ubd en cuenca neuquina

APLICABILIDAD DE LA

PERFORACIÓN BAJO BALANCE

EN LA CUENCA NEUQUINA

Proyecto Final para obtener el título de:

“TECNICO SUPERIOR EN PETROLEO”

Por:

EDUARDO BRIDI

APLICABILIDAD DE LA PERFORACIÓN BAJO BALANCE EN LA CUENCA NEUQUINA POR EDUARDO BRIDI

2

INDICE Cap. Titulo Pagina

INTRODUCCIÓN 5

Resumen 6

Introducción 7

Historia 9

1 PRINCIPIOS DE LA PERFORACIÓN BAJO BALANCE 10

¿Qué es la perforación bajo balance? 11

Objetivos de la perforación bajo balance 12

Incrementar los índices de producción 12

¿Cómo se manifiesta el daño en la formación? 12

¿Cómo afecta el daño a la producción de hidrocarburos? 13

¿Cómo podemos caracterizar un pozo mientras perforamos? 15

Mejorar el rendimiento de la perforación 16

Desventajas de la perforación bajo balance 18

2 POZO CANDIDATO PARA SER PERFORADIO BAJO

BALANCE

21

Resumen 22

Estudio del reservorio 22

¿Cómo afecta la estabilidad de la roca a una perforación? 23

Terminación del pozo perforado bajo balance 26

3 FLUIDOS PARA PERFORACIÓN BAJO BALANCE 29

Resumen 30

Introducción 30

Fluidos gaseosos 31

Aire 31

Gas Natural 32

Nitrógeno 32

Dióxido de carbono súper crítico 34

Fluidos bifásico 36

Nieblas 37

Espumas 37

Líquidos gasificados 39

Sistemas de inyección de gases 40

La fase líquida 41


3

Cap. Titulo Pagina

La fase gaseosa 43

Fluidos con esferas de cristal huecas - HGS 44

Fluidos líquidos 46

4 EQUIPAMIENTO PARA LA PERFORACIÓN BAJO BALANCE 48

Resumen 49

Introducción 49

Sistemas de perforación 50

Sarta de perforación 51

Sistema de medición mientras se perfora 51

Unidad de inserción 52

Equipos de control de pozo 53

Cabezales rotativos y RBOP 53

Colector de estrangulación 55

Equipos separadores 57

Generadores de gases y espumas 59

5 GEOLOGIA DE LA CUENCA NEUQUINA 61

Resumen 62

Introducción 62

Descripción de la cuenca 63

Rocas que conforman la Cuenca Neuquina 63

Inestabilidad de la formación 65

Comportamiento de las rocas durante la perforación 65

6 EXPERIENCIAS DE PERFORACIÓN BAJO BALANCE 68

Resumen 69

Introducción 69

Perforación en el lago Maracaibo – Venezuela 69

Perforación en el Yacimiento Ramos – Salta – Argentina 71

Perforación en la Cuenca Neuquina – Neuquén – Argentina 72

CONCLUSIONES 75

BIBLIOGRAFIA 78


4

AGRADECIMIENTOS

Quiero expresar mi más profundo agradecimiento a mi esposa Fernanda y a

mis hijos Melina y Gastón; ya que sin su continuo apoyo, no hubiera llegado a esta

instancia.

Además me siento en deuda con mi primer tutor el Ingeniero José Tejada,

mentor de este proyecto; y al actual Ingeniero Jorge Cervera, por el apoyo brindado.

Finalmente quiero agradecer especialmente a Maria de los Angeles Paredes,

Daniel Folmer, Aldo Montagna y a mis compañeros de cátedra por el gran apoyo

brindado a lo largo de estos años de carrera.


5

INTRODUCCIÓN


6

RESUMEN

Las crecientes necesidades energéticas del mundo y la alta dependencia de

los hidrocarburos para satisfacerlas, han transformado a la extracción de petróleo y

gas en una de las herramientas más importante de la actualidad. En ese sentido la

industria ha emprendido el desarrollo de nuevas tecnologías para elevar los factores

de recuperación de los reservorios.

La perforación bajo balance se incorpora como una alternativa atractiva a la

hora de desarrollar reservorios que no eran viables con las tecnologías tradicionales,

minimizando el daño a la formación e incrementando así la recuperación de

hidrocarburos.

Este “proyecto final” describirá la perforación bajo balance y las diferentes

tecnologías aplicadas, como por ejemplo: el desarrollo de nuevos fluidos de

perforación diseñados para atravesar zonas de muy baja presión y los equipos

especiales utilizados para aumentar la seguridad de toda la operación. Una vez

concluida la descripción técnica y operativa, se analizará su campo de aplicación real

de la perforación bajo balance en la cuenca neuquina.

ABSTRACT

The world's increasing energy needs and the high dependence of

hydrocarbons to meet them, have transformed the oil and gas production in one of

the most important tools today. Within this context the oil industry is on the

development of new technologies so as to increase the recovery factors from the

reservoirs.

Underbalanced drilling is incorporated as an attractive alternative in the case of

reservoirs that were not feasible with traditional technologies, minimizing the

formation damage to the formation and thus increasing oil recovery.

This "final project" will describe the underbalanced drilling and different applied

technologies, such as: the development of new drilling fluids designed to pass

through areas with very low pressure and special equipment used to increase the

security of the entire operation. Once the technical and operational description, are

carried out the real scope of underbalanced drilling in the Neuquén basin, will be

analyzed.


7

INTRODUCCIÓN

La perforación bajo balance, consiste básicamente en incorporar al pozo

fluidos de perforación que generen una presión hidrostática menor que la presión de

las formaciones productivas a atravesar; esto le permitirá al reservorio fluir durante

toda la operación. El efecto contrario ocurre en el sistema de perforación tradicional

(sobre balance) donde se contiene a los fluidos de formación mediante una columna

hidrostática mayor a la presión del reservorio.

Esta tecnología se utiliza cada vez más alrededor del mundo, como alternativa

a la perforación tradicional, para reducir los problemas del daño a la formación por

invasión de fluidos utilizados para controlar el pozo. Además presenta otras ventajas

que la hacen decisiva en aplicaciones particulares, entre ellas:

Minimiza las pérdidas de circulación

Incrementa la tasa de penetración (ROP).

Reduce la carga sobre el trépano.

Incrementa la vida útil del trépano.

Reduce el tamaño de los recortes, mejorando la limpieza en el fondo del pozo.

Minimiza los atascamientos por presión diferencial.

Permite la evaluación y caracterización de las formaciones productivas

mientras se perfora.

Eleva las tasas de producción.

Controla eficazmente los problemas de surgencia.

Mejora los niveles de seguridad cuando se trabaja en yacimientos con

presencia de sulfuro de hidrógeno (H2S).

La perforación bajo balance debe ser cuidadosamente planificada para

mantener esa condición durante toda la operación, para lo cual es necesario el

soporte de sistemas computarizados de simulación analíticos y numéricos. De

lograrse con éxito esta meta, obtendremos un pozo con altos índices de producción y

recuperación de hidrocarburos, lo que compensará el costo adicional que requieren

estas operaciones. En otras palabras, la perforación bajo balance no es una

panacea, sino una herramienta más que se suma a las existentes para brindar

nuevas alternativas a la hora de planificar el desarrollo de un campo petrolero y/o

gasífero. (#9 Leading Edge Advantage International Ltd. 2002 - #7 Ríos, Mandujano,

Valenzuela, López 2000).


8

La aceptación de la perforación bajos balance fue inmediata, como se puede

ver en el siguiente gráfico. En EEUU entre el año 1994 y 2005 se elevaron de

aproximadamente 2.000 a casi 12.000 los pozos ejecutados con esta tecnología.

Este notable incremento se debió a tres tipos de operaciones:

La ejecución de pozos en formaciones que eran imposibles de perforar con la

tecnología tradicional debido, por ejemplo, a las pérdidas de circulación de

fluidos de perforación (formaciones naturalmente fisuradas o de muy baja

presión).

Los trabajos de re-perforación de pozos agotados, en busca de aprovechar

intervalos productivos que no eran detectados con el sistema de perforación

convencional.

Las operaciones de perforación en yacimientos de “Tight Gas”, donde las altas

tasas de penetración, la posibilidad de caracterizar las formaciones

productivas mientras se perfora y la seguridad ante la presencia de sulfuro de

hidrógeno (H2S), hicieron la diferencia a la hora de diseñar el programa de

perforación.

Figura N°1 – Cantidad de pozos perforados en EEUU en el período 1994-2005

La perforación bajo balance, en su rápido desarrollo tecnológico ha tomado

diferentes formas y procesos, pero el principio de permitir que el pozo fluya durante

toda la operación nunca cambia. El lector puede encontrarse con bibliografía donde

se menciona el término “Flowdrill”; este se refiere exclusivamente a las operaciones

en que se utilizan fluidos de perforación líquidos, pero igualmente se sigue refiriendo


9

a la perforación en condiciones de bajo balance. (#10 ATM PETE 406 – Lesson 8a &

8b Introduction to UBD).

HISTORIA

La perforación con circulación de fluidos de baja presión fue patentada en

EEUU en 1866, con el uso de aire comprimido para limpiar la parte inferior del pozo.

Con el paso del tiempo y las mejoras tecnológicas, en 1934 se incorporó el uso de

nieblas y espumas en los campos del condado de Reagan en Texas; desarrollándose

lo que se conoce a la fecha como perforación bajo balance. En esta época también

se incrementó el uso de aire puro y gas natural.

Años más tarde en 1952 la compañía Hughes Tool, reincorporó el sistema

para atravesar formaciones donde se producían altas pérdidas de fluidos con el

sistema de perforación convencional. A partir de allí estas operaciones

paulatinamente fueron tomando popularidad en la resolución de los problemas de

pérdidas de circulación en los EEUU y Canadá.

Durante la década del 60 los avances en el desarrollo de fluidos gasificados

intensificaron el uso de nitrógeno como agente reductor de densidad. Esto pudo

resolver el problema de posibilidad de fuego en el interior del pozo, debido a la

mezcla explosiva que se generaba al combinarse el aire comprimido inyectado con

los hidrocarburos presentes en el reservorio.

Hasta finales de la década del 80 la tecnología de perforación bajo balance

tuvo un uso limitado debido a la multiplicidad de inconvenientes técnicos que

presentaba, principalmente en el cuidado del medio ambiente. En este sentido

cuando se usaban sistemas de fluidos gaseosos o nieblas, eran muy importantes las

cantidades de contaminantes que se liberaban a la atmósfera. En el caso de las

espumas los residuos de éstas generaban preocupación por la falta de medios para

su disposición final.

A principios de la década del 90 se desarrolló el primer procedimiento de

perforación bajo balance, con el propósito de prevenir el daño a la formación en las

calizas fisuradas de los campo de Austin Texas. En este caso, la condición de bajo

balance fue lograda con un fluido de perforación líquido. Para esta época ya estaba

resuelto el tratamiento de los fluidos de perforación, ya sean gaseosos o de

espumas, con sistemas de separación de líquidos y gases, así como también el

reciclado de espumas.

La eliminación de los problemas que han plagado la historia de la tecnología

de perforación bajo balance y la introducción de perforación horizontal en los años 80

causó un crecimiento rápido en el número de pozos perforados con esta tecnología

en todo el mundo (#21 Underbalanced Drilling Overview).


10

CAPITULO 1

PRINCIPIOS DE LA



11

¿QUE ES LA PERFORACIÓN BAJO BALANCE?

Definición: cuando la presión de los fluidos contenidos en la formación es

mayor que la presión del fluido de perforación en el fondo del pozo, nos encontramos

en condiciones de bajo balance. La presión en el fondo del pozo es la sumatoria de

la presión hidrostática del fluido, la presión de bombeo de superficie y las pérdidas de

carga asociadas a las instalaciones de conducción, con lo que se puede establecer la

siguiente expresión:

→ ó

donde:

= presión de formación.

= presión en el fondo del pozo.

= presión de la columna hidrostática.

= presión en el anular en la boca del pozo.

La presión de la columna hidrostática depende directamente de la densidad

del fluido que la genera, por ello modificando este parámetro podremos controlar la

presión en el fondo del pozo (esto se tratará en el apartado “Fluidos de Perforación”).

En el sistema de perforación convencional la presión en el fondo del pozo es

deliberadamente mantenida en un valor mayor a la presión de formación, lográndose

así un control primario de los fluidos de formación. De esta manera no solo se logra

que los fluidos de la formación se mantengan dentro de ella y no migren al pozo, sino

también que una porción de los fluidos de perforación la invadan.

Perforación Bajo Balance Perforación Sobre Balance (tradicional)

Figura N° 2 – Perforación Bajo y Sobre Balance


12

Queda así en evidencia que en una operación de perforación bajo balance, no

se contará con este mecanismo de control primario en el fondo del pozo. Por ello se

deberá contar, en superficie, con las instalaciones necesarias para el control del pozo

(#9 Leading Edge Advantage International Ltd. 2002).

OBJETIVOS DE LA PERFORACIÓN BAJO BALANCE

Los objetivos de la perforación bajo balance se dividen en dos partes

principales:

1. Incrementar los índices de producción.

2. Mejorar el rendimiento de la perforación.

Partiendo desde esos dos objetivos primarios, a continuación se describirán

los pormenores involucrados en su cumplimiento.

1. INCREMENTAR LOS ÍNDICES DE PRODUCCIÓN

Como ya se explicó brevemente uno de los principales beneficios de la

perforación bajo balance es mejorar los factores de recuperación de hidrocarburos de

los reservorios. Esto se logra, principalmente debido a la no afectación de la

formación durante las operaciones de perforación. En este sentido la minimización

del factor de daño a la formación, es la manifestación más importante.

¿Cómo se manifiesta el daño en la

formación?

En el sistema de perforación

tradicional el lodo de perforación

invade a la roca, esto sumado al

revoque que construyen los sólidos

contenidos en él, generan una barrera

a la migración de los fluidos de la

formación hacia el pozo, llamado

factor de daño, lo que reducirá la

producción de hidrocarburos y hará

necesario, en gran parte de los casos,

establecer mecanismos de

estimulación del reservorio antes de

ponerlo en producción. Este daño es

cuantificable mediante el ensayo al

pozo. En la figura N° 3 se puede

observar el mecanismo de invasión y revoque que el lodo de perforación produce.

Figura N° 3 – Daño a la formación


13

Con la perforación bajo balance, teóricamente se elimina por completo el daño

a la formación por invasión de lodo, debido a establecerse una columna hidrostática

menor a la presión del reservorio. Llevado a la práctica es probable que el daño no

sea cero, debido a que durante la operación se pueden producir pequeños períodos

de sobre balance. Por esto se dice que la perforación bajo balance minimiza el daño

al reservorio. Mediante simuladores se pueden cuantificar estos períodos y trabajar

para hacerlos mínimos.

¿Cómo afecta el daño a la producción de hidrocarburos?

El factor de daño a la formación “s”, afecta directamente al caudal que puede

entregar el reservorio por ello es muy importante poder mantenerlo lo más bajo

posible. La relación entre la producción del reservorio y el daño “s”, está dada por la

ecuación de Darcy. Como puede verse el incremento del daño que se genera a la

formación, no solo en su factor numérico, sino también en el radio de afectación,

provocan una sensible disminución del caudal que puede entregar el pozo.

Donde

= caudal entregado en barriles/día.

= permeabilidad en milidarcy

= profundidad en pies.

= presión de reservorio, estática (psia).

= presión del pozo en fluencia (psia).

= presión del pozo en fluencia (psia).

β = factor de almacenamiento.

re = radio del daño en pies.

rw = radio del pozo en pies.

s = factor de daño.

Cuando se perfora

mediante el sistema tradicional,

el daño es inevitable, por su

concepción misma. Por ello, se

convive con él, y luego de la

perforación se realizar tareas

de estimulación del reservorio

para intentar disminuirlo, pero

a veces estos trabajos pueden

provocar un daño mayor y

malograr el pozo. En la figura

N°4 se puede ver el

mecanismo de daño a la

formación.

Figura N° 4 – Daño a la formación

)(ln

)(1008.7 3

sr

r

ppkhq

w

e

wfe


14

La perforación bajo balance, por su principio de funcionamiento, tiene como

principal ventaja la no afectación de la formación, por lo que será importante tener

una buena programación de las operaciones para así evitar los eventos de sobre

balance y no generar el daño al reservorio que provoca la perforación tradicional.

En el siguiente gráfico (figura N°5) se trata de un ejemplo ilustrativo donde se

puede ver como el factor de daño afecta a la producción de petróleo.

Figura N° 5 – Producción vs. factor de daño

Queda en evidencia que al no presentarse daño a la formación, la

estimulación del pozo será innecesaria. Se han realizado experiencias de

tratamientos de estimulación matriciales con ácidos en pozos perforados bajo

balance con malos resultados; generalmente, salvo en casos especiales, lejos de

incrementarse, la producción se reduce drásticamente, con lo que todos los

beneficios de la operación nunca se verán.

Una cuestión importante de resaltar es que debido a la naturaleza de la

perforación bajo balance, no solo en la teoría, sino también en la práctica se han

descubierto intervalos productivos que no habían sido detectados con el sistema de

perforación convencional. El resultado de esto es que la producción final del pozo

termina siendo mayor que la predicha, con el consecuente incremento de la vida y el

valor del campo petrolero y/o gasífero. (#10 ATM PETE 406 – Lesson 8a & 8b

Introduction to UBD).


15

Otro de los factores que aporta al mejoramiento de la recuperación de

hidrocarburos es el hecho que apenas se toma contacto con una formación

productiva, comienza el influjo hacia el pozo con la consecuente producción del pozo.

Este tema tiene varias aristas porque si bien tendremos una producción temprana,

nuestra operación de perforación bajo balance deberá tener en cuenta esto y

disponer en superficie de las instalaciones necesarias para poder recibir, separar y

conducir los hidrocarburos. Esto abre una nueva forma de evaluar los pozos, puesto

que con las herramientas y los procedimientos adecuados podremos realizar el

ensayo del pozo durante la perforación y de esta manera caracterizar los intervalos

productivos del reservorio.

¿Cómo podemos caracterizar un reservorio mientras perforamos?

A diferencia que en la perforación tradicional sobre balance, o incluso en la de

presión controlada (con la que se reduce el margen de sobre-balance); el ambiente

que genera la perforación bajo balance nos da la oportunidad única de adquisición de

datos importantes, sobre las formaciones encontradas durante la perforación. Con el

instrumental adecuado podremos obtener los datos necesarios para caracterizar la

formación.

Durante la perforación los datos de comportamiento del reservorio pueden ser

obtenidos apenas se toma contacto con él y conocer su comportamiento, analizando

los fluidos dentro del pozo. Los resultados de permeabilidad de estas evaluaciones

permiten al operador determinar el potencial de cada intervalo productivo encontrado

durante la perforación. Estos datos, cuando son integrados con los datos obtenidos

del sistema de adquisición de datos mientras se perfora, y los informes de control

geológico (geológicos, geofísicos y petrofísicos), nos da como resultado una

caracterización del pozo más completa que la obtenida usando los métodos

tradicionales.

El proceso de caracterización mientras se perfora empieza varios meses antes

de la operación con la ingeniería de diseño de pozo y los trabajos de preparación. En

este tiempo se contrastan datos e información obtenida de estudios geológicos, de

reservorios y de perforaciones vecinas (en el caso de poseerse), para construir el

modelo de reservorio y estimar cómo se comportará durante la perforación bajo

balance con los diferentes escenarios posibles. La hidráulica del pozo también será

modelada, mediante un software de simulación, para asegurar la condición de bajo

balance y la limpieza del pozo con el influjo esperado durante toda la operación.

Luego se desarrollan los procedimientos de ensayo para todas las formaciones

productivas, los que son compartidos con el equipo del proyecto para asegurarse el

cumplimiento de los objetivos, de los tiempos y las obligaciones del proyecto. Los

datos requeridos son transmitidos mientras se perfora a través de los intervalos

productivos (#19 Shayegi, Gil, Ansah 2007).


16

El primer paso es calcular el régimen de la formación según los caudales

medidos en superficie. Los cálculos deben tener en cuenta el tiempo de retraso y los

transitorios dentro del pozo. Esto significa que mientras la presión es tomada en el

fondo del pozo, con la herramienta de medición mientras se perfora, los caudales son

medidos en la superficie.

2. MEJORAR EL RENDIMIENTO DE LA PERFORACIÓN

A la hora de iniciar los trabajos de perforación con el sistema de perforación

bajo balance son muchos los beneficios que se suman a los mencionados en el

punto anterior, entre ellos:

Minimiza las pérdidas de circulación: en el sentido de lo expuesto sobre la

eliminación del daño a la formación, el hecho de tener una presión hidrostática

menor a la de la formación evitará las pérdidas de fluidos. Esto la hace

especialmente atractiva a la hora de perforar en formaciones naturalmente

fisuradas (como los carbonatos).

Minimiza los atascamientos por presión diferencial: uno de los problemas que

habitualmente se presenta en el sistema de perforación tradicional es el

atascamiento por presión diferencial. Básicamente, al atravesar formaciones de

alta permeabilidad el diferencial de presión entre el pozo y formación produce un

flujo de lodo de perforación hacia ella, esto trae como consecuencia que la sarta

de perforación se adhiera a la pared del pozo y quede atascada. En la perforación

bajo balance, al no haber flujo hacia la formación, no hay posibilidades de

atascamientos diferenciales.

Incrementa la tasa de penetración (ROP): la falta de sobrepresión sobre la

formación tiene un significativo efecto en la tasa de penetración.

Cuando se perfora en sobre balance, la presión hidrostática del fluido ejerce

una fuerza compresiva sobre la roca que se está penetrando, lo que genera un

requerimiento adicional de energía. Al mismo tiempo se produce una deposición

de los sólidos que contiene el lodo de perforación, esto incrementa el trabajo del

trépano.

Al perforar en condiciones de bajo balance la presión de la formación es

mayor que la generada por el fluido de perforación, por ello la fuerza resultante se

dirige desde la formación hacia el pozo; como resultado de esto, no hay fuerza

compresiva sobre la roca ni deposición de sólidos (ver figura N°6). Este efecto

produce un incremento de la velocidad de penetración de hasta 10 veces la que

se logra con el sistema de perforación tradicional. En la figura 7 puede verse un

comparativo de la tasa de penetración en función de la presión diferencial de

sobre balance.


17

Figura N° 6 – Mecanismo de rotura de la roca

Mejoramiento de la limpieza del pozo: la reducción en la carga sobre el trépano

genera un menor tamaño de los recortes de roca, esto hace que sea menos

dificultoso trasladarlos a la superficie. Como consecuencia de ello, en las

operaciones de perforación bajo balance, se verifica una mejor limpieza del fondo

del pozo. Esto, sumado a las características de los fluidos bajo balance, evitan

que el trépano se empaste y pierda rendimiento.

Figura N° 7 – Tasa de penetración vs diferencial de presión sobre balance


18

Incrementa la vida útil del trépano: el mismo efecto que incrementa la

velocidad de penetración, sumado al incremento de la limpieza del pozo aumenta

de tres a cinco veces la vida del trépano. Una mejora adicional en la perforación

bajo balance resulta de generarse menos cantidad de calor debido a que los

insertos del trépano no deben friccionar tanto para romper la roca como ocurre en

la perforación tradicional.

Mejora de los niveles de seguridad: a la hora de realizar perforaciones en

zonas donde se verifica la presencia de gases potencialmente peligrosos, la

perforación bajo balance presenta una ventaja significativa sobre el sistema

tradicional. Debido a que los fluidos que emergen del pozo lo hacen a un circuito

cerrado, que deriva el flujo a un sistema de separadores, no existen posibilidades

que el personal de plataforma tenga contacto directo con ellos.

Elimina los problemas de surgencias: en consonancia con los antes expuesto,

como el flujo surgente lo hace a un sistema cerrado, que además posee un

“choke manifold”, elimina los problemas que se producen cuando el pozo se

descontrola. Experiencias de campo han demostrado que en pozos donde se

esperaba una presión de surgencia de aproximadamente 3000psi, han surgido a

7000psi, no presentándose inconveniente alguno.

Con todos estos beneficios expuestos hasta aquí, demuestran que la

perforación bajo balance resuelve muchos de los problemas que la perforación

tradicional genera o no puede resolver por su concepción (#11 ATM PETE 406 –

Lesson 9 Benefits of Underbalanced Drilling).

DESVENTAJAS DE LA PERFORACIÓN BAJO BALANCE

El sistema de perforación bajo balance tiene algunas desventajas;

muchas de estas, han sido resueltas con el tiempo y los avances tecnológicos,

otras son insalvables debido a su concepción. A continuación se detallan las

desventajas que se presentarán a la hora de desarrollar una operación de

perforación bajo balance.

Mayor costo de perforación: al igual que en el punto anterior, la complejidad

técnica de la perforación bajo balance, incrementa sus costos. Si bien ante

cualquier proyecto de este tipo, el costo adicional es una de las principales

barreras que atravesar; la experiencia ha demostrado que bien planificada, una

operación de perforación bajo balance, termina con un costo final inferior a la

tradicional.


19

Complicaciones con la perforación direccional: en el caso de realizarse una

perforación direccional habrá algunos inconvenientes con los motores de fondo

debido a que están concebidos para ser propulsados con fluidos líquidos. Los

fluidos bifásicos o los gaseosos provocarán una importante disminución en el

rendimiento de los motores; a esto se sumará una notable disminución de la vida

útil del motor de fondo debido a la dificultad para lubricarlo y enfriarlo,

especialmente cuando se perfora con fluidos 100% gaseosos.

Inestabilidad del pozo: debido a no usarse

fluidos de perforación que formen un revoque

de consolidación de la formación, la

estabilidad de las paredes del hoyo es un

tema de cuidado en condiciones de bajo

balance. Perforar bajo balance en

formaciones de poca estabilidad mecánica

provocará derrumbes, debido a una podre

consolidación de las paredes del pozo y a las

fuerzas que actúan desde la formación hacia

el hoyo, que se describieron anteriormente

cuando se analizó el incremento de la tasa

de penetración.

Incompatibilidad con el sistema de

medición mientras se perfora

convencional: el uso de fluidos compresibles hace difícil (salvo las excepciones

que se analizarán en el apartado de fluidos), la aplicación de los sistemas de

medición de parámetros mientras se perfora convencionales, debiendo recurrirse

a transmisiones del tipo electromagnéticas.

Mayor carga en la sarta: al trabajarse con fluidos de baja densidad, el factor de

flotación no es de importancia, por lo que la sarta de perforación deberá soportar

una carga mayor. Además las condiciones y naturaleza de los fluidos exponen a

todo el conjunto a una mayor posibilidad de corrosión.

Mayores posibilidades de falla: la complejidad técnica aplicada a una operación

bajo balance incrementa la posibilidad de fallas. Es evidente que el desarrollo

tecnológico hace que este inconveniente se reduzca día a día.

Figura N° 8 – Formación inestable


20

Acarreo de recortes: la baja viscosidad de los fluidos utilizados para perforar

bajo balance disminuye su capacidad de acarreo de los recortes hacia la

superficie. Para compensar esta limitación se generan velocidades de circulación

anular más altas, que si bien solucionan el problema del acarreo de los recortes a

la superficie, generan un costo adicional de bombeo y aumentan los problemas

de erosión en los equipos que intervienen. Estos problemas serán más notorios,

tanto más baja sea la viscosidad del fluido. Como se verá en el capítulo 4 “Fluidos

para perforación el uso de espumas resuelve este inconveniente.

Fuego en el fondo del pozo: el uso de aire en una operación de perforación bajo

balance, ya sea como único fluido o como la parte gaseosa en uno bifásico,

puede generar fuegos en el fondo del pozo al combinarse con los hidrocarburos

de la formación. La presencia de fuego en el fondo del pozo funde rápidamente la

sarta de perforación sin que haya indicios en la superficie.

Limite en la longitud de pozos horizontales: la estabilidad de la formación es

crítica cuando se perfora bajo balance, esto se hace más importante en el caso

de realizar pozos horizontales, donde la longitud de los mismos se verá reducida

debido a la posibilidad de colapso.

(#9 Leading Edge Advantage International Ltd. 2002 - #7 Ríos, Mandujano,

Valenzuela, López 2000 - ATM PETE 406 – Lesson 9 Benefits of Underbalanced

Drilling - #12 Underbalaced Directional Drilling – 2001 PetroSkills.).


21

CAPITULO 2

POZO CANDIDATO PARA SER

PERFORADO BAJO BALANCE


22

RESUMEN

La selección de un pozo candidato para ser perforado bajo balance inicia con

una sencilla pregunta ¿Cuáles son las razones para realizar una operación bajo

balance en el yacimiento en cuestión? La respuesta siempre va por el mismo camino,

hemos tenido muchos problemas con el sistema de perforación tradicional.

El desarrollo tecnológico de la perforación bajo balance está logrando cambiar

la pregunta a ¿por qué no usarla?, y así cambiar el eje de la discusión; de venir a

resolver un problema, a ser considerada como alternativa por sus múltiples

beneficios.

ESTUDIO DEL RESERVORIO

La selección del pozo candidato para una operación de perforación bajo

balance es crítica para lograr su éxito, especialmente cuando el proyecto se enfoca

en el cuidado y el aprovechamiento del reservorio. En el camino de la planificación es

esencial que los objetivos del proyecto sean identificados, para asegurar su

cumplimiento.

Antes de iniciar una operación de perforación bajo balance, deberá realizarse

un concienzudo estudio del reservorio a perforar. No solo se trata de conocer su

presión, sino también tener claro cuáles son los mecanismos de daño que lo afectan.

El proceso consiste en el análisis de información del reservorio, geológica,

geomecánica, petrofísica y de perforación, con lo que se evaluarán las principales

características de la formación; para así, determinar el reservorio es apto para la

perforación bajo balance. Entre los datos de importancia que necesitaremos están:

Las presiones de los fluidos contenidos en el reservorio.

El tipo de daño que presentará la formación al atravesarla.

La estabilidad de los estratos.

La dureza de la formación.

Las fisuras presentes en las formaciones.

La composición de los estratos.

La naturaleza de los fluidos que contiene el reservorio.

Presencia de Sulfuro de Hidrógeno – H2S (vulgarmente: ácido sulfhídrico).

Las formaciones que serán buenas candidatas para una perforación bajo

balance normalmente serán:


23

Las de baja presión o las depletadas por su avanzada explotación.

Las que usualmente presentan altos daños durante la perforación y/o

terminación.

Las que presentan alto potencial de generar atascamientos diferenciales.

Las que tienen zonas de altas pérdidas de lodo de perforación.

Reservorios de alta producción con media o alta permeabilidad.

Formaciones muy heterogéneas.

Por otro lado tenemos zonas donde no resultará conveniente aplicar la tecnología

bajo balance:

Locaciones donde la perforación convencional sea muy económica y sus

contraindicaciones no sean de importancia.

Formaciones de muy baja permeabilidad.

Formaciones de pobre estabilidad.

¿Cómo afecta la estabilidad de la roca a una perforación?

Posiblemente, la estabilidad mecánica de la formación sea el “Talón de

Aquiles” de la perforación bajo balance. Si la densidad del fluido que usamos es

demasiado baja, haremos que la formación quede expuesta a una presión muy baja,

que si es menor al umbral de colapso, provocará el derrumbe del pozo. Para el caso

de la perforación tradicional (sobre balance) el caso es parecido, pero inverso, dado

que superar la presión de fractura, por el uso de un fluido de alta densidad, abrirá

fisuras en la roca con la consecuente pérdida de fluidos y daño a la formación.

En la perforación sobre balance, la densidad del lodo de perforación es

seleccionada para darnos una presión hidrostática entre 200 y 1000 psi por encima

de la presión de reservorio, con lo que lograremos el control primario del pozo. En las

operaciones bajo balance se seleccionan fluidos de bajas densidades, con lo que la

columna quede unas 200 psi por debajo de la presión de la formación, permitiendo

así el influjo de los fluidos de la formación al pozo.

Para el análisis de la estabilidad de las rocas se realiza una gráfica donde la

presión de colapso y fractura se definen como equivalentes en densidad de fluido,

siendo ésta directa responsable de la presión en el fondo del pozo. Así, como puede

verse en la gráfica, se definirá una ventana operativa, donde tenemos un límite


24

inferior, la presión de colapso; un límite superior, la presión de fractura y finalmente

una línea de trazos que nos muestra cual es la presión de la formación. En una

formación estable, como la de la figura, tenemos una buena zona de trabajo, para

operaciones sobre y bajo balance.

En el caso de tener una formación de pobre estabilidad, la perforación bajo

balance será imposible de

llevar a cabo, debido a que

la baja densidad del lodo

provocará el colapso de la

roca, con el consecuente

atascamiento de la sarta

de perforación. En esos

casos la única salida es

realizar una perforación

tradicional, con un lodo

que pueda contener a la

formación y así evitar los

derrumbes. En la grafica

que sigue se describe uno

de estos casos, como

puede verse no posee

zona de bajo balance.

500

1.000

1.500

2.000

2.500

3.000

3.500

4.000

4.500

5.000

5.500

6.000

1 32 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19

6.500

Figura N° 9: Grafica de Columna hidrostática vs. profundidad del pozo en una formación estable

500

1.000

1.500

2.000

2.500

3.000

3.500

4.000

4.500

5.000

5.500

6.000

1 32 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19

6.500

Figura N° 10: Grafica de Columna hidrostática vs. profundidad del pozo en una formación inestable


25

Ahora analizaremos un escenario en el cual, al perforar encontramos un

estrato cuya presión de fractura es sensiblemente menor a la que se viene

verificando. En una operación sobre balance cuando lleguemos a esta zona nuestro

fluido de perforación

producirá una columna

hidrostática mayor a la

presión de fractura de la

formación, por lo que la

roca se fisurará lo que

provocará una gran pérdida

de fluido y un alto daño a

ese estrato.

Para estos casos la

única salida es poder utilizar

un fluido que genere una

columna hidrostática que no

supere la baja presión de la

formación, por lo que

hablamos de una operación

bajo balance.

Estos escenarios serán preliminarmente verificados, mediante un software

adecuado, para conocer la factibilidad operacional de perforar en condiciones bajo

balance y si es posible mantener esa condición a lo largo de todo el pozo, con una

limpieza adecuada. Si las perspectivas demuestran que tenemos un candidato desde

el punto de vista técnico, será muy importante empezar a considerar los aspectos

económicos.

Si la decisión final se inclina por realizar una perforación bajo balance, se dará

inicio a una tarea muy importante, la elección de:

Fluidos de perforación.

Sistema de inyección de los fluidos de perforación.

Equipo de perforación.

Sistema de control de pozo.

Equipos separadores.

En los siguientes apartados se tratan todas cuestiones involucradas en la

elección de cada uno de estos ítems (#7 Ríos, Mandujano, Valenzuela, López 2000).

500

1.000

1.500

2.000

2.500

3.000

3.500

4.000

4.500

5.000

5.500

6.000

1 32 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19

6.500

Figura N° 11: Grafica de Columna hidrostática vs. profundidad

del pozo con zona de pérdida.


26

TERMINACIÓN DEL POZO PERFORADO BAJO BALANCE

Una cuestión que tendrá gran peso a la hora de decidir la realización de una

perforación bajo balance, será la terminación (o completación) de la misma. Sería

razonable pensar que al finalizar la perforación, no debería someterse al pozo a una

condición de sobre balance, de lo contrario todo lo hecho sería en vano. Por ello al

diseñar un pozo para ser perforado bajo balance, se deberá tener bien claro cuál es

el objetivo final de la operación y trabajar en función de él.

La terminación del pozo, quizás sea el momento donde más difícil resulte

mantener al pozo fluyendo; esto acarreará variadas complicaciones que no se

presentan en el sistema de perforación tradicional, en el cual densificando el lodo

controlamos el pozo. Aquí es donde se abren tres caminos:

1. Buscar un nivel de equilibrio en el cual el lodo de perforación me genere una

presión de columna hidrostática igual a la de la formación, deteniéndose así el

flujo hacia la superficie. Esto es bastante usado, pero requiere de un control

muy fino del nivel para no generar un sobre-balance que dañe la formación.

2. Detener la inyección de lodo de perforación y dejar que los fluidos de la

formación encuentren su nivel. Con este sistema generalmente la surgencia

disminuye mucho y hasta puede detenerse, ya que la ausencia de un fluido

liviano en el pozo (fluido de perforación) incrementará la columna hidrostática,

generada ahora por los hidrocarburos. Esto es bastante común,

principalmente cuando se perfora en zonas altamente explotadas.

3. Densificar los hidrocarburos producidos con aditivos compatibles con lo que

aunque invadamos algo la formación, no habrá daño por utilizarse los mismos

fluidos producidos.

Ahora si el objetivo de la operación no era disminuir el daño en la formación y

sí, por ejemplo, atravesar una zona de pérdida de circulación o incrementar la

velocidad de penetración, será más sencillo ahogar el pozo y terminarlo de la manera

tradicional. Esta situación, por desviarse de lo que se conoce como operaciones bajo

balance, no será tratada en este trabajo.

Los sistemas de terminación para pozos perforados bajo balance son

variados, pero conceptualmente se busca siempre que la formación sea alterada lo

menos posible. Por ello no se recurre a la instalación de revestimiento, para su

posterior cementado, punzado y eventualmente fracturado; sino que se buscará dejar

el pozo abierto o con un revestimiento acanalado.


27

Un diseño típico de terminación de un pozo perforado bajo balance es la de

revestir y cementar el pozo antes de llegar a la capa de interés, dejando un zapato

para luego colgar un tubo ranurado. En las figuras N°11 y 12 puede seguirse la

secuencia de instalación.

PASO 1: se concluye con la perforación

del pozo, el mismo se encuentra con

revestimiento hasta antes de llegar a la

zona de interés. Este puede ser el caso

de una re-perforación de un pozo

antiguo. La capa productora se deja

abierta.

PASO 2: a los efectos de aislar la

formación abierta se procede a bajar un

sello (packer), protegiéndola así de

posibles períodos de sobre-balance.

PASO 3: se fija en sello (packer) para

aislar la formación productiva.

PASO 4: se inicia la bajada de un tramo

de revestimiento perforado o ranurado.

El mismo será colgado del zapato donde

termina la tubería de revestimiento. A

este tramo de tubería se le llama

comúnmente “liner ranurado”.

Figura N° 12: Inicio de una secuencia típica de terminación


28

PASO 5: se procede a bajar la tubería

ranurada para ubicarla en la zona de

interés.

PASO 6: la tubería ranurada es fijada en

su posición definitiva.

PASO 7: se baja un sello (packer) donde

será fijada la tubería de producción

(tubing).

PASO 8: se instala la tubería de

producción y demás elementos

necesarios para poner en producción el

pozo. Nótese que la formación

productiva no es afectada con ninguna

operación con lo que se asegura su

integridad. (#9 Leading Edge Advantage

International Ltd. 2002).

Figura N° 13: Conclusión de una secuencia típica de terminación


29

CAPITULO 3

FLUIDOS PARA LA



30

RESUMEN

La elección del fluido para perforación bajo balance es una de las cuestiones

más importantes para el éxito de la operación, de ello dependerá no solo alcanzar el

bajo balance, sino también mantenerlo durante toda la operación con una buena

limpieza del pozo. No menos importante será definir cuál será el sistema de

inyección del fluido, esto tendrá un peso importante en el diseño de la operación.

INTRODUCCIÓN

Tal como se ha expuesto anteriormente, la perforación bajo balance consiste

básicamente en utilizar un fluido que genere una columna hidrostática menor a la

presión de la formación. El objetivo primario es alcanzar densidades inferiores a los 7

ppg; por encima de este valor entramos en la ventana de aplicación de los lodos

tradicionales. Para lograr estas bajas densidades se ha recurrido a una gran variedad

de fluidos, desde gases puros hasta líquidos gasificados, pasando por nieblas,

espumas y líquidos a los que se le incorporan gases u otros componentes. A esto

hay que sumarle los diferentes sistemas de inyección que pueden aplicarse, con lo

que se abre una amplia gama de posibilidades adaptables a las necesidades de la

operación. En la siguiente figura se aprecian los principales tipo de fluidos usados en

la perforación bajo balance y sus concentraciones de gases.

Figura N° 14 – Concentración de gases en distintos fluidos de perforación


31

FLUIDOS GASEOSOS

Diversas técnicas de perforación bajo balance pueden no alcanzar las

presiones requeridas en el fondo del pozo. Por ejemplo los fluidos para sondeos

bifásicos se utilizan extensivamente, pero tienden a generar altas presiones, con el

perjuicio que ello acarrea. Por ello en pozos profundos y/o con presiones de

formación bajas la alternativa es el uso de fluidos gaseosos, los que tienen muy

bajas densidades (entre 0,01 y 0,1 ppg). Para estos casos son de aplicación: el aire,

el nitrógeno, el gas natural y recientemente se suma en CO2. Independientemente de

cuál sea la elección, la perforación con fluidos gaseosos presenta las siguientes

características:

Altas tasas de penetración.

Incremento de la vida útil del trepano.

Eliminación del daño a la formación.

Mayor producción de hidrocarburos.

Se dependerá de la velocidad de flujo anular para remover los recortes.

Los fluidos gaseosos usados en las operaciones de perforación bajo balance son:

Aire

Como ya fuera mencionado en la reseña histórica, el aire comprimido fue el

primer fluido utilizado en una operación de perforación bajo balance, en 1866. Posee

muchas ventajas, el limpio, económico, no tiene problemas de provisión; pero tiene

un gran inconveniente, al combinarse con los hidrocarburos generan una mezcla

explosiva, con el inminente riesgo de generación de fuegos en el interior del pozo. A

pesar de este inconveniente sigue siendo usado en perforaciones para agua y para

atravesar estratos de alta dureza; obviamente en estos dos casos no hay

posibilidades de ignición. Otro inconveniente que se presenta al usar aire es que con

las altas temperaturas de trabajo y la presencia de oxigeno, los procesos corrosivos

se aceleran, con la consecuente disminución de la vida útil de la sarta.

La misión del aire será levantar los recortes que genera el trépano y llevarlos a

la superficie para mantener limpio el fondo del pozo y evitar acumulaciones que

provoquen el atascamiento de la sarta de perforación. Su principio físico se basa en

que la fuerza que genera el flujo de aire sobre los recortes deberá superar a la fuerza

de la gravedad que se le opone. De ser así los mismos ascenderán por el espacio

anular del pozo y llegarán a la superficie. Este proceso es muy complejo debido a


32

que la acción de la presión y la temperatura modifican el comportamiento del aire. Un

aumento de la presión producirá la consecuente disminución del caudal que se

traduce en una disminución de la velocidad del aire y en la pérdida de la capacidad

de transporte. El incremento de la temperatura del aire también juega en contra del

acarreo de los recortes por la disminución de la densidad del aire. Otra cuestión

importante de tener en cuenta son las variaciones de la geometría del espacio anular

del pozo que modificarán la velocidad de circulación del aire. La experiencia indica

que con velocidades iguales o mayores a los 15 m/s se logra una buena limpieza del

fondo y un buen arrastre cuando se perforan rocas calizas.

El uso de aire tiene tres limitaciones principales: genera un medio altamente

corrosivo, existe la posibilidad que se produzcan fuegos subterráneos y por su

bajísima densidad provoca la inestabilidad del pozo.

Los equipos de superficie necesarios para el suministro del aire de perforación

serán: los compresores, que generarán altos caudales a aire a medianas presiones,

los equipos elevadores de presión (boosters) y el sistema de inyección al pozo (ver

figura N°15).

COMPRESOR

GA

S

BOOSTER POZO

AIRE/GAS

AIR

E/G

AS

AIR

E

Figura N° 15 – Equipos para perforación con aire comprimido y gas natural


33

Gas Natural

El gas natural ha sido aplicado en las operaciones de perforación bajo balance

con relativo éxito, operativamente no es muy distinto que el uso de aire o nitrógeno,

presentando también la ventaja de no provocar fuegos en el interior del pozo. Como

contrapartida se vuelve peligroso de manejar cuando llega a la superficie y toma

contacto con la atmósfera, puesto que allí si se produce la mezcla explosiva.

Físicamente, si bien tiene una densidad algo menor, tiene un comportamiento

similar al del aire, por lo que la velocidad de circulación en el anular será el

parámetro más importante de controlar. Por ello será necesario tener en cuenta la

disponibilidad de una línea de alimentación cercana con la capacidad de cubrir las

necesidades de la perforación. Los equipos serán similares a los utilizados para la

inyección de aire (ver figura N°15).

Nitrógeno

El uso de nitrógeno viene a solucionar el problema de la posibilidad de fuegos

internos que genera el uso del aire. Por tratarse de un gas inerte, su combinación

con los hidrocarburos de la formación no genera una mezcla explosiva. Otra cuestión

a favor del uso de nitrógeno es que se limitan los procesos corrosivos debido a la

ausencia de oxigeno.

La capacidad de transporte del nitrógeno es prácticamente la misma que la del

aire, solo se ve un tanto disminuida debido a que su densidad es ligeramente más

baja. El resto de las propiedades y aplicaciones son análogas para el aire y el

nitrógeno.

La diferencia fundamental al usar nitrógeno radica en el incremento su costo,

ya sea por provisión (tanques de nitrógeno líquido) o por la necesidad de equipos

separadores (membranas de nitrógeno) para obtenerlo del aire. A pesar del

inconveniente económico, el nitrógeno, es la primera alternativa a la hora de planear

una perforación bajo balance con fluido gaseoso.

El uso de las membranas de nitrógeno tiene amplia aplicación en las

operaciones off-shore, puesto que resultaría muy compleja la logística de provisión

de nitrógeno criogénico en tanques costa afuera. Si bien en la superficie no existe

este problema, los equipos separadores de nitrógeno están empezando a tener

buena aceptación al bajar sus costos. En la siguiente gráfica (ver figura N°16) puede

verse una disposición típica de inyección de nitrógeno, véase la similitud con los

otros sistemas descriptos (#7 Ríos, Mandujano, Valenzuela, López 2000 - (#9

Leading Edge Advantage International Ltd. 2002 - #1 UDB Services Weatherford).


34

MENBRANA DE

NITRÓGENO

COMPRESOR

AIR

E

BOOSTER POZO

N2N2

N2

TANQUE

CRIOGÉNICO

N2

Figura N° 16 – Equipos para perforación con nitrógeno

Dióxido de Carbono Súper Crítico

El uso de gases como fluidos para perforación tiene la gran ventaja de poder

alcanzar muy bajas presiones de circulación pero a la vez puede generar otros

problemas. Uno de los más comunes es la pérdida de rendimiento de los motores de

fondo debido a su baja densidad. Recientemente se ha realizado experiencias

utilizando dióxido de carbono súper-crítico, para evitar este inconveniente. Sus

características únicas lo hacen un gran candidato para las operaciones de

perforación bajo balance, dado que se comporta como un líquido dentro del sondeo y

como un gas luego de abandonar el trépano. Con esto el motor de fondo no pierde

rendimiento y la presión en el fondo del pozo se mantiene en los bajos niveles

requeridos. La elección del dióxido de carbono tiene fundamento en el hecho de

lograrse el estado súper-crítico a presiones y temperaturas menores que otros gases.


35

Tal como puede verse en el diagrama de fase de la figura N°17, el CO2

alcanzará su condición súper crítica en temperaturas y presiones más bajas que la

mayoría de los gases (Tcrit = 87.8 el °F, Pcrit = 1071 PSI). Los líquidos súper críticos

son los gases altamente comprimidos que combinan características de gases y

líquidos, ya que poseen la baja viscosidad de los gases y la alta densidad de los

líquidos. Esto finalmente

se traducirá en economía

de potencia, por las bajas

pérdidas en la

conducción, y en alto

torque en el trépano, por

el buen rendimiento del

motor de fondo.

Las gráficas de las

figuras N°18 y N°19

muestran la comparación

entre el CO2 súper crítico

y el nitrógeno, en lo que

a las densidad y

viscosidad se refiere.

Figura N°18 – Comparación de densidades a distintas presiones entre N2 y CO2-SC

Figura N°17 – Diagrama de fase del CO2


36

Figura N°19 – Comparación de viscosidades a distintas presiones entre N2 y CO2-SC

El CO2 súper-crítico (SC-CO2) se utiliza extensivamente en usos industriales

como solvente y como producto de limpieza; esto también tendrá su peso a la hora

de decidir un fluido gaseoso de perforación porque aumentará la productividad de la

formación actuando como un ácido de estimulación. Este efecto tiene como

contrapartida un problema que es la elevación de los niveles de corrosión por las

temperaturas en el fondo del pozo.

Entre otras ventajas, el CO2 será ambientalmente neutro de utilizarse en un

sistema cerrado de circulación. Además tiene una alta capacidad de absorción de

temperatura por la expansión sufrida al abandonar el trépano y gasificarse. (#6 Faisal

Abdullah ALAdwani 2007).

FLUIDOS BIFASICOS

Los fluidos bifásicos, por sus características, son los más usados a la hora de

perforar bajo balance. Los hay de varios tipos, con variadas propiedades y

características, pero básicamente se componen de una fase líquida y una gaseosa,

en diferentes proporciones y con variados aditivos, según sean las necesidades.


37

Nieblas

Una de las alternativas de fluidos bifásicos es la niebla; ésta se forma al

incorporar una fase líquida compuesta por agua con surfactante y un inhibidor de

corrosión, inyectados a altas velocidades en una corriente de nitrógeno o de aire. Es

un estado intermedio entre los gases puros y las espumas, por ello comparte buena

parte de sus propiedades. Un aumento de la concentración de surfactantes creará

una espuma. Las densidades de las nieblas oscilan entre 0,1 y 0,3 ppg, con lo que se

logra una mayor capacidad de transporte con menor velocidad de circulación.

Realmente no son muy usadas, puesto que las espumas pueden alcanzar muy bajas

densidades con mayor viscosidad, lo que las hace más deseables a la hora de

diseñar una operación de perforación bajo balance.

Las principales características de la perforación con nieblas respecto al uso de

fluidos gaseosos son:

Similar a la perforación con fluidos gaseosos pero con la adición de algo de

líquido.

Disminución de la velocidad en el anular para acarrear los recortes que genera

el trépano.

La presión en el fondo del pozo es algo superior.

Espumas

Las espumas están compuestas de líquido y gas, con un agente espumante

que permite su formación, mediante un generador de espumas en superficie. Sus

componentes básicamente son los mismos de una niebla, pero en mayor

concentración. Si la fase liquida contiene materiales viscosificantes, se clasifica como

espuma rígida. En la formulación de espumas para perforación, generalmente la fase

gaseosa es aire y la fase líquida es agua. En la figura N° 20 puede verse la

comparación entre las espumas comunes y rígidas, y la niebla.

Por a su alta viscosidad y baja densidad, poseen alta eficiencia en el

transporte de recortes, mantención de las condiciones de bajo balance en

formaciones depletadas y suficiente presión anular para reducir la inestabilidad del

pozo, que se presenta al perforar con aire o niebla. Generalmente es utilizada

cuando se requiere perforar a grandes profundidades y con tramos horizontales

importantes.


38

Figura N°20 – Comparación entre Niebla y Espumas

Las espumas por su carácter de compresibles, cambian sus propiedades a

medida que el pozo se profundiza, incrementándose su densidad y adquiriendo un

comportamiento líquido. La consecuencia directa de esto es el incremento de la

presión hidrostática en el fondo del pozo. Se caracterizan por tres parámetros: la

forma de las burbujas (esféricas o poliédricas), su textura y su calidad. Este último

representa la fracción del volumen de gas; una espuma de buena calidad es aquella

que contiene un volumen de gas superior al 90%. Con ella se logrará un eficiente

transporte de los recortes con bajas velocidades anulares (0,5 m/s), con lo que la

potencia necesaria de bombeo/compresión es menor que para perforar con gases o

nieblas.

Figura N°21 – Fluido Espumado


39

Uno de los problemas que puede surgir con el uso de espumas de perforación

es su alta estabilidad, necesaria para mantener sus propiedades en el fondo del

pozo. Esto hará que mantengan su estado espumoso incluso al llegar a la superficie

lo que dificultará su manejo y provocará el mal funcionamiento de los separadores.

Recientes desarrollos de espumas estables hacen posible romperlas de manera

sencilla y volver a espumar el líquido resultante. El método consiste en incrementar o

disminuir el pH para hacer o romper la espuma (#4 Pong UzcangaCOLAPER 2000).

Las principales ventajas del uso de espumas en operaciones de perforación

bajo balance son:

Alta capacidad de transporte de recortes a la superficie.

Reducción de la capacidad de bombeo necesario.

La estabilidad de la espuma se mantiene aunque la circulación se detenga

evitando así que los recortes caigan al fondo del pozo atascando la sarta.

Mejora el control en superficie.

Se logra un ambiente más estable en el fondo del pozo.

Se reduce la posibilidad de surgencia de bolsones de gas.

LÍQUIDOS GASIFICADOS

En la misma línea que los fluidos espumados, existen otros donde la fase

continua es líquida, se trata de los fluidos gasificados, que se basan en la inyección

de un gas en el líquido, para así disminuir su densidad, sin formar una espuma.

Generalmente estos fluidos son utilizados donde las presiones de fondo de pozo

admisibles son más altas que las tratadas hasta ahora, debido a que se manejan

densidades entre los 4 y 7 ppg. Otra diferencia es que no se usan surfactantes y que

el líquido puede limpiarse y volver a inyectarse al pozo.

Aunque los fluidos gasificados ya eran conocidos en la industria petrolera, la

primera aplicación en perforación fue hecha en los años 50, cuando se inyectó aire

comprimido al lodo de perforación para atravesar una zona de pérdidas de

circulación. Si bien la operación de perforación era con el sistema tradicional, ya se

estaba ante los inicios de la aplicación efectiva de las condiciones de bajo balance

para poder atravesar una formación que resultaba imposible con los métodos

tradicionales y así evitar uno de los mayores inconvenientes que se presentan, las

pérdidas de circulación.


40

En los últimos tiempos los líquidos gasificados han pasado a ser los más

usados a la hora de diseñar una operación bajo balance, esto se debe la utilidad,

economía y flexibilidad del sistema.

Normalmente, los líquidos usados son agua sin viscosificar o petróleo crudo

los que son gasificados con nitrógeno. Las presiones de circulación pueden ser

controladas modificando las cantidades de líquido y gas de la mezcla, así como

variando el tipo y ubicación de la inyección del gas. Esto nos permite mantener las

condiciones de bajo balance actuando sobre estas variables.

Algunas de las ventajas que provee el uso de de fluidos gasificados es la

atenuación de las vibraciones de la sarta (efecto que se presenta en las operaciones

con nieblas o gases secos); y además dependiendo del tipo de inyección adoptado y

de la proporción de gas, será compatible con el sistema medición mientras se perfora

tradicional (# Fluidos Gasificados – Weatherford)

Sistemas de Inyección de Gases

Conceptualmente existen dos posibilidades de inyección del gas dentro de la

fase líquida: una es hacerlo en la superficie y la otra dentro del pozo propiamente

dicho.

1. Inyección por sondeo: este es el sistema de más

sencilla aplicación, solo consiste en inyectar el gas en

superficie y conducir el fluido gasificado dentro de la

sarta de perforación. Si bien permite un buen control de

la presión en el fondo del pozo con una relativamente

baja tasa de incorporación de gas, este tipo de inyección

no es compatible con los sistemas de medición mientras

perfora tradicionales con porcentajes mayores al 20% de

gas debido a la compresibilidad del flujo. En estos casos

se deberá recurrir a sistemas alternativos con

transmisión por señales electromagnéticas que tienen

algunas limitantes a altas profundidades. En la figura

puede verse un esquema de este tipo de inyección.

Las ventajas de este sistema de inyección radican en

su sencillez y economía, por no requerir demasiado

equipamiento de superficie, y en la posibilidad de lograr

muy bajas presiones en el fondo del pozo por tener una

columna completa de fluido gasificado. Este es el

sistema más utilizado en la cuenca neuquina.

Figura N°22 – Inyección

por sondeo


41

Como principal desventaja además de la poca compatibilidad con el sistema

de medición mientras se perfora, tenemos el inconveniente de ser necesario

detener la inyección de gas cuando se realizan los viajes del sondeo a la

superficie. La detención de la circulación puede generar una condición de sobre-

balance, perdiéndose así la esencia de la operación, por lo que será necesario

tener un especial cuidado durante los viajes. Sobre este punto en particular si

bien la bibliografía consultada hace expresa reseña a este inconveniente; en las

entrevistas realizadas con perforadores bajo balance se aclaró que; manteniendo

el nivel de fluido del pozo a una altura determinada que genere una presión

hidrostática igual a la de formación, el pozo se mantiene en equilibrio y se evita el

sobre-balance.

Como adición a esto pero con menor importancia, la potencia de bombeo

deberá ser mayor debido a lo turbulento del flujo bifásico dentro del sondeo.

Finalmente el fluido bifásico en presencia de oxigeno, resulta ser más corrosivo

por lo que todo el sondeo estará expuesto a este fenómeno, haciéndose

necesaria la incorporación a agentes inhibidores de corrosión en el lodo de

perforación.

2. Inyección por sarta parásita: aquí la aplicación deja de ser sencilla, pero por otra

parte soluciona algunos problemas de sistema anterior. El mismo consiste en

hacer la inyección del gas en el anular, a una profundidad determinada mediante

el uso de una cañería paralela al revestimiento; generalmente se usan tuberías

del tipo continuo de 1 pulgada de diámetro.

El principio de funcionamiento se basa en tener un fluido monofásico líquido

en el fondo del pozo y uno bifásico gasificado desde el punto de inyección del gas

hasta la superficie. La presión en el fondo del pozo será la sumatoria de las

densidades y alturas correspondientes. La principal ventaja de este sistema es

que por circular líquido monofásico dentro de la sarta de perforación, pueden

utilizarse sistemas de medición mientras se perfora tradicionalmente;

adicionalmente presenta mejores prestaciones cuando se perforan tramos

horizontales. La única desventaja de este sistema es la poca practicidad de

instalar una tubería paralela al tubo de revestimiento.

Una variante de este sistema es el uso de tubería intermedia, cuyo principio de

funcionamiento es el mismo, pero con la variante de usar un tubo adicional entre

el revestimiento y el sondeo. El gas será inyectado por el espacio anular entre el

revestimiento y la cañería intermedia, pasando a conformar esta última es

espacio anular junto con el sondeo. La profundidad a la que finaliza esta tubería

intermedia será el punto de inyección del gas.


42

Este sistema es de alta aplicación en la re-perforación de yacimientos

depletados, puesto que se aprovecha la cañería de revestimiento existente en el

pozo; obviamente existe la limitación en los diámetros de las cañerías que se

utilizarán en la operación. En la figura N°23 pueden verse los diagramas de los

dos sistemas de inyección descriptos.

Las principales ventajas de estos sistemas son: la posibilidad de mantener la

gasificación durante los viajes asegurando la continuidad del bajo balance, la

compatibilidad con el sistema de medición mientras se perfora tradicional, menor

potencia de bombeo, y no todo el sondeo estará expuesto a un fluido corrosivo.

La desventaja más importante de este sistema radica en el costo de la

instalación adicional para la inyección del gas en lo profundo del pozo, sin

embargo en el caso de utilizar una tubería intermedia, ésta puede ser totalmente

recuperada.

La fase líquida

Las tendencias actuales son a usar fluidos sin viscosificar tales como

agua, salmuera, gas-oil, petróleo o condensados. En la elección, tendrá gran peso la

interacción con los fluidos de formación, no solo por el sistema de separación y

reciclado, sino también por la posibilidad de formación de emulsiones. Estas se

pueden generar cuando se combina agua y petróleo, ya sea por incorporación del

hidrocarburo de formación en un fluido base agua o viceversa. Las emulsiones no

Figura N°23 – Inyección de gas por sarta parasita y por cañería intermedia


43

solo hacen necesaria mayor potencia para su desplazamiento, también

incrementarán la presión en el fondo del pozo, con el consecuente riesgo de sobre-

balance. Para evitarlo será necesaria una mayor incorporación de gas al fluido de

perforación.

El agua es fluido base más apto para ser gasificado por su relativa

resistencia a los fluidos de formación; como contrapartida puede interactuar con las

arcillas provocando su hinchamiento por hidratación. La adición de sales (cloruro de

potasio) o algunos polímeros apropiados inhibirán este efecto. (#17 Saad Ebrahim Al-

Ajmi – 2003 - #9 Leading Edge Advantage International Ltd. 2002 - #7 Ríos,

Mandujano, Valenzuela, López 2000).

La fase gaseosa

El gas incorporado a la fase líquida puede ser aire, nitrógeno o gas natural.

Las diferencias entre uno y otro son similares a las expresadas en el apartado de

fluidos gaseosos. Usar aire es una solución económica, pero hay riesgo de fuegos

internos en pozos horizontales y alta corrosión, para lo cual será necesario utilizar

inhibidores de corrosión. El uso de nitrógeno resuelve los problemas del aire, pero el

sistema se encarece por la necesidad de mayor equipamiento y potencia. El gas

natural también soluciona los inconvenientes del aire, pero se requiere de una

provisión segura y es algo difícil de manejar por la posibilidad de fuegos en

superficie. Otra cuestión importante a la hora de utilizar gas natural, es que debe

estar en buenas condiciones, ya que los condensados o las particular sólidas pueden

afectar los sistemas de medición e inyección.

En la cuenca neuquina las operaciones de perforación bajo balance han sido

generalmente con inyección de aire o nitrógeno, dependiendo de la empresa que

presta en servicio.

Las principales características de la perforación con fluidos gasificados son:

La alta porción de líquido minimiza la influencia de los fluidos de formación,

siempre y cuando no haya problemas de compatibilidad.

Las propiedades del fluido de perforación pueden ser fácilmente cambiadas.

Generalmente se requiere una menor cantidad de gas.

Hay un incremento en la cantidad de equipos de superficie, atendiendo a la

necesidad de separación y reciclado del fluido de base.

La velocidad de circulación es mucho más baja, lo cual reduce el desgaste y la

erosión de los equipos.


44

FLUIDOS CON ESFERAS DE CRISTAL HUECAS - HGS

Las micro-esferas de cristal huecas (HGS) son una incorporación reciente a la

gran variedad de fluidos de perforación bajo balance. Emulando a las usadas en las

cementaciones livianas, éstas sirven para disminuir la densidad de un fluido de

perforación líquido, con el agregado de mantener la incompresibilidad del fluido base;

lo que viene a solucionar los inconvenientes que se presentan con los fluidos

gasificados, debido a su compresibilidad. Las HGS son aptas para ser incorporadas

en cualquier tipo base líquida de fluido de perforación, sea agua dulce o salada, gas

oil, petróleo, etcétera, sin que afecte a sus propiedades físicas y químicas.

Fluido de perforación Esferas Fluido de perforación de

baja densidad Densidad 8,5 ppg

Densidad relativa 1,02

Densidad 3,2 ppg


Densidad 5,8 ppg


Figura N°24 – Conformación de un fluido de perforación con HGS

La reducción de la densidad del líquido con el aporte de HGS, será

proporcional a la concentración de éstas; con lo que a mayor cantidad, menor

densidad de fluido. El límite de la porción de HGS lo pondrá la viscosidad del fluido

que también se incrementará; para lo fines prácticos se fija un límite máximo de 50%

v/v. Porciones mayores requerirán la incorporación de reductores de viscosidad. Tal

como puede verse en la gráfica, la incorporación de un 50% v/v de HGS en agua,

reducirá su densidad en aproximadamente 2 ppg.


45

Recuperación de las HGS

La gravedad específica relativa al agua de las HGS es de 0,38,

consecuentemente se espera que un fluido para perforación correctamente

formulado y diseñado para suspender y transportar recortes a la superficie, no tendrá

problemas en llevar las esferas a la superficie. Como consecuencia de lo expuesto,

queda claro que la recuperación en superficie de las HGS será por flotación.

Al llegar a la superficie los componentes del fluido de perforación serán

separados mediante diferentes equipos que actuarán de acuerdo con el tamaño de

las partículas: coloides (hasta 2 micrones), limosas (de 2 a 50 micrones) y arenosas

(mayores a 50 micrones). Las HGS tienen una dimensión variable entre 10 y 90

micrones por lo que serán separadas junto a las arenas y a los coloides. A partir de

este punto se deberá aumentar la disolución de los fluidos donde se encuentran las

HGS mediante el agregado de agua y darles tiempo de asentamiento para separarlas

por flotación. Se ha demostrado que en una disolución con un 80% de agua v/v se

alcanzan recuperaciones de 93 a 95% luego de 30 minutos de reposo.

Integridad mecánica

Durante el desarrollo del sistema de HGS, se realizaron experimentaciones

con el objetivo de conocer cuál sería la respuesta mecánica de las mismas al ser

expuestas al rigor de una operación de perforación. Como resultado de estas se

verificó que la cantidad de esferas rotas era muy baja.

Figura N°25 – Concentración de HGS vs. Densidad del fluido


46

Sobre el efecto de la presión, las HGS son diseñadas no solo para una

densidad determinada, sino también para una presión de colapso específica. Una

mezcla de agua y HGS tiene una compresibilidad similar a la del agua, con lo que se

puede sugerir que las esferas son incompresibles. La resistencia de éstas a la

presión hidrostática será función de su espesor de pared, fabricándose para soportar

desde 4000 a 10000 psi.

Una variable de importancia es el comportamiento con los incrementos de

temperatura, las HGS son aptas para soportar hasta 600°F. En los ensayos de

tiempo extendido se mantuvo el fluido de perforación a una temperatura de 185°F y a

una presión de 4.500 psi, por 4 horas, no verificándose variaciones significativas de

la densidad de la mezcla.

Para completar los ensayos de resistencia mecánica de las esferas, quedaba

por verificar su comportamiento al ser introducidas dentro de un sistema de bombeo.

Para ello se las pruebas se hicieron con bombas centrífugas y triplex.

Ventajas

A lo ya expuesto sobre las ventajas de la perforación bajo balance, se le

suman las propiedades específicas de los fluidos con esferas de cristal huecas, por

ejemplo:

1. El agregado de las HGS puede bajar la densidad de un fluido hasta en

aproximadamente 2 ppg.

2. Los fluidos con HGS son homogéneos, incompresibles y mantienen las

propiedades químicas del fluido base.

3. El equipo de control de sólidos de superficie convencional es apto para operar

con fluidos que contengan HGS.

4. La mezcla de fluido base y HGS, es de fácil preparación en el campo.

(#13 - Wong - Arco 2001)

FLUIDOS LÍQUIDOS

Hay operaciones de perforación bajo balance donde la presión de formación

permite el uso de fluidos líquidos, éstas se conocen normalmente como “flow-drilling”.

La condición de bajo balance se logra, al igual que en los otros sistemas, con un

fluido con una densidad que genere una columna hidrostática menor a la presión de

formación.


47

Las presiones de fondo deberán ser necesariamente altas para poder trabajar

con este sistema, caso contrario se deberá recurrir a algunos de los sistemas de

fluidos antes vistos. La principal ventaja de la aplicación de “flow-drilling” es

obviamente su menor costo. También, pero en segundo plano tenemos la mayor

estabilidad del pozo y la compatibilidad con el sistema medición mientas se perfora

tradicional.

Lograr el desbalance en una operación de “flow-drilling” no resulta sencillo

debido a la alta columna hidrostática del fluido líquido, pero una buena planeación de

la operación puede llevarla al éxito. Un claro ejemplo de lo expuesto es la perforación

llevada a cabo en el campo Pearsall en las calizas de Austin; esta formación tiene

una presión poral de aproximadamente 7,3 ppg. En esta perforación la condición de

bajo balance fue lograda con agua dulce de 8,3 ppg, lo que puede parecer extraño

pero así fue. Las calizas poseen baja permeabilidad primaria (en su matriz) y alta

permeabilidad secundaria (por fisuras naturales), donde suele alojarse el petróleo;

esto produce grandes variaciones de las presiones porales.

Mientras se perforaba en zonas impermeables el sistema de fluido de

perforación con agua dulce producía una condición de sobre-balance por su columna

hidrostática. Al llegar a la zona de fisuras naturales, se produjo una pérdida de

circulación que generó la consecuente disminución de la presión hidrostática en todo

el pozo. Esto indujo el ingreso de los fluidos de formación (gas y petróleo) al pozo

que provocó la disminución de la columna hidrostática y el inicio de la condición de

bajo balance, permitiendo a mayor cantidad de hidrocarburos fluir hacia el pozo.

Lo explicado en el párrafo anterior no es ni más ni menos que la situación que

se puede suceder en un pozo perforado con el sistema tradicional cuando se sufre

una pérdida de circulación que provoca la surgencia del mismo, con las nefastas

consecuencias que esto acarrea. Pero aquí, por contar con el equipo apropiado para

trabajar bajo balance y con una buena planeación de las operaciones; lo que podía

ser un problema, fue bien aprovechado para poner en producción esta formación;

algo que era inviable con el sistema de perforación tradicional.

Existen otras experiencias similares donde los lodos de perforación de 10 ppg

ven su hidrostática reducida hasta los 6 ppg, rápidamente en formaciones con altas

relaciones gas/petróleo.

En el caso de las operaciones de “flow-drilling” es necesario tener en cuenta

que la baja viscosidad de los fluidos utilizados atenta contra el acarreo de los

recortes a la superficie. Para contrarrestar este inconveniente se recurre a flujos más

turbulentos o el uso de viscosificantes (#3 Flowdrilling Weatherford)


48

CAPITULO 4

EQUIPAMIENTO PARA LA



49

RESUMEN

La naturaleza de la perforación bajo balance hace necesario el uso de equipos

adicionales destinado principalmente al control de la surgencia del pozo en la

superficie y a la separación de los hidrocarburos que se incorporan al lodo de

perforación.

INTRODUCCIÓN

En una perforación bajo balance, al alcanzar las formaciones productivas,

habrá un continuo estado de surgencia, por la incorporación de hidrocarburos al

fluido de perforación. En una operación tradicional (sobre-balance), esta situación

será considerada como una emergencia y recibirá un tratamiento tendiente a

minimizarla es el menor tiempo posible; pero cuando se perfora bajo balance será

una condición normal, por ello se deberá contar con equipamiento adicional para

controlar el pozo durante toda la operación. Básicamente se mantendrá un circuito de

circulación de fluidos cerrado, y no abierto como en el sistema convencional. Además

serán necesarios separadores, para poder extraer y medir los fluidos de formación

que se incorporan al lodo de perforación; y también, según el sistema de fluidos de

perforación elegido, serán necesarios diferentes equipos para su preparación,

inyección y reciclado.

Como se mencionó, para perforar bajo balance es necesario incorporar

equipamiento adicional, no obstante, la operatoria de perforación propiamente dicha

no tiene importantes diferencias, por lo que el personal, si bien deberá ser instruido

de la naturaleza de la operación, no es necesario que esté altamente especializado

en esta técnica en particular.

Para su tratamiento, lo equipos para perforación bajo balance, se dividirán en

cuatro grupos:

Sistemas de perforación.

Equipos de control de pozo.

Equipos separadores.

Equipos de generación de gases y espumas.


50

SISTEMAS DE PERFORACIÓN

Los sistemas de perforación utilizados para realizar una perforación bajo

balance son los mismos que los usados en el sistema convencional. Son aplicables

tanto las tuberías de junta roscada o las tuberías continuas, así como también son

aplicables los sistemas de mesa rotativa, top drive y perforación con motores de

fondo. Por ello la elección del sistema de perforación dependerá de las ventajas y

desventajas de cada sistema, y no del hecho de perforar bajo balance; si bien deberá

tenerse en cuenta para la elección del equipo adicional necesario.

Los sistemas de tubería continua son bastante populares para la perforación

bajo balance siendo su mayor ventaja el hecho de no necesitar hacer empalmes.

Esto es particularmente ventajoso ya que en sistemas de fluidos gasificados con

inyección por sarta, será necesario interrumpir el flujo de gas durante la unión de los

tramos de cañería. Otra cuestión a tener en cuenta es que si se espera alcanzar

formaciones de alta presión con el sistema de perforación con tuberías unidas

deberá contarse con un sistema de inserción (snubbing), ya que la contrapresión

generada por los fluidos de la formación impedirá la bajada de la sarta, hasta tanto

ésta tenga el peso suficiente para contrarrestar la fuerza ascendente .

Los preventores que se dispone para la perforación bajo balance requiere de

elementos de cierre y desvío de flujo proveniente del pozo. Éstos normalmente

cuentan con sellos de distintos tipos, pero siempre compuestos por elastómeros, los

que serán sensibles a las irregularidades que presenta la sarta de perforación. Por

esto siempre será deseable el uso de tubería continua o es su defecto sistemas de

rotación tipo “top drive” para evitar el uso del “Kelly”. A continuación se detallan las

ventajas y desventajas de los dos sistemas de perforación para una perforación bajo

balance. (#9 Leading Edge Advantage International Ltd. 2002).

Tubería Continua Tubería Unida

No es necesario hacer conexiones durante

la perforación.

Es necesario hacer uniones durante la

perforación.

No se requiere el uso de equipos de

inserción de cañerías.

Se requiere de un equipo de inserción de

cañerías.

La rigidez del tubo hace sencilla la aplicación

de sistemas MWD.

El sistema MWD es inviable con fluidos

gasificados.

Menor costo. Mayor costo debido a la necesidad de

equipo adicional.


51

Sarta de perforación

La sarta de perforación y las tuberías de revestimiento estarán expuestas a un

ambiente más agresivo cuando se perfora bajo balance. Esto se debe principalmente

a la falta de flotabilidad generada por la ausencia de líquidos en el pozo o por su baja

densidad, lo que incrementa las cargas sobre la tubería; y a la exposición a un medio

potencialmente corrosivo. Todo esto deberá ser tenido en cuenta a la hora de diseñar

las tuberías que participarán en la perforación, ya que posiblemente haya que

sobredimensionarlas para atender a estos problemas.

La sarta de perforación deberá además contar con un sistema de válvulas de

retención, llamadas “válvulas de flotación” a los efectos de evitar el retorno de fluidos

a través de ella cuando se interrumpe la inyección. Generalmente se instalan cada

250m para no tener que despresurizar toda la sarta de una sola vez durante un viaje.

En la figura N°26 se puede ver un detalle de éstas válvulas, que en su esencia son

válvulas anti-retorno (#12 Underbalaced Directional Drilling – 2001 PetroSkills).

Figura N°26 – Válvula de Flotación

Sistemas de medición mientras se perfora

Cuando se perfora con inyección de fluidos compresibles, surge un

inconveniente con los equipos de medición mientras se perfora (MWD) y de perfilaje

mientras se perfora (LWD). Estos equipos trabajan transmitiendo datos a través de

pulsos de presión que se propagan por el líquido. La presencia de gases de

formación o el uso de lodos de perforación gasificados en una proporción superior al

20% o totalmente gaseosos, atenta contra este sistema de transmisión por la

elasticidad del medio. Por ello, el uso de los sistemas MWD tradicionales no es

totalmente compatible con la perforación bajo balance; con excepción del uso de un

sistema de inyección de gas por sarta parásita, donde podemos contar con un medio

de transmisión totalmente líquido en la sarta.


52

Para superar esta limitación, se

han desarrollado los sistemas MWD

con transmisión electromagnética. Las

variables censadas en la profundidad

del pozo son transmitidas por medios

electromagnéticos hacia la superficie

donde un conjunto de antenas,

estratégicamente ubicadas, que

reciben los datos emitidos desde la

profundidad del pozo; en la figura N°27

se puede ver esquemáticamente la

disposición del sistema. La única

limitante que se presenta en este

sistema es en profundidad máxima de

alcance, por lo que en pozos profundos

será necesario instalar repetidoras en

la sarta de perforación para alcanzar la

superficie (#12 Underbalaced

Directional Drilling – 2001 PetroSkills)

Unidad de Inserción

Dependiendo de las condiciones de

pozo, puede ser necesario contar con una

unidad de inserción de cañería (snubbing),

ya que el peso de la sarta no será suficiente

para contrarrestar en empuje de los fluidos

del pozo. En otras ocasiones, puede no

requerirse de una unidad de inserción

durante la perforación, pero sí a la hora de

realizar la terminación del pozo o la

instalación de la tubería de revestimiento.

La unidad de inserción es un equipo

muy utilizado en operaciones costa afuera y

en trabajos en pozos con producción en alta

presión. Básicamente cuenta con un sistema

que fija la tubería y la inserta a presión en el

pozo. Evidentemente el uso de este equipo

(figura N°28), incrementa los costos de una

operación bajo balance. . (#9 Leading Edge

Advantage International Ltd. 2002).

Figura N°27 – Sistema de MWD electromagnético

Figura N°28 – Unidad de Inserción


53

EQUIPOS DE CONTROL DE POZO

Como se ya mencionara una perforación en continuo estado de surgencia,

requiere del funcionamiento del equipo destinado al control del pozo durante toda la

operación, ya que deberá poseer un sistema cerrado de circulación de fluidos.

Básicamente se incorpora una cabeza rotativa encima de la BOP convencional, con

un colector de estrangulación (choke manifold) de alta presión y válvula de control

operada hidráulicamente (HCR).

Cabezales Rotativos y RBOP (rotary blow out preventer)

Los cabezales rotativos no son herramientas nuevas, ya en los catálogos de

herramientas Shafer de 1937, se presentaban modelos para cañería de revestimiento

de Φ13 3/8” y sarta de perforación de Φ2” a Φ6”, que básicamente funcionan bajo el

mismo principio que las usadas en la actualidad.

Los cabezales rotativos y las RBOP son, por definición direccionadores de

flujo y no preventores, ya que la condición de surgencia del pozo no es eventual, sino

continua. Básicamente ambas cumplen la misma función, con la diferencia que en un

cabezal rotativo el sello se encuentra estático y la acción de sellado es pasiva, por

contacto mecánico del sello con la sarta, aprovechando la presión de surgencia del

pozo; en el caso de la RBOP, el sellado es activo, mediante un sistema hidráulico

externo, controlado electrónicamente, que ejerce la fuerza necesaria para el sellado;

además el sello gira solidariamente con la sarta. En las figuras N° 29 y 30 se detallan

esquemáticamente ambos dispositivos.

Sello de un elemento Sello de dos elementos Acción de sellado

Figura N°29 – Cabeza Rotativa


54

Figura N°30 – RBOP

Tal como puede verse ambos sistemas requieren de un buen sellado entre el

elastómero y la sarta, por ello el buen estado de la misma es crítico para el buen

funcionamiento del sello.

Independientemente de cuál sea la configuración del circuito de circulación del

fluido de perforación, la RBOP o el cabezal rotativo se instala por encima de un

arreglo estándar de BOP, separadas por un carretel que provee dos salidas: una se

dirige directamente a la zaranda, para las operaciones en las que no se trabaja en

bajo balance y la otra se conecta al colector de estrangulación (choke manifold) para

recibir los fluidos de formación. Es importante aclarar que durante una operación de

perforación bajo balance, esta condición solo se presentará en el momento de

alcanzar las formaciones productivas y no antes; por ello son necesarias las dos

conexiones. Tanto la BOP como la RBOP deben ser aptas para las presiones de

surgencia esperadas y testeadas para garantizar la seguridad de las operaciones. La

figura N°31 muestra un arreglo típico de BOP para perforar bajo balance, donde se

mantienen los RAMS de emergencia, la salida al colector de estrangulación de

control y la línea para matar al pozo en caso de descontrol del mismo (#18 ATM

PETE 406 – Lesson 10 Rotating Heads (#12 Underbalaced Directional Drilling –

2001 PetroSkills).


55

Figura N°31 – Configuración estándar de BOP para operaciones bajo balance

Colector de Estrangulación (Choke Manifold)

Otro de los componentes importantes del sistema de control de pozo es el

colector de estrangulación, que es necesario para mantener una contrapresión

segura sobre los fluidos de retorno y para controlar el caudal que viene del pozo,

manteniendo así, la estabilidad de todo el sistema de circulación. Tienen mucha

similitud con los utilizados en el sistema de perforación tradicional, salvo que,

deberán ser capaces de manejar mayores caudales porque además del lodo de

perforación, el influjo del pozo, tendrá el aporte de la formación (nunca menor a un

diámetro de 4”). Otra característica propia de éstos, es el uso de materiales

resistentes a la corrosión producida por la presencia de sulfuro de hidrógeno (H2S)

en los fluidos de la formación.


56

Ocasionalmente pueden tener una conexión para tomar muestras de los

fluidos que emergen del pozo, pero normalmente esta conexión está dispuesta en el

separador. Otra alternativa bastante utilizada es la de incorporar diferentes orificios

para hacer ensayos de las formaciones productivas por cortos lapsos. En la figura

N°32 se puede ver un esquema de un colector típico para operaciones bajo balance.

Figura N°32 – Colector de estrangulación (choke maniflod)

Durante una operación de perforación bajo balance, el colector de

estrangulación estará normalmente abierto; solo será gradualmente cerrado en el

caso de ser necesario controlar el caudal y/o la presión en la superficie. Una

situación de cuidado al iniciar el cierre del colector de estrangulación se presenta si

la presión en el anular se aproxima a la máxima de trabajo del cabezal rotativo o de

la RBOP.

En la figura N°33 se muestra un esquema de conexionado del BOP con los

colectores de estrangulación. El arreglo del BOP es similar al usado en la perforación

tradicional, salvo que la salida, en vez de ser abierta a la atmosfera, es cerrada y se

dirige al colector de estrangulación para perforación bajo balance, antes descripto, a

través del cabezal rotativo o del RBOP. La salida de control (inferior), se dirige hacia

un colector de seguridad, dispuesto solo para actuar en caso de pérdida del control

de pozo. Si bien ambas salidas podrían conectarse a un solo colector de

estrangulación, la naturaleza más riesgosa de la perforación bajo balance, hace

necesario duplicar el equipamiento de control del pozo. Las salidas de ambos

colectores se dirigen hacia el separador de fases (#12 Underbalaced Directional

Drilling – 2001 PetroSkills - #1 UDB Services Weatherford).


57

EQUIPOS SEPARADORES

Los fluidos que emergen del pozo a la hora de atravesar formaciones

productivas estarán compuestos por: fluido de perforación, los recortes de roca y los

hidrocarburos líquidos y/o gaseosos que aporta el subsuelo; por ello en la superficie

será necesario hacer una separación de ellos. Para esta operación a la salida del

colector de estrangulación se dispone de una serie de separadores destinados a

dividir este flujo multifásico para luego proceder al tratamiento de los fluidos por

separado.

Figura N°33 – Esquema de conexionado de BOP y Colectores de Estrangulación


58

Los equipos separadores pueden ser de variadas configuraciones

(horizontales, verticales, atmosféricos, de baja o alta presión, etc.), pero todos

trabajan bajo el mismo principio: la separación de los fluidos mediante el tiempo de

residencia (por acción de la gravedad en fluidos de distintas densidades) y

circulación por caminos tortuosos en su interior.

Inicialmente los separadores eran del tipo abierto o atmosférico, que si bien

tienen un buen desempeño requieren de mucho espacio por su tamaño y no ofrecen

seguridad con el manejo de gases peligrosos como el sulfuro de hidrógeno (H2S).

La segunda generación de separadores la integraron los cerrados de baja

presión, que si bien algo más costosos que los anteriores, son de menor tamaño y

poseen mejor control de la entrada y salida de los fluidos. Estos equipos son aptos

para trabajar con presiones de hasta 250 psi. En algunos casos se incorporaron

equipos de medición de volúmenes, con lo que el monitoreo de la operación era muy

superior. Estos equipos generalmente cuentan con un sistema de toma de muestras

para poder evaluar los fluidos de formación.

La última generación de separadores lo componen los de alta presión, que

tienen las mismas cualidades de los anteriores pero con la posibilidad de recibir

fluidos a más de 250 psi. Algunos de ellos son dispuestos en tándem y trabajan

como dos etapas en serie, proveyendo así de una óptima separación de los fluidos.

Los más modernos incluyen además, sistemas de monitoreo y medición de los

fluidos (líquidos y gaseosos) de formación, esencial para los sistemas de

caracterización de pozo mientras se perfora.

Evidentemente, el carácter polifásico del fluido proveniente del pozo hará

necesario se disponga de cuatro salidas del sistema de separación:

1. En la parte superior del separador, destinada a evacuar los gases,

normalmente se conecta con una cañería a la antorcha de quema.

2. Toma los sólidos que caen en el primer compartimiento del separador que

mediante una bomba (normalmente de tornillo) son conducidos al sistema

de zarandas.

3. Ubicada en el segundo compartimiento del separador, toma los líquidos

más densos (generalmente lodo base agua), para conducirlos hacia las

piletas de decantación.

4. La última salida está destinada a captar los hidrocarburos líquidos del

último compartimiento del separador. Normalmente esta salida cuenta con

un medidor másico para cuantificar lo producido.


59

Figura N°34 – Modelo de separador denominado “de cuatro fases”

Si bien los gases de formación generalmente son conducidos a la antorcha de

quema, en campos de alto desarrollo, se dispone de líneas de conducción de gas

pudiéndose inyectar el gas producido para ser conducido a la planta de tratamiento.

Esto es especialmente importante para disminuir el impacto que genera al ambiente

la emisión de gases de invernadero; con el valor agregado de aprovechar

económicamente el gas producido por la formación.

GENERADORES DE GASES Y ESPUMAS

Si la elección para la perforación es un fluido gasificado, serán necesarios los

equipos destinados a la generación y/o adecuación del gas de inyección. Para ello,

tal como se viera en el capítulo 4, se dispondrá de equipos de compresión de los

gases para adecuar su presión a la necesaria para la inyección. En el caso de utilizar

nitrógeno, éste puede ser provisto a granel mediante tanque criogénicos, o en su

defecto, puede incorporarse un equipo para separar el nitrógeno del aire. Este es el

caso de las denominadas “membranas de nitrógeno” (figura N°35) que incorpora una

membrana que separa el nitrógeno del aire; para luego pasar al sistema de

compresión. El nitrógeno, cualquiera sea su fuente, será incorporado en la línea de

lodo mediante un colector, donde ingresará al flujo a un régimen y presión

determinado por la necesidad de la operación.


60

En el caso de decidir el uso de espumas, en superficie se contará con un

equipo para su generación. Éste mezclará el agua con los aditivos espumantes y

estabilizadores, dentro de una pileta, para luego brindarles la agitación necesaria y

que así se forme la espuma con las propiedades necesarias para la operación.

Salvando las diferencias que existen en la naturaleza de la operación, la

preparación de una espuma para perforación tiene similitud con la preparación de un

fluido para fractura; sus componentes debe ser cuidadosamente elegidos y

dosificados y sus propiedades deben ser rigurosamente controladas. Por ejemplo, el

control del pH es vital para la vida de la espuma, así como lo será a la hora de

romperla una vez que haya salido del pozo. Para ello se cuenta con sistemas de

monitoreo continuo de las propiedades físicas y químicas de la espuma (#7 Ríos,

Mandujano, Valenzuela, López 2000 - #1 UDB Services Weatherford).

Figura N°35 – Esquema de la membrana de hidrógeno


61

CAPITULO 5

GEOLOGÍA DE LA

CUENCA NEUQUINA


62

RESUMEN

Cuando se planea una perforación bajo balance es muy importante conocer la

naturaleza de las rocas que van a ser atravesadas. La inestabilidad de las

formaciones es uno de los factores que atentan contra este tipo de operaciones. Este

capítulo describe la columna estratigráfica de la cuenca neuquina, para conocer

cuáles son las formaciones aptas para perforar bajo balance.

INTRODUCCIÓN

La cuenca Neuquina su ubica en la región centro-oeste de Argentina,

desarrollándose en las provincias de Neuquén, Mendoza, Río Negro y La Pampa.

Presenta una orientación en dirección norte-sur, mientras y luego se amplía hacia el

este, donde se la conoce como engolfamiento neuquino. Los límites de la cuenca

son, al noreste y sudeste, el sistema de la Sierra Pintada y el macizo de Somun

Cura, respectivamente; mientras que el límite occidental la forma el arco volcánico

ubicado mayormente en territorio chileno.

Figura N°35 – Ubicación de la cuenca neuquina


63

DESCRIPCIÓN DE LA CUENCA

El proceso de acumulación de la cuenca sedimentaria neuquina comienza

promediando el período Triásico. Debido a las fuerzas de distención producidas por

el proceso de subducción de la placa de Nazca con la placa Sudamericana, se

inician los eventos tectónicos sobre el basamento ígneo llamado Choiyoi. Estos

cambios originaron una serie de fosas tipo rift, con la consecuente actividad

volcánica.

Con la cuenca conformada, las acumulaciones sedimentarias que allí se

sucedieron a lo largo del jurásico y hasta el cenozoico temprano se caracterizan por

una estratigrafía cambiante y compleja. Se destacan la reiterada alternancia de

acumulaciones detríticas, carbonáticas y evaporíticas, así como marcados cambios

de facies reconocidos mediante estudios de afloramientos, diagrafías de pozos e

innumerables secciones sísmicas.

Los movimientos tectónicos produjeron la elevación y el descenso de la zona

lo que trajo como resultado dos ingresiones del océano Pacífico. En el fin del

mesozoico se pierde conexión con el pacífico debido a la orogenia andina y la

cuenca pasa a ser netamente continental. Hay una ingresión del Atlántico genera un

pequeño episodio marino; el Cerro Azul en Cinco Saltos muestra los depósitos de

plataforma de este avance del océano Atlántico ingresión.

Los estratos jurásico-cretácicos de la cuenca Neuquina alcanzan espesores

totales cercanos a los 7000 metros, en la zona de “Río Neuquén”. En la zona de

Plaza Huincul, esta columna sedimentaria tiene aproximadamente 800m debido a la

presencia de la dorsal de Huincul (ver figura N°36). Esa pila sedimentaria es el

registro de la presencia de cuencas marinas y continentales desarrolladas por detrás

del margen pacífico de la Placa Sudamericana.

ROCAS QUE CONFORMAN LA CUENCA NEUQUINA

La variedad de ambientes que se sucedieron a lo largo de tiempos geológicos

generaron una gran diversidad de rocas, entre las más importantes:

1. ROCAS IGNEAS: bajo la superficie como rocas intrusivas (plutónicas), o en la

superficie como rocas extrusivas (volcánicas).

2. ROCAS VOLCÁNICAS: piroclastos clasificados según su tamaño en:

a) Cenizas (partículas menores a 2 mm de diámetro) y forman Tobas cineríticas.

b) Lapillis (clastos entre 2 y 64 mm de diámetro) y forman Tobas

c) Bombas volcánicas (clastos redondeadas mayores de 64 mm de diámetro) y

forman Aglomerados.


64

3. ROCAS SEDIMENTARIAS: formadas a partir de sedimentos o precipitación de

minerales en soluciones sobresaturadas.

a) Psefitas: tienen más del 50% de componentes de un diámetro mayor que 2

mm. las brechas los conglomerados

b) Psamitas: el 50% de los componentes tiene un comprendido entre 2 mm. y

0.02 mm. Areniscas Gruesas: de 2 a 0.63 mm. Areniscas Medias: de 0.63 a

0.2 mm. Areniscas Finas: de 0.2 a 0.02 mm.

c) Pelitas: el 50% de los componentes tiene menos de 0.02 mm. En esta

categoría se encuentran las lutitas, que tienen una gran importancia a la hora

de tratar la inestabilidad de la formación.

Figura N°36 – Columna estratigráfica de la cuenca neuquina


65

INESTABILIDAD DE LA FORMACIÓN

La inestabilidad de la formación puede ser generada por múltiples factores,

pero indefectiblemente involucra la pérdida de la estabilidad de las paredes del hoyo;

esto se materializará con un aumento o una disminución del diámetro perforado.

Durante una perforación, la inestabilidad del hoyo se presentará dando

variados indicios, tales como: altos torques, atascamientos de la sarta o herramientas

de registro o también la pérdida de circulación acompañada de un aumento de la

densidad de fluido de perforación por el aporte de sólidos de la formación.

Entre los factores que predisponen la inestabilidad de la formación, un mal

diseño de los parámetros de perforación puede provocar vibraciones o golpes

laterales de la sarta que provoquen el desmoronamiento de las paredes del hoyo.

Otro factor muy importante es la geometría de la perforación ya que un pozo

desviado siempre será más propenso a perder estabilidad que uno vertical.

COMPORTAMIENTO DE LAS ROCAS DURANTE UNA PERFORACIÓN

Resulta muy difícil poder predecir el comportamiento de las rocas durante un

proceso de perforación, ya que las variables involucradas son muy numerosas. Sin

embargo, experiencias anteriores (sean de perforaciones bajo balance o

convencionales) y las simulaciones de laboratorio, pueden dar ciertos indicios del

comportamiento de las formaciones.

Uno de los principales motivos de pérdida de estabilidad de la formación, es

su interacción con los fluidos que circulan durante la perforación. En el caso de una

operación bajo balance, además se deberá considerar la presencia de los

hidrocarburos que se irán produciendo mientras se perfora, la falta de sobre-presión

y la ausencia de revoque.

Entre las rocas que presentan mayor susceptibilidad a los fluidos se

encuentran las lutitas. Las lutitas son rocas sedimentarias pelíticas, de grano fino

formada por consolidación de arcilla y limo, conformando una estructura laminar. Su

composición puede ser muy variada presentando propiedades mecánicas,

petrofísicas y fisicoquímicas muy diferentes, dependiendo del porcentaje de

minerales de arcilla y otros accesorios que contenga, tales como cuarzo, carbonatos

y feldespatos.

Las lutitas se caracterizan por tener muy baja permeabilidad, del orden de los

nanodarcy, y alta sensibilidad al agua. Este último factor es predominante a la hora

de considerar la inestabilidad del pozo durante una perforación bajo balance, ya que

se presentarán alteraciones químicas de las lutitas e hinchamiento por hidratación.


66

Entre los factores que afectarán la estabilidad del pozo durante la perforación

de zonas con presencia de lutitas se encuentran: la dirección e inclinación del pozo,

la densidad del fluido y la composición del mismo. En una operación bajo balance, la

densidad del fluido generará una presión hidrostática inferior a la de la formación, ello

generará una condición de inestabilidad permanente que deberá ser compensada

trabajando en la dirección del pozo y en la composición del fluido.

Cuando se diseña un pozo, se deberán buscar la mayor verticalidad del mismo

al atravesar las lutitas, de este modo los esfuerzos mecánicos se distribuirán de

manera más regular alrededor del hoyo. Los casos más críticos se presentan cuando

los esfuerzos inducidos al hoyo tienen su máxima diferencia relativa, y estos superan

la resistencia mecánica de la roca.

Tal como se mencionó, la densidad del fluido de perforación no es un

parámetro de ajuste en una operación bajo balance, pero sí su composición, ya que

se deberá evitar que interactúe con la formación. Las lutitas tienen poros muy

pequeños que, en general, contienen agua salada; cuando se usan lodos con base

agua, a pesar de encontrarse a una presión menor que la de formación, puede

penetrarla por imbibición, generando cambios en las presiones del poro y

produciendo cambios en la matriz de la roca, ya sea por dilución de materiales

cementantes o por hidratación de minerales hinchables, lo que disminuirá su

resistencia mecánica. Para evitar que un fluido base agua penetre las lutitas se

deberán incorporar aditivos que disminuyan el mecanismo de imbibición o que

aumenten su viscosidad.

Los lodos base aceite presentan una interacción muy baja con las formaciones

lutíticas, debido a la gran diferencia entre las tensiones interfaciales del agua salada

en el poro y el aceite del fluido lo que evita que éste ingrese a la formación.

Otra cuestión que tiene importancia a la hora de buscar la estabilidad del hoyo

es el método de perforación bajo balance elegido. Si bien cada caso debe ser

evaluado detalladamente, puede decirse que, en general, el sistema “Flow Drilling”

es el que mejor soporte a las paredes del pozo provee en condiciones bajo balance.

Principalmente esto se debe a dos cuestiones: primero que los fluidos de la

formación son los que inducen el bajo balance y segundo que el control de la presión

del pozo es mantenido en la superficie aplicando una contra-presión en el colector de

estrangulación.

La cuenca neuquina, posee una multiplicidad de formaciones con presencia de

lutitas, lo que es un inconveniente a salvar en el desarrollo de las operaciones de

perforación en general y en especial en las de bajo balance. El cuidadoso

planeamiento del pozo y los ensayos de laboratorio para prever el comportamiento

de la formación, hacen que se reduzcan al mínimo las probabilidades de pérdida de


67

estabilidad del hoyo, lográndose el objetivo de una perforación sin inconvenientes,

con todas las ventajas que el sistema de bajo balance ofrece (#20 Sánchez, Graterol,

Suárez 2004).


68

CAPITULO 6

EXPERIENCIAS DE



69

RESUMEN

En los seis capítulos anteriores se han descripto las técnicas y las condiciones

necesarias para llevar a cabo una perforación bajo balance con éxito. Aquí se

exponen algunas experiencias, con diferentes objetivos, y las opiniones de técnicos

conocedores de la cuenca neuquina, para finalmente llegar a las conclusiones de

este proyecto de tesina.

INTRODUCCIÓN

En sendas cuencas petrolíferas y gasíferas del mundo se han realizado

experiencias de perforación bajo balance con diversos objetivos; en Argentina rara

vez se han ejecutado este tipo de operaciones, pero el objetivo final siempre apuntó

a resolver problemas que el sistema de perforación tradicional generaba o no podía

salvar por su concepción. A continuación se describirán algunas experiencias

realizadas.

PERFORACIÓN EN EL LAGO MARACAIBO - VENEZUELA

Los reservorios del lago Maracaibo se encuentran en una etapa muy madura

de explotación, presentando muy bajas presiones de formación. El acceso a estas

reservas de hidrocarburos se hace imposible con los sistemas de perforación

tradicional, ya que la presión de poro equivalente es del orden de los 2,5 ppg, algo

imposible de lograr con fluidos convencionales.

La experiencia piloto incluyó la perforación horizontal de 4 pozos con el

sistema de reentrada, abriendo ventanas a profundidades entre los 1300 y los 1500

metros, en la cañería de revestimiento de 7 pulgadas existente. La cañería utilizada

para la perforación fue de diámetro 4 1/8” alcanzándose longitudes horizontales de

hasta 480 metros. Se decidió utilizar un equipo de perforación con tubería continua

para reducir los viajes necesarios y facilitar el mantenimiento de las condiciones de

bajo balance durante toda la operación.

El logro del objetivo estuvo ligado a la obtención de un fluido que permitiera

trabajar con densidades equivalentes entre 1,8 y 2,8 ppg. Las únicas alternativas

posibles son el uso de nieblas, espumas o fluidos gaseosos, pero la geometría del

hoyo y la necesidad de una buena limpieza del fondo hicieron que el uso de espumas

fuera la alternativa más viable. Durante la etapa de diseño del fluido de perforación,

se realizaron las simulaciones de estabilidad de la espuma, su posterior rompimiento

en superficie y ensayos de la interacción del fluido con las rocas presentes en el

yacimiento, hasta lograr la formulación definitiva. Otra de las cuestiones de extremo


70

cuidado a la hora de realizar el modelado del pozo fue la verificación de la estabilidad

del hoyo en las extremas condiciones de bajo balance requeridas.

La búsqueda del

estrato a perforar en forma

horizontal tuvo como

objetivo la elección de una

arena que asegurara

buenas condiciones

petrofísicas y de

continuidad sin la

presencia de lutitas que

atenten contra la

estabilidad del hoyo, que

ya estará comprometida

por su horizontalidad.

En la terminación

del pozo, para de

conseguir el objetivo de no

dañar a la formación, se

decidió dejar el pozo

abierto, instalando tubos

ranurados de 2 7/8” de

diámetro.

El resultado de esta operación fue satisfactorio en los 4 pilotos perforados; los

dos únicos inconvenientes que se presentaron tuvieron que ver con la presencia de

lutitas que atentaron contra las longitudes de los tramos horizontales y con la

necesidad de mantener la inyección de nitrógeno durante toda la operación para

evitar los episodios de sobre balance. Entre las cuestiones positivas se destaca la

incorporación de reservas inaccesibles con los sistemas de perforación convencional

(#8 Aguilar – Bojani - Colina – Borrell - Aponte COLAPER 2000).

También se han realizado perforaciones bajo balance en el yacimiento

Carmopolis al norte de Brasil para recuperar hidrocarburos en estratos deprimidos, al

igual que en caso antes descripto. La multiplicidad de capas productivas ayudaron al

éxito de estas operaciones, dado que fueron puestos en producción estratos que con

el sistema de perforación tradicional no eran detectados (#16 Lee – Brandao –

Gutierrez - Lucena – Silva 2009).

Figura N°37 – Ubicación geográfica del Lago Maracaibo


71

PERFORACIÓN EN EL YACIMIENTO RAMOS – SALTA - ARGENTINA

El yacimiento Ramos se encuentra en la provincia de Salta, al noroeste de la

república Argentina. El reservorio se compone de arenas cuarzíticas naturalmente

fisuradas en las formaciones Huamampampa, Icla y Santa Rosa. El objetivo de esta

operación se basó en evitar los múltiples inconvenientes que se presentan al perforar

la formación Huamampampa. Usualmente esta formación se perfora con lodos de

baja densidad base aceite; pero la natural declinación de su presión, debido a la

explotación, genera problemas de pérdidas de circulación, daño excesivo a la

formación y atrapamientos diferenciales.

La etapa de evaluación de las condiciones de bajo balance incluyeron distintas

simulaciones para lograr el desbalance; finalmente se optó por una combinación de

dos métodos, ya que se buscó que el desbalance sea inducido por la producción del

pozo (Flow-Drill), pero con la asistencia de una inyección de gas desde la superficie

para asegurar el mantenimiento de las condiciones durante toda la perforación. El

gas necesario fue suministrado mediante una línea desde un pozo vecino. Esto si

bien es una buena alternativa, generó algunos inconvenientes ya que el gas

suministrado no había pasado por ningún separador, por lo que acarreaba

condensados que complicaron la cuantificación de la inyección de gas.

Figura N°38 – Ubicación geográfica del Yacimiento Ramos – Salta – Argentina


72

Una cuestión de no menor importancia en esta operación fue el hecho que la

tasa de penetración fue mucho más alta que lo normal, se alcanzaron los 16 metros

por hora, siendo que con el sistema convencional lo normal son 2.

La perforación de una formación como la Huamampampa propuso variadas

complicaciones debido a su naturaleza, entre ellas; se presentaron grandes pérdidas

de fluido de perforación, por lo que el desbalance debió llegar a las 200 psi. Por otro

lado se debió mantener la contrapresión en el anular para que el gran aporte de la

formación no evacúe por completo el fluido de perforación, esto limitó la producción

de la formación durante la operación.

La ausencia de una unidad de snubbing en esta operación, sumado a la alta

producción del reservorio, forzó a los perforadores a ahogar el pozo durante cada

cambio de trépano, por la imposibilidad de insertar la tubería a contra-presión. Esto

generó considerables pérdidas de fluido de perforación, ya que la formación

Huamampampa no es capaz de soportar una columna de agua pura.

Durante la perforación se pudo mantener el normal funcionamiento del sistema

de medición mientras se perfora (MWD) ya que la proporción de gas se mantuvo

alrededor del 7%.

Si bien esta operación no fue del todo exitosa, debido a fallas de

planeamiento, se pudo demostrar, entre otras cosas; que es posible perforar una

formación muy fisurada y de baja presión, que la tasa de penetración fue hasta 8

veces la normal y que la mayor producción del pozo y la ausencia de daño

compensaron el incremento de los costos provocados por las fallas operativas y por

el mayor costo de la perforación bajo balance. (#5 Piasco-Alegría COLAPER 2000).

En el Campo Borburata, 12km al suroeste de la ciudad de Barinas –

Venezuela se llevaron a cabo tres perforaciones con el mismo objetivo del caso

precedente; las cuales fueron terminadas a hoyo abierto. Estas operaciones fueron

exitosas y actualmente los tres pozos se encuentran produciendo. (#15 Páez –

González – Salazar 2009).

PERFORACIÓN EN LA CUENCA NEUQUINA – NEUQUEN - ARGENTINA

Los casos descriptos, estos, quizás sean los de mayor coincidencia con este

proyecto de tesina, debido a que se trata de pozos exploratorios realizados en la

cuenca neuquina con el agregado de tener como objetivo reservorios de muy baja

permeabilidad (entre 0,1 y 0,03md) y alta presión. Estos pozos fueron realizados en


73

el yacimiento Loma de la Lata y en el área Cañadón Santo, ambos al norte de Plaza

Huincul, aproximadamente en el centro geográfico de la provincia del Neuquén.

Originalmente ambos habían confirmado la presencia de gas pero se

desconocía cuales eran las capas productoras y el comportamiento dinámico de las

mismas.

En ambos casos se

efectuaron re-entradas a pozos

perforados en forma

convencional que no pudieron

ser certeramente evaluados

debido a las bajas

permeabilidades y al daño

provocado por un lodo sobre-

presionado. Por esto mismo

tampoco pudieron identificarse

las capas productoras para ser

punzadas y fracturada. La

hidráulica de perforación fue

diseñada para inducir la

surgencia de la capa y seguir

perforando hasta que en control

geológico indique la finalización

de la misma. Una vez aislada la

capa se esperó que desarrolle el

comportamiento transitorio para

obtener una evaluación de la

misma (permeabilidad, presión,

caudal, etc.), tomando como

parámetro un daño S=0. Las

operaciones se realizaron con

lodos de densidades entre 8,9 y

9,2 ppg; llegándose al

desbalance con el aporte de la formación y la asistencia de nitrógeno.

En el pozo realizado Cañadón Santo se presentó una situación especial, el

mismo contaba con un tapón de seguridad a los 1008mbbp que soportaba una

presión estática de aproximadamente 490kg/cm2 (7000psi), lo que hubiera requerido

de un lodo de perforación con una densidad imposible de alcanzar para ahogarlo. El

tapón fue removido con total seguridad ya que las instalaciones de superficie

Figura N°39 – Ubicación geográfica las perforaciones.


74

soportaron la presión estática y un caudal de gas de 700.000m3/d, que luego se

estabilizó en 25.000m3/d.

Como resultado de estas dos perforaciones se pudo concluir en que el uso de

la tecnología bajo balance permitió conocer las verdaderas propiedades dinámicas

de las capas, lo que aportó al proceso de toma de decisión a la hora de diseñar la

terminación de los pozos. Si bien en estos casos las terminaciones no eran

económicamente rentables, se llevaron a cabo para conocer el potencial estratégico

del reservorio, que cuando las condiciones sean las adecuadas permitirán poner en

producción los pozos.

Una cuestión de gran importancia es que, alcanzándose los 4.055 mbbp en el

pozo realizado en el Yacimiento Loma de la Lata, no se presentaron problemas de

inestabilidad de la formación. Si bien se están tratando solo dos pozos, es importante

conocer el comportamiento de una pila sedimentaria de tal magnitud. (#14 Moreyra –

García)


75

CONCLUSIONES


76

CONCLUSIONES

Para dar inicio a las conclusiones de este trabajo, primeramente es necesario

derrumbar el paradigma que establece que la perforación bajo balance es

operativamente muy riesgosa y compleja. Gracias al avance tecnológico la

perforación bajo balance propone niveles de seguridad superiores a la perforación

convencional, donde la surgencia repentina y/o la presencia de gases tóxicos han

dejado de ser condiciones riesgosas y el control del pozo es total. Este mismo

avance la ha simplificado operativamente, haciéndola muy similar a la tradicional en

lo que se refiere a las tareas de perforación propiamente dicha.

Del análisis bibliográfico y de las entrevistas realizadas a profesionales de

distintas áreas de la industria se obtienen las siguientes conclusiones y comentarios:

- La perforación bajo balance ha demostrado tener un costo final inferior

al del sistema convencional. ¿Pero dónde radica el ahorro si el costo de

perforación es mayor? La respuesta a esto la podemos encontrar en varios

aspectos mencionados anteriormente, por ejemplo: altas velocidades de

perforación, la evaluación del pozo mientras se perfora, el aumento de la

producción debido a la minimización del daño a la formación, la precisión en la

elección del intervalo a estimular y el hallazgo de capas productivas ignoradas

anteriormente. Con todo esto las operadoras serán las beneficiarias de este

sistema, pudiendo tomar decisiones, en tiempo real, durante la perforación y

mejorando los índices de producción de los campos a su cargo.

- La perforación bajo balance permite incrementar el valor de los campos

petroleros. Este sistema de perforación nos permite acceder a reservas de

petróleo inaccesibles con la perforación convencional; referencia “perforación

en el Lago Maracaibo”. En particular sobre este tema se buscó profundizar

para tratar de estimar la cuantía del incremento de reservas, consultando a

especialistas del área. Las respuestas coincidieron en que resultaría difícil

establecer un porcentaje de incremento de las reservas, pero sin embargo se

estiman de gran importancia dado las bondades de esta tecnología. Otra

cuestión que resulta importante destacar en este sentido, es que en los

reservorios con estratos múltiples, y este es el caso de la Cuenca Neuquina, la

perforación bajo balance nos permite acceder a intervalos productivos que no

eran detectados con el sistema convencional; por ello no resulta extraño que

en una operación en desbalance se descubran nuevas capas productivas.


77

- La perforación bajo balance puede ser aplicada en a la búsqueda de

formaciones de muy baja permeabilidad. La posibilidad de detectar con

precisión los intervalos productivos y la no afectación de la formación la hacen

ideal a la hora de buscar gas en formaciones compactas; referencia

“Perforación en la Cuenca Neuquina”. A lo expresado se suman las otras

ventajas que implican un ahorro en el tiempo de perforación; aumento de la

ROP, disminución de las pérdidas de circulación y de las adherencias

diferenciales.

- La perforación bajo balance nos permite perforar donde es imposible

hacerlo con el método convencional. Aquellas formaciones altamente

deprimidas y/o fisuradas, que no permiten columnas hidrostáticas de fluidos

estándar pueden ser perforadas y puestas en producción; referencia

“Perforación en el Yacimiento Ramos” y “Perforación en el Lago Maracaibo”

- La perforación bajo balance es de aplicación en casi la totalidad de los

campos petroleros. El continuo avance en el desarrollo de aditivos para los

fluidos de perforación posibilita perforar en formaciones con altos contenidos

de lutitas, minimizando la inestabilidad del hoyo. Esta afirmación incluye a la

Cuenca Neuquina.

Lo expuesto permite concluir en, que la perforación bajo balance es aplicable

en la Cuenca Neuquina. El estado de baja presión de los yacimientos y las ventajas

operativas que presenta este sistema para acceder a reservorios de muy baja

permeabilidad, hacen de ésta, la tecnología del futuro a la hora de diseñar un

programa de perforación en la cuenca. Otra cuestión, importante de destacar, es que

en la zona se encuentran radicadas empresas de servicios con el equipamiento

necesario para realizar operaciones de este tipo.

Cuando se piense una operación de perforación bajo balance, deberá tenerse

en cuenta que estaremos ante un escenario bastante distinto al tradicional, desde el

inicio hasta la puesta en producción del pozo. Queda en evidencia que el éxito de

este tipo de perforación requerirá del compromiso con el objetivo de todos los

sectores involucrados; desde “geología y reservorios”, pasando por “perforación y

terminación”, hasta “producción” quienes serán los usuarios del pozo.


78

Asimismo para que una perforación bajo balance sea exitosa hay que superar

principalmente dos escollos que atentan en su contra; uno es la falta de compromiso

con el mantenimiento del “bajo balance” durante la totalidad de la operación; el otro

tiene que ver con la puesta en producción del pozo, ya que las instalaciones de

terminación difieren de las tradicionales; como se vio en el capítulo 2, la mejor opción

es dejar el pozo abierto.

GEOLOGÍA Y

RESERVORIOS

MEDIO AMBIENTE

PERFORACIÓN

Y TERMINACIÓN PRODUCCIÓN

Evidentemente lograr que la perforación bajo balance pase de ser una

herramienta alternativa usada solo si no se puede perforar en forma convencional, a

ser considerada alternativa en el planeamiento de una campaña de perforación, no

será tarea fácil. Esto requerirá de un cambio de mentalidad que derrumbe algunas

barreras autoimpuestas y favorezca el trabajo multidisciplinario con la participación

de todas las áreas involucradas atendiendo además al cuidado del medio ambiente.

Es misión de los técnicos y profesionales de la industria fomentar la necesidad de

cambio y así mejorar el aprovechamiento de recursos tan preciados y escasos como

son el petróleo y el gas natural.


79

BIBLIOGRAFÍA

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2. Fluidos Gasificados – Weatherford

3. Flowdrilling – Weatherford

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80

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20. Sanchez, Graterol, Suárez 2004 “Metodología de selección de parámetros óptimos de perforación de formaciones lutíticas para la estabilidad de hoyo parte I”

21. “Underbalanced Drilling Overview” extracto estraido del artículo de IHRDC's "Underbalanced Drilling" eLearning module found online at http://www.oilandgastraining.com.

http://www.oilandgastraining.com/

ubd en cuenca neuquina

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