condiciones Bajo Balance. Incluso si la
densidad fluida que perfora excede el gradiente del poro de la formación, la pérdida
fluida en una formación puede causar regiones reducidas de la presión dentro del pozo,
así permitiendo que los líquidos de formación fluyan adentro.
3.8.- Ventajas y Desventajas de la Perforación Underbalanced.
3.8.1.-Ventajas.
Varios beneficios importantes sobre la perforación Underbalanced:
Mantiene la presión baja en el fondo del pozo, evitando daños a la
formación. Se reducen los requisitos del estímulo durante la realización
satisfactoria de la perforación, reduciendo considerablemente los costos.
Durante la perforación Underbalanced no existe ningún mecanismo físico
que fuerce el fluido de perforación en la formación. Por eso, se reduce al
mínimo la perdida de circulación cuando se fractura o se encuentran
zonas de alta permeabilidad.
La perforación Underbalanced puede ayudar a descubrir zonas
prospectivas de hidrocarburos. Identifica zonas que los métodos de
perforación convencional no las habrían descubierto.
Debido a la disminución de la presión en el cabezal del pozo, las
operaciones UBD demuestran una rata de penetración superior
comparadas con las técnicas de perforación convencional. Reduciendo el
tiempos de perforación, he incrementa la vida útil de la mecha.
Evita el atascamiento de la tubería en las paredes del fondo del hoyo
Los fluidos de perforación convencionales no son usados en las
aplicaciones de la perforación Bajo Balance, no hay necesidad de
disponer de un potencial arriesgado de fluidos de perforación.
Una combinación de todos estos factores puede mejorar
significativamente la economía de la perforación de un pozo.
Frecuentemente La UBD reduce los daños a la formación y problemas del
hoyo, y reduce el costo de estimulación en fracturas moderado,
formaciones de permeabilidad altas. Además, con muy buen lodo de
perforación, UBD proveer datos valiosos de la Evaluación de la
Formación.
3.8.2.-Desventajas.
La perforación Bajo Balance también tiene desventajas las cuales pueden ser
perjudiciales al momento de los procesos de perforación:
Incrementa los riesgos de ruptura, fuego o explosión.
La perforación Underbalanced es todavía una tecnología costosa.
Depender del fluido de perforación que se este utilizando, el costo puede
ser significativo, particularmente por los alcance obtenidos en pozos
horizontales.
No siempre es posible mantener una condición de UBD. Cualquiera
incremento instantáneo de Sobre Balance puede causar daño severo si la
formación no esta protegida.
La UBD tiene sus propios mecanismos de daño, tales como daños de la
formación debido a la falta de capacidad de la conducción del calor de los
fluidos de perforación en condiciones de Bajo Balance.
Resulta complicado planear y predecir la conducta compresible de los
fluidos de perforación.
3.9.- Consideraciones de la Limpieza del Hoyo.
La decreciente presión de fondo ocasiona tasas de penetración altas. Las altas tasas
de penetración incrementan la presión de circulación de fondo y llevan al pozo de nuevo
a condiciones sobre balance. Debido a la segregación del fluido anular, aumenta el
riesgo de que el pozo se cierre y finalmente se da un atascamiento de la tubería en el
pozo. En esta situación el gas tiende a elevarse mientras que el líquido se asienta en el
fondo del pozo. Esta es la causa por la cual se incrementa las presiones de fondo,
debido al aumento de la densidad del fluido en la cara de la arena.
Tasas inadecuadas del fluido pueden causar condiciones de hoyo pegajoso que
resulten pegamentos diferenciales. Un decrecimiento en el ROP pudiesen ser
necesitadas para que los recortes sean transferidos a la superficie. Una fase acuosa
viscosa es un factor importante para lograr un mejor ROP.
Figura 3.13. Curva de Comparación de la ROP Bajo Balance con la ROP Convencional
Fuente: Internet (www.Underbalanced Drilling.com)
Cuando se perfora con espuma y bruma, la eficiencia en la limpieza del hoyo llega a un
límite después de cierto nivel de bajo balance, y las tasas de perforación comienzan a
decrecer, como se ilustra a continuación:
Figura 3.14. Curva de Decrecimiento de la ROP
Fuente: Internet (www.Underbalanced Drilling.com)
En esta situación, se necesita un incremento en la tasa de fluido para aumentar la
limpieza y permitir una tasa más alta de penetración.
Consideraciones Operacionales para el Bajo Balance.
Determinación del grado de bajo balance a aplicar y de los volúmenes
esperados de fluidos de formación (Capacidad del equipo de Superficie).
Definición del Sistema de Separación en Superficie:
Cerrado: No hay capacidad para manejar mezclas de fluidos (emulsiones)
Abierto: Se tiene equipo adicional para manejo y separación de mezclas de fluidos
(emulsiones)
Dimensionamiento de los equipos de control de pozo.
Logística para disposición del crudo y/o agua producidos.
Transporte por tubería hacia una estación de tratamiento cercana.
Transporte en camiones.
Manejo del Gas Producido.
La posibilidad de incorporarlo a un gasoducto cercano requiere equipo de
filtración y compresión adicional para llevarlo desde la presión de descarga
del separador hasta la presión de operación de la línea.
Permisos para quema del gas de la formación producido.
3.10.- Sistema de Clasificación de Pozos Bajo Balance.
Nivel 0: Solo para aumentar el desempeño; las zonas no contienen hidrocarburos.
Nivel 1: El pozo no fluye naturalmente hasta la superficie. El pozo está estable y
tiene un nivel de bajo riesgo desde el punto de vista de control de pozos.
Nivel 2: El pozo fluye naturalmente hasta la superficie pero se está preparando con
métodos convencionales capaces de matar el pozo y consecuencias
limitadas en caso de una falla catastrófica del equipo.
Nivel 3: Producción geotérmica y no productor de hidrocarburos. La máxima
presión de cierre debe ser menor que la presión del equipo UBD
operando. Originará fallas catastróficas con serias consecuencias
inmediatas.
Nivel 4: Producción de hidrocarburos. La máxima presión de cierre debe ser menor
que la presión del equipo UBD operando. Originará fallas catastróficas con
serias consecuencias inmediatas.
Nivel 5: La máxima presión de superficie proyectada excede la presión UBD pero
está por debajo del BOP (stack rating). Originará fallas catastróficas con
serias consecuencias inmediatas.
3.11- Equipos de Superficie Requeridos para una Operación Bajo Balance.
3.11.1.- Sistema de Control en Boca de Pozo.
a) Cabezal rotatorio de control probado a mayor presión.
2.500 psi Dinámica
5.000 psi Estática
Máx. 120 RPM
b) Sistema doble de Stripper Rubber que se ajustan directamente para
mayor seguridad a medida que aumentan las presiones mientras ser
perfora.
c) Lubricación Positiva con Aceite.
d) Una unidad de potencia remota y modular a prueba de explosiones.
e) Una consola remota para control y monitoreo.
f) Está equipada con una abertura lateral para purgar el sistema en
aplicaciones de gas amargo.
3.11.2.- Sistema de Adquisición de Datos en Tiempo Real.
a) Un sistema de computación recolecta todos los gastos de flujo de
inyección y de producción en tiempo real.
Inyección de gas.
Inyección de líquidos.
Producción de gas.
Producción de aceite y gas.
Todas las temperaturas y presiones del equipo y del flujo de
superficie.
Volúmenes de líquidos en el tanque.
b) Y luego produce un informe de pérdidas o ganancias netas en tiempo real.
c) Extremadamente importante.
d) Los datos históricos mejoran las operaciones futuras.
e) Se requieren para importantes decisiones de ingeniería.
f) Proporciona un registro electrónico del pozo.
3.11.3.- Sistema de Separación de Cuatro Fases.
a) Separador horizontal de cuatro fases (gas, crudo, agua y recortes de
perforación). Capacidad para manejo de 60 MMPCNPD de gas y 30.000
BPD de fluidos, presión de operación 250 PSI. Altura: 13 pies; Largo: 40
pies y Ancho: 10 pies. Peso: 35.000 kg. Equipado con dos bombas de
transferencias de fluidos, con capacidad de 20.000 BPD cada una, y una
bomba de tornillo para transferencia de sólidos. Posee también una
bomba eléctrica de agitación de alta presión para lavado. Esta equipado
con Choke Manifold de tres vías 5.000 psi y toma muestras montados en
patines separados y cuenta con sistemas de medición del gas y del líquido
inyectado y producido.
3.12.- Contexto Mundial.
Actualmente, Canadá posee el único cuerpo regulatorio en el mundo que ha emitido los
lineamientos detallados específicamente para UBO. Otros cuerpos regulatorios
alrededor del mundo han elegido para cubrir UBO dentro del reino de lineamientos
existentes.
Un grupo internacional de Operaciones Bajo Balance ha sido formado sobre una base
de participación voluntaria para desarrollar recomendaciones que sean del manejo de
UBO. Como este grupo desarrolla lineamientos, no cabe duda que muchas agencias
reguladoras adoptarán parte de toda ellas.
3.12.1.- Canadá.
En Julio de 1994, el Consejo de Servicios Públicos y Energía de Alberta de Canadá
publicó su Interim Directivo (ID-94-3) titulado “Prácticas Recomendadas para la
Perforación Bajo Balance”. Esta regulación define la perforación bajo Balance, describe
los requerimientos de aplicación y documentos de Prácticas Recomendadas
establecidos por el Comité de Aplicaciones y Perforación.
3.12.2.- Otras Naciones.
Otras naciones alrededor del mundo están intentando o usando las regulaciones
existentes para manejar la aplicación de los principios de UBO. En Enero de 1996, una
representación del Directorio de Petróleo Noruego (NPD) estableció públicamente sobre
la Perforación Bajo Balance en el encuentro de la SPE, capítulo Noruega que la NPD
anticipó el manejo de todos los requerimientos de los permisos de la UBO bajo las
regulaciones existentes.
En el Reino Unido, específicamente en la porción del Mar del Norte, el énfasis se hace
también a lo largo de las reglas específicas concernientes a la UBO.
3.13.- Regulaciones para la Perforación Bajo Balance.
Las prácticas recomendadas incluyen operaciones de perforación y completación.
Existen excepciones y exclusiones que pueden ser aplicadas dentro del marco
regulatorio. La EUB ha tomado la posición de que los operadores podrían seguir las
prácticas recomendadas establecidas en la regulación o proporcionar equivalentes
técnicamente o mejores prácticas.
La EUB ha elegido para aplicar estrictamente algunos ítems de las prácticas
recomendadas y algunos otros para no ser aplicados. Las prácticas recomendadas para
los sistemas preventores de reventones, procedimientos de viaje y certificación de
control de pozos personal son aplicados estrictamente. Sin embargo, los ítems
aplicados son objeto de revisión y cambios.
El Interim Directivo (ID-94-3) titulado “Prácticas Recomendadas para Perforación Bajo
Balance” contiene el documento de Prácticas Recomendadas diseñado por el Comité
de Aplicaciones y Perforación (DACC) como un adminículo. La DACC fue incluida en
las siguientes organizaciones: la Asociación Canadiense de Contratistas de Perforación
de Pozos; la Asociación Canadiense de Productores de Petróleo; la Asociación de
Servicios a La Industria Petrolera de Canadá; Seguridad y Salud Ocupacional de
Alberta; y el Consejo de Servicios Públicos y Energía.
3.14.- Planeación del Pozo
La parte más importante durante la planeación de un pozo a perforar Bajo Balance es la
SELECCIÓN DEL CANDIDATO.
El primer paso en la selección de un candidato es clasificar la operación dentro de una
categoría de operaciones basado en la cantidad de información disponible; las
categorías son:
Pozos Exploratorios
Pozos de Avanzada
Pozos de Desarrollo
Pozos de reentrada
Los pozos exploratorios presentan el más alto riesgo debido a la incertidumbre
geológica, sin información de datos de presión de poro y estabilidad del pozo entre
otras. Por esto son clasificados como malos candidatos para perforación Bajo Balance.
Sin embargo, no deben ser descartados de plano como candidatos, algunas secciones
del pozo pueden ser ya conocidas o se cuenta con la suficiente información para
realizar una operación Bajo Balance.
Los Pozos de Avanzada están localizados lo suficientemente cerca de las zonas activas
de producción para tener una buena idea de las características del yacimiento y de las
zonas a perforar para disminuir el riesgo lo suficiente y perforar un pozo Bajo Balance.
Los pozos de desarrollo en donde se conocen con bastante exactitud las condiciones
estructurales y de presión, son los mejores candidatos. Adicionalmente, estos pozos
generalmente se encuentran en áreas ya depletadas que requieren un fluido liviano
para evitar pérdidas de circulación.
3.14.1.- Criterios de Selección.
Si se aplican tecnologías de perforación bajo balance al proyecto no adecuado se
puede ocasionar una o varias de las siguientes consecuencias:
Costos adicionales en perforación.
Riesgo a vidas humanas.
Riesgo al medio ambiente.
Una vez que el pozo halla sido identificado para ser un candidato a perforar Bajo
Balance, cada aspecto del plan del pozo y el programa de perforación tiene que ser
revisado.
Los aspectos a tener en cuenta son:
Características del Yacimientos
Perforación de un nuevo pozo o reentrada.
Modelamiento del flujo
Selección del fluido de perforación y gasificación.
Selección del método de inyección de gas.
3.15.- Seguridad en Perforación Bajo Balance.
La perforación Bajo Balance difiere de la perforación convencional en que los fluidos de
las formaciones, son intencionalmente producidos debido a la presión diferencial en el
pozo. Para esto se requieren una serie de equipos de superficie adicionales para
separar estos líquidos y gases. Debido a que un volumen adicional significante de crudo
y gas son producidos durante la perforación Bajo Balance en comparación con la
perforación convencional y por que estos productos son altamente combustibles, se
debe prestar una considerable atención a los procedimientos de seguridad.
Los procedimientos de seguridad requeridos durante la perforación Bajo Balance, se
centran en el control de los riesgos de explosión e inflamabilidad de los hidrocarburos y
los procesos necesarios para disponer estos líquidos y gases adecuadamente.
El crudo o el condensado producido, es generalmente enviado a facilidades de
almacenamiento mientras que el gas es quemado.
3.15.1.- Operaciones con gas Sulfuro de Hidrogeno.
El sulfuro de hidrógeno (H2S) es extremadamente venenoso y puede estar presente en
los vapores de los hidrocarburos líquidos o como gas libre.
Es particularmente peligroso debido a que primero ataca el sistema nervioso haciendo
que la persona pierda el sentido del olfato para luego ocasionar la muerte.
Adicionalmente el gas ataca los aceros con alto contenido de carbón volviéndolos
frágiles hasta su fatiga.
Si un operador planea realizar operaciones de perforación Bajo Balance en un área con
alto contenido de H2S o en un área remota no probada previamente, se deben tomar
precauciones especiales:
Proveer la información necesaria de las operaciones y los riesgos.
Entrenamiento adecuado
Equipo especial de seguridad como sensores de H2S, alarmas de emergencia,
indicadores de dirección de viento, respiradores de aire, entre otros.
Un plan de contingencia para H2S con información especifica y procedimientos
detallados.
Equipos resistentes al H2S
Equipos de separación cerrados con de gasificadores al vacío para aislar al personal de
una posible exposición al gas.
3.15.2.- Quema de Gas.
Al manejar grandes cantidades de gas durante la perforación Bajo Balance, se deben
diseñar líneas para los quemadores del tamaño adecuado y en la posición correcta con
encendedores automáticos y teniendo en cuenta la dirección del viento.
Dependiendo de las restricciones en la locación, el diseño de la altura del quemador de
gas debe ser ajustado para un optimo desempeño y deben ser adecuadamente
anclados.
3.15.3.- Separación y Almacenamiento.
Para evitar un incendio o explosión, los sistemas de separación y almacenamiento de
hidrocarburos, deben ser diseñados teniendo en cuenta las condiciones de viento,
volumen a almacenar, conexiones múltiples adecuadas para carga y transferencia.
3.15.4.- Interacción con las Facilidades Existentes.
Si existen facilidades cerca del área de operaciones de Bajo Balance, se debe examinar
una posible interface para reducir costos y simplificar las operaciones.
Las facilidades existentes pueden simplificar tareas como:
Uso de gas natural para perforación.
Uso de facilidades para tratamiento, separación y transferencia de crudo.
Uso del gas producido.
3.15.5.- Comunicación en el Pozo.
Es esencial una perfecta comunicación en el personal del pozo para lograr una
operación exitosa y segura.
Se deben reforzar los siguientes canales de comunicación:
Comunicación entre el personal
Sistemas de adquisición de datos en tiempo real.
Alarmas de emergencia.
Entrenamiento del personal, incluye.
Introducción a las operaciones.
Entrenamiento en lenguaje básico (si es necesario).
Procedimientos.
Indumentaria de seguridad.
Es necesario un entrenamiento del personal en las operaciones Bajo Balance en forma
detallada y escrita. Se debe hacer redundancia en puestos críticos de control como en
los operadores del “Choke Manifold” para evitar emergencias que se generan muy
rápido.
El ingreso y egreso de la locación debe ser controlados durante las operaciones. Se
deben definir vías de escape principales y alternas en caso de cambios en el viento o
bloqueo de las principales.
Se deben colocar estratégicamente detectores de gas e incendio junto con el equipo de
extinción de fuegos en el taladro y en la locación.
3.15.6.- Fuegos de Fondo.
Se deben tomar las precauciones necesarias al perforar con aire en relación con las
mezclas que se pueden tornar explosivas en el fondo del pozo al encontrar producción
de gas o de hidrocarburos.
Existen suficientes correlaciones para determinar el rango en que una mezcla se puede
volver explosiva.
3.15.7.- Perforación con Gas Natural.
Nunca se debe subestimar el peligro de un fuego en superficie, especialmente al utilizar
gas natural como fluido de perforación. Se deben implementar normas como API 500B
de instalaciones eléctricas en el taladro y locación.
El costo del ahorro al usar gas natural como fluido de perforación debe ser invertido en
la aplicación de las normas de seguridad.
3.15.8.- Flujo en Reversa.
Para prevenir el flujo en reversa por la tubería de perforación debido al diferencial de
presiones, se deben instalar válvulas cheque. Algunas de ellas cuentan con un
mecanismo para aliviar la presión para poder realizar las conexiones de tubería.
Es también recomendable usar varias de estas válvulas para reducir los tiempos de
conexión.
3.15.9.- Procedimientos de Control de Pozo.
Las prácticas convencionales de control de pozos son basadas en mantener la presión
de fondo mayor que la presión de poro de las formaciones expuestas. Un descontrol del
pozo ocurre cuando inadvertidamente el la presión de poro sube por encima de la
presión del pozo haciendo que los fluidos de la formación ocupen el espacio anular. El
control del pozo entonces se realiza estudiando los métodos para evitar estos
descontroles, como detectarlos y procedimientos para detener las operaciones de
perforación y desplazar los fluidos de la formación del pozo.
Las operaciones de perforación Bajo Balance, dejan fluir los fluidos de la formación
intencionalmente. Para esto, se han desarrollado equipos especializados de control del
pozo para permitir perforar mientras el pozo esta “vivo”. Por esto los programas de
entrenamiento para control de pozo, no son aplicables a este tipo de operaciones y se
deben realizar entrenamientos específicos para el tipo de trabajo a realizar.
3.15.10.- Equipos.
Se deben establecer normas de operación para los equipos utilizados en perforación
bajo balance:
Establecer procedimientos de operación y prueba para los equipos.
Las operaciones deben suspenderse si las presiones exceden los máximos limites
establecidos. Durante la perforación bajo balance, se debe hacer especial énfasis en
el manejo de las presiones durante perforación, viajes así como detección temprana
de descontroles del pozo.
Durante la perforación Bajo Balance, se presentan fallas en las BOP. La única forma
de controlas estas fallas es el desarrollo de procedimientos de pruebas realizando
diagramas que muestren todas las partes con instrucciones detalladas para probar
cada una de las partes cuando sean instaladas, reinstaladas, una vez por semana y
luego de cada reparación.
Inspeccionar y Monitorear regularmente el equipo de superficie como sensores de
gas, separadores de gas – lodo, cabezal rotatorio, el elemento del cabezal rotatorio
y el equipo de seguridad.
Detener la perforación Bajo Balance si se detecta H2S.
Inspeccionar diariamente los separadores de lodo – gas o más frecuentemente en
áreas donde el ROP sea alto.
Inspeccionar el elemento del cabezal rotatorio varias veces al día.
Chequear la alineación del cabezal rotatorio con la mesa rotaria.
Desarrollar los planes de contingencia.
3.16.- Flow Drilling.
Este término es utilizado para describir una operación “Bajo Balance”, en donde se
emplea un fluido base cuya densidad genera una columna hidrostática de menor
gradiente que la formación o formaciones a ser perforadas en un determinado
yacimiento. Al perforar la sección con una columna hidrostática de menor gradiente que
la formación de mayor presión, se induce a que el pozo fluya sin necesidad de efectuar
ninguna gasificación al sistema. Este sistema, puede ser utilizado en formaciones que
presentan problemas de “perdidas de circulación” Y en donde la producción puede ser
sostenida y manejada en superficie con seguridad.
3.17.- Generalidades sobre el Flow Drilling.
En la mayoría de los casos, el sistema de perforación “FLOW DRILLING” se usa
con el propósito de eliminar las perdidas de circulación, las pegas diferenciales,
para incrementar la tasa de penetración en las secciones a perforar y la
productividad de formaciones productoras de los pozos, manejando en superficie
de manera segura y eficiente el influjo de los fluidos producidos.
El Flow Drilling, en muchos casos, provee un mayor soporte al hueco en
comparación con los otros métodos de perforación Bajo Balance. La perforación
de formaciones inestables o no tan consolidadas, es mas viable en la mayoría de
los casos con el uso con el Flow Drilling que con otros sistemas.
El Flow Drilling difiere de la perforación “Bajo Balance” gasificada en que el
primero no busca el control de la presión de circulación de fondo del pozo, pero
induce a un estado donde la presión de circulación en fondo es menor que la
presión de la formación permitiendo que el pozo produzca mientras se realizan
las diferentes operaciones durante la perforación y/o viajes.
Otra diferencia a tener en cuenta en los procedimientos operacionales entre el
Flow Drilling y una operación con fluido gasificado, es que en el Flow Drilling el
control del pozo es mantenido en superficie y no en la formación, aparte que la
cantidad y la tasa a la cual el pozo va a fluir mientras se perfora puede ser
controlada, con la aplicación de una contrapresión generalmente usando un
choke manifold en superficie
3.17.1.- Ventajas.
Disminuye daño a la formación.
Elimina perdidas de circulación.
Evita pegas diferenciales.
Mejora la productividad.
Incrementa tasa de perforación.
Se puede probar la zona productora en tiempo real.
3.17.2.- Desventajas.
Inestabilidad de la formación. La definición del máximo “Drawdown”, y la
revisión de la compatibilidad química de los fluidos de intervención con los
de la formación a perforar son la clave en un estudio de factibilidad para
realizar una operación de “Control de pozo”.
Manejo de retornos.
Altas presiones anulares.
3.18.- Pozos Exploratorios.
Son aquellos pozos perforados con el objetivo de descubrir nuevos yacimientos en
estructuras conocidas o descubrir nuevos campos en estructuras o formaciones donde
aún no se a obtenido petróleo.
3.19.- Clasificación de Pozos Exploratorios.
A-3 Exploratorio de nuevo campo: Estructura o ambiente nunca productor
anteriormente.
A-2c Exploratorios de nuevos yacimientos: Nuevo yacimiento, sobre estructura
o ambiente geológico en producción.
A-2b Exploratorio en profundidad: Nuevo yacimiento, debajo del área profunda
probada.
A-2a Exploratorio de yacimientos superiores: Yacimientos, encima del área
profunda probada.
A-1 Pozo de avanzada: Extender el yacimiento.
A-0 Pozo de desarrollo: Desarrollo o explotación de hidrocarburos
descubiertos por perforación anteriormente.