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UNIVERSIDAD DE AQUINO BOLIVIA FACULTAD DE CIENCIAS Y TECNOLOGIA CARRERA INGENIERIA EN GAS Y PETROLEO

ESTUDIO Y DESCRIPCION DE LA PERFORACION BAJO BALANCE (FLUIDO AIREADO), CON ALBERTO APLICACIÓN PRACTICA EN EL CAMPO SAN

TRABAJO DE GRADO PARA OPTAR AL TITULO DE LICENCIADO EN INGENIERIA EN GAS Y PETROLEO

JASMANI TOCONAS BOLÍVAR ASESOR: ING. HUASCAR VILLEGAS D.

POSTULANTE:

SANTA CRUZ – BOLIVIA 2009

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AGRADECIMIENTO A Dios por su infinito amor, por darme la vida, fuerza y espíritu para llevar adelante la carrera, además del valor

y la sabiduría para seguir creciendo en la vida como

profesional y persona. A mis padres Ángel Toconás y Leonarda Bolívar, por educarme bajo principios del amor y la humildad. Por el apoyo, la confianza y paciencia que me permitieron concluir mis estudios. A mi asesor Ing. Huáscar Villegas por transmitir desinteresadamente sus conocimientos y experiencias, por su predisposición permanente e incondicional en aclarar mis dudas. Haciendo posible pragmatizar el presente trabajo. Al Ing. Santo Vargas, por sus consejos y opiniones, conocimiento y experiencias. Valiosa cooperación para la orientación, mejora y culminación del mismo. Así mismo agradecer la colaboración recibida por la Gerencia de Perforación de PETROBRAS BOLIVIA S.A. A la dirección y el plantel docente de la carrera de Ingeniería en Gas y Petróleo por enseñanza transmitida. Agradecer al Ing. Mario Fernández, Ing. Juan de Dios y todas las personas quienes me brindaron información y apoyo. A mis buenos amigos por la verdadera amistad y compañerismo.


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INDICE CAPITULO I ............................................................................................................................. INTRODUCCIÓN ..................................................................................................................... 1.1. Introducción ..................................................................................................................... 1 1.2. Antecedentes. ................................................................................................................. 2 1.3. Delimitación. .................................................................................................................... 3 1.3.1. Limite geográfico. ......................................................................................................... 3 1.3.2. Limite temporal ............................................................................................................. 3 1.3.3. Limite sustantivo. .......................................................................................................... 3 1.4. Planteamiento del problema. ........................................................................................... 4 1.4.1. Formulación del problema. ........................................................................................... 4 1.5. Sitematización del problema y formulación de la solución. ............................................. 4 1.5.1. Desarrollo del problema y formulación de la solución .................................................. 4 1.5.1.1. Causas. ..................................................................................................................... 4 1.5.1.2. Efectos. ..................................................................................................................... 5 1.5.1.3. Acción. ....................................................................................................................... 5 1.5.1.4. Fin. ............................................................................................................................ 5 1.6. Objetivos ......................................................................................................................... 7 1.6.1. Objetivo general. .......................................................................................................... 7 1.6.2. Objetivos específicos. ................................................................................................... 7 1.7. Justificación. .................................................................................................................... 7 1.7.1. Justificación científica. .................................................................................................. 7 1.7.2. Justificación ambiental. ................................................................................................ 8 1.7.3. Justificación económica. ............................................................................................... 8 1.7.4. Justificación personal. .................................................................................................. 8 1.8. Metodología. .................................................................................................................... 9 1.8.1. Tipo de investigación. ................................................................................................... 9 1.8.2. Tipo de estudio. ............................................................................................................ 9 1.8.3. Fuentes de información ................................................................................................ 9 1.8.3.1. Fuente primaria. ........................................................................................................ 9 1.8.3.2. Fuente secundaria. .................................................................................................. 10 1.8.4. Métodos. ..................................................................................................................... 10 1.8.4.1. Procedimientos. ....................................................................................................... 10


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CAPITULO II CONCEPTOS BASICOS. ........................................................................................................ 2.1. Introducción ................................................................................................................... 11 2.2. Parámetros de las formaciones. .................................................................................... 11 2.2.1. Propiedades mecánicas de las rocas. ........................................................................ 11 2.2.1.1. Relación de Poisson ................................................................................................ 11 2.2.1.2. Modulo de Young .................................................................................................... 12 2.2.1.3. Modulo de cizallamiento. ......................................................................................... 12 2.2.1.4. Modulo volumétrico. ................................................................................................ 12 2.2.1.5. Modulo de compresibilidad. ..................................................................................... 12 2.2.1.6. Compresibilidad de la roca. ..................................................................................... 13 2.2.1.7. Abrasividad .............................................................................................................. 13 2.2.1.8. Angulo de fricción interna ........................................................................................ 13 2.2.2. Propiedades litológicas de las rocas. ......................................................................... 13 2.1.2.1. Permeabilidad ......................................................................................................... 13 2.1.2.2. Porosidad. .............................................................................................................. 14 2.1.2.2.1. Por su origen. ....................................................................................................... 14 2.1.2.2.2. Por la comunicación de los poros. ...................................................................... 14 2.2.2. Presiones. .................................................................................................................. 15 2.2.2.1. Presión de formación. .............................................................................................. 15 2.2.2.2. Presión de Fractura. ................................................................................................ 17 2.2.2.3. Esfuerzo de sobrecarga .......................................................................................... 18 2.2.2.4. Presión diferencial. .................................................................................................. 18 2.2.2.4.1. Sobre balanceada. ............................................................................................... 19 2.2.2.4.2. Balanceada. ......................................................................................................... 19 2.2.2.4.3. Sub balanceada. .................................................................................................. 19 2.2.2.5. Presión Hidrostática. ............................................................................................... 20 2.3. Fluidos de perforación. .................................................................................................. 21 2.3.1. Clasificación de los fluidos de perforación.................................................................. 21 2.3.1.1. Fluidos aceite. ........................................................................................................ 22 2.3.1.2. Fluidos a base de agua .......................................................................................... 22 2.3.1.2.1. Fluidos no inhibidos. ............................................................................................. 23 2.3.1.2.2. Fluidos Inhibidos .................................................................................................. 23 2.3.1.2.3. Fluidos polímeros ................................................................................................. 24 2.3.1.3. Fluidos neumáticos.................................................................................................. 24


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2.3.2. Funciones de los fluidos de perforación ..................................................................... 25 2.3.2.1. Funciones principales .............................................................................................. 25 2.3.2.1.1. Control de la presión del subsuelo ....................................................................... 25 2.3.2.1.2. Transporte de los recortes. ................................................................................... 26 2.3.2.1.3. Estabilizar el pozo ................................................................................................ 27 2.3.2.2. Funciones secundarias ............................................................................................ 28 2.3.2.2.1. Soportar el peso de tubulares .............................................................................. 28 2.3.2.2.2. Enfriar, lubricar el trepano y la sarta de perforación ............................................. 28 2.3.2.2.3. Transmitir energía hidráulica al trepano ............................................................... 29 2.3.2.2.4. Proporcionar un medio adecuado para correr registros eléctricos ....................... 29 2.3.2.2.5. Ayudar en la recolección de datos geológicos y evaluación de la formación.............................................................................................................................. 29 2.3.3. Beneficios Adicionales. ............................................................................................... 30 2.3.3.1. Minimizar el daño a la formación ............................................................................. 30 2.3.3.2. Reducir al mínimo las perdidas de circulación ........................................................ 30 2.3.3.3. Reducir la corrosión................................................................................................. 31 2.3.3.4. Reducir el aprisionamiento de la tubería ................................................................. 32 2.3.3.5. Reducir las pérdidas de presión .............................................................................. 33 2.3.3.6. Mejorar la velocidad de penetración. ....................................................................... 33 2.3.3.7. Reducir el impacto ambiental. ................................................................................. 33 2.3.3.8. Mejorar la seguridad ................................................................................................ 34 2.3.4. Velocidad de penetración ........................................................................................... 34 2.3.4.1. Variables inalterables .............................................................................................. 34 2.3.4.1.1. Permeabilidad. ..................................................................................................... 35 2.4. Aspectos generales de la perforación bajo balance ...................................................... 36 2.4.1. Definición de la perforación bajo balance ................................................................... 36 2.4.2. Ventajas de la perforación bajo balance.................................................................... 38 2.4.2.1. Disminución en los costos de perforación. ............................................................. 38 2.4.2.1.1. Incremento en la velocidad de perforación. .......................................................... 38 2.4.2.1.2. Incremento en La vida útil del trepano.................................................................. 39 2.4.2.1.3. Reducción de pérdidas de circulación. ................................................................. 39 2.4.2.1.4. Reducción de los tiempos de limpieza y prueba de pozo. .................................... 40 2.4.2.1.5. Producción temprana. .......................................................................................... 41 2.4.2.2. Eliminación de los problemas de perforación .......................................................... 41


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2.4.2.2.1. Aprisionamiento por presión diferencial. ............................................................... 41 2.4.2.2.2. Incidentes de control de pozo ............................................................................... 42 2.4.2.3. Reducción del daño a la formación ......................................................................... 43 2.4.2.4. Evaluación temprana del yacimiento ...................................................................... 44 2.4.2.5. Reducción de los efectos ambientales ................................................................... 44 2.4.3. Desventajas de la perforación bajo balance.............................................................. 45 2.4.3.1. Inestabilidad del pozo .............................................................................................. 45 2.4.3.2. Influjos de agua. ...................................................................................................... 46 2.4.3.3. Corrosión ................................................................................................................. 46 2.4.3.4. Explosiones En Fondo ............................................................................................. 47 2.4.3.5. Vibraciones de la sarta y ensamble de fondo .......................................................... 47 2.4.3.6. Equipo de perforación direccional ........................................................................... 48 2.4.3.7. Factores económicos .............................................................................................. 48 2.4.4. Consideraciones especiales ....................................................................................... 49 2.4.5. Control de pozo .......................................................................................................... 50 2.4.6. Clasificación de la perforación bajo balance según el objetivo ................................... 51 2.4.6.1. Perforación de Yacimiento (UB Reservoir Drilling) .................................................. 51 2.4.6.2. Optimización de la Perforación (Performance Drilling) ............................................ 51 2.4.6.3. Perforación con Flujo Controlado (MPD) ................................................................. 51 2.4.6.3.1. Capa De Lodo Presurizada (Mud Cap) ............................................................... 52 2.4.7. Clasificación IADC ..................................................................................................... 53 2.4.7.1. Clasificación por el riesgo ........................................................................................ 53 2.4.7.2. Clasificación por el tipo de aplicación ...................................................................... 54 2.4.7.3. Clasificación por el tipo de fluido ............................................................................. 54 2.5. Sistema de fluidos de perforación ................................................................................. 55 2.5.1. Sistemas de fluidos aireados o Gasificados (dos fases). ........................................... 55 2.5.1.1. Perforación con Aire – Gas seco ............................................................................ 57 2.5.1.1.1. Limpieza del pozo................................................................................................. 57 2.5.1.1.1.1. Factores que afectan la limpieza y transporte del pozo ..................................... 60 2.5.1.1.1.1.1. La geometría anular ....................................................................................... 60 2.5.1.1.1.1.2. Entradas de gas ............................................................................................. 60 2.5.1.1.1.1.3. Fuerza de arrastre y la velocidad terminal..................................................... 61 2.5.1.1.1.1.4. Presión de fricción. ......................................................................................... 62 2.5.1.1.1.1.5. Régimen de inyección de aire requerido ........................................................ 62


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2.5.1.1.2. Limitaciones de la perforación con aire ............................................................... 63 2.5.1.1.2.1. Influjos de agua ................................................................................................ 63 2.5.1.1.2.2. Los incendios del pozo ...................................................................................... 64 2.5.1.1.2.3. Inestabilidad del pozo ........................................................................................ 65 2.5.1.2. Perforación con Niebla ........................................................................................... 68 2.5.1.2.1. Limitaciones de la niebla de perforación .............................................................. 68 2.5.1.2.1.1. Compresión del aire. ......................................................................................... 69 2.5.1.2.1.2. Eliminación de aguas residuales ....................................................................... 69 2.5.1.2.1.3. Inestabilidad del pozo ........................................................................................ 70 2.5.1.2.1.4. Corrosión ........................................................................................................... 71 2.5.1.3. Perforación con espuma......................................................................................... 71 2.5.1.4. Sistema aireados o gasificados (dos fases) ........................................................... 73 2.5.1.4.1. Fluidos de fase única........................................................................................... 73 2.5.1.4.2. Sistemas de inyección de gas ............................................................................. 74 2.5.1.4.2.1. Técnicas de Gasificación ................................................................................... 74 2.5.1.4.2.1.1. Inyección por el sondeo................................................................................. 75 2.5.1.4.2.1.2. Inyección por el anular .................................................................................. 75 2.5.1.4.2.1.3. Inyección por tubería parásita ....................................................................... 76 2.5.1.4.3. Reología .............................................................................................................. 77 2.5.1.4.4. Presiones de Circulación – Flujo Multi-Fase ....................................................... 78 2.5.1.4.4.1. Predicción de las Presiones ............................................................................. 79 2.5.1.4.4.2. Presión Hidrostática en el Anular ..................................................................... 79 2.5.1.4.5. Limpieza de Pozo ................................................................................................ 86 2.5.1.4.6. Velocidad de Sedimentación ............................................................................... 87 2.5.1.4.7. Limitaciones ........................................................................................................ 89 2.5.1.4.7.1. Presión de formación y productividad............................................................... 90 2.5.1.4.7.2. Inestabilidad del pozo ....................................................................................... 90 2.5.1.4.7.3. Control de presión ............................................................................................ 91 2.5.1.4.7.4. Producción de agua.......................................................................................... 92 2.5.1.4.7.5. Corrosión .......................................................................................................... 93 2.5.1.4.7.6. Velocidad de penetración ................................................................................. 94 2.6. Equipo de perforación bajo balance .............................................................................. 95 2.6.1. Cabeza rotatoria. ....................................................................................................... 96 2.6.2. Compresores y boosters ........................................................................................... 98


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2.6.2.1. Principios Básicos De Operación De Los Compresores.......................................... 98 2.6.2.2. Principios de Trabajo de los Compresores de Pistón .............................................. 98 2.6.2.3. Principios de funcionamiento de un compresor de tornillo rotatorio. ..................... 100 2.6.3. Compresores elevadores de presión (booster) ....................................................... 100 2.6.3.1. Paquetes completos de Compresión ..................................................................... 101 2.6.4. Sistema de generación por membrana..................................................................... 101 2.6.5. Separadores. ............................................................................................................ 103 2.6.5.1. Tipos de Separadores. .......................................................................................... 105 2.6.6. Toma muestras (Sample Catchers). ......................................................................... 108 2.6.7. Ensambles de estrangulación .................................................................................. 109 CAPITULO III RELEVAMIENTO GEOGRAFICO 3.1. Introducción. ................................................................................................................ 110 3.2. Objetivo ....................................................................................................................... 113 3.3 Ubicación geográfica. ................................................................................................... 113 3.3.1. Datos generales ....................................................................................................... 115 3.4. Columna estratigráfica. ................................................................................................ 116 3.4.1. Corte Geológico del objetivo del campo San Alberto. .............................................. 117 3.5. Descripción Litológica de las Formaciones. ................................................................ 118 3.5.1. Sistema Carbonífero................................................................................................ 118 3.5.1.1. Formación Escarpment ......................................................................................... 118 3.5.1.2. Formación Tarija. .................................................................................................. 118 3.5.1.3. Formación Itacuami. .............................................................................................. 119 3.5.1.4. Formación Tupambi............................................................................................... 120 3.5.2. Sistema Devónico. ................................................................................................... 120 3.5.2.1. Formación los Monos. ........................................................................................... 120 3.5.2.2. Formación Huamampampa. .................................................................................. 121 3.5.2.3. Formación Icla ....................................................................................................... 121 3.5.2.3. Formación Santa Rosa .......................................................................................... 122 CAPITULO IV INGENIERIA 4.1. Introducción ................................................................................................................. 123 4.2. Pozos de referencias ................................................................................................... 123 4.3. Programa de perforación del pozo sal-15.................................................................... 125 4.3.1. Propósito de la perforación ....................................................................................... 125


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4.4. Perforación bajo balance para el sistema carbonífero ................................................ 130 4.4.1. Antecedentes y planteamiento del problema............................................................ 130 4.4.2. Programa de perforación, tramo 80 –1400. 24’’; cañería 20”, ................................ 131 4.4.3. Antes de Iniciar la perforación.-. ............................................................................... 132 4.4.4. Durante la perforación .............................................................................................. 132 4.4.5. Secuencia de operaciones ....................................................................................... 133 4.4.6. Propiedades principales del lodo.- ........................................................................... 134 4.4.6.1. Descripción del fluido de fluido:( Fluido aireado / lodo base agua ) ..................... 134 4.3.6.1.1. Composición básica ........................................................................................... 135 4.5. Calculo de la circulación .............................................................................................. 136 4.5.1. Caudal de aire requerido. ......................................................................................... 136 4.6. Equipo superficial ........................................................................................................ 143 4.5.1. Esquema del equipo de aire .................................................................................... 144 CAPITULO V ANALISIS ECONOMICO 5.1. Introducción ................................................................................................................ 145 5.2. Las Variables a Tomar en Cuenta en la Perforación .................................................. 145 5.2.1. Velocidad de penetración ......................................................................................... 146 5.2.2. Costo y operación del equipo de perforación bajo balance. ..................................... 146 5.3. Costo de Perforación Pozo SAL-15, tramo 24 pulgadas.. ........................................... 147 5.3.1. Costo del material de perforación. ............................................................................ 148 5.4. Costo de perforación ................................................................................................... 150 5.4.1. Calculo del costo métrico para las formaciones del carbonífero. ............................. 151 5.4.1.1. Costo métrico para lodo convencional................................................................... 151 5.4.1.2. Costo métrico para lodo aireado ........................................................................... 152 5.4.1.2. Comentarios .......................................................................................................... 154 CAPITULO VI CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES 6.1. Conclusiones ............................................................................................................... 155 6.2. Recomendaciones. ...................................................................................................... 157 Anexos ..................................................................................................................................... Bibliografía ...............................................................................................................................


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INDICE DE FIGURAS Figura 2.1 Angulo de fricción interna .................................................................................... 13 Figura 2.2 Gradientes de formacion ..................................................................................... 15 Figura 2.3 Presiones litológicas y gradientes de presión ..................................................... 16 Figura.2.4 Presion diferencial ............................................................................................... 19 Figura 2.5 Presion hidrostática ............................................................................................. 20 Figura 2.6 Clasificación de los fluidos de perforación .......................................................... 21 Figura 2.7 Fluidos base agua ............................................................................................... 23 Figura.2.8 Pérdidas de circulación en formaciones suaves y duras ..................................... 31 Figura 2.9 Corrosion de los tubulares .................................................................................. 31 Figura 2.10 Aprisionamiento por diferencial de presión ....................................................... 32 Figura 2.11 Perdidas de presión en el sistema de circulación del lodo ................................ 33 Figura 2.12 Estado de esfuerzos del subsuelo..................................................................... 35 Figura 2.13 Condiciones de equilibrio formación – fluido de perforación ............................. 37 Figura 2.14 Sistemas de perforación .................................................................................... 38 Figura 2.15 Beneficios de la perforación bajo balance ......................................................... 40 Figura 2.16 Aprisionamiento por presion diferencial ............................................................ 42 Figura 2.17 Sistema de fluidos bajo balance (modificado según Hutchinson y Anderson). ............................................................................................................................ 55 Figura 2.18 Sistema de fluidos compresibles ....................................................................... 56 Figura 2.19 Diagrama de Lorenz, densidades equivalentes ................................................ 56 Figura 2.20 Rango de inflamabilidad, presión vs concentración de la mezcla ..................... 65 Figura 2.21 Velocidad terminal en función de tamaño de la partícula a las condiciones normales (asumiendo un arrastre coeficiente de 0.85).................................... 66 Figura 2.22 Tipos de inyección del aire ................................................................................ 76 Figura 2.23 Correlación entre el factor de fricción "f" y el numero reducido de Reynolds .............................................................................................................................. 83 Figura 2.24 Volúmenes de aire requerido (100 ºF) .............................................................. 84 Figura 2.25 Volúmenes de aire requerido (150 ºF) .............................................................. 84 Figura 2.26 Volúmenes de aire requerido (200 ºF) .............................................................. 85 Figura 2.27 Layuot del sistema Bajo balance ....................................................................... 95 Figura 2.28 Sistema de control, cabezas rotarias ................................................................ 96 Figura 2.29 Partes de sistema de control ............................................................................. 97 Figura 2.30 Series de cabezas rotarias ................................................................................ 97


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Figura 2.31 Compresor de pistón ......................................................................................... 99 Figura 2.32 Compresor de tornillo ........................................................................................ 99 Figura 2.33 Elevadores de presión ..................................................................................... 100 Figura 2.34 Sistema de compresión ................................................................................... 101 Figura 2.35 Descripción y elementos del sistema de generación....................................... 102 Figura 2.36 Principio de generación de nitrógeno .............................................................. 103 Figura 2.37 Separadores Bifasicos ................................................................................... 106 Figura 2.38 Separadores de 3 fases .................................................................................. 106 Figura 2.39 Separadores de 4 fases .................................................................................. 107 Figura 2.40 Trampas de líquido.......................................................................................... 108 Figura 2.41 Dispositivo de medicion ................................................................................... 108 Figura 2.42 Dispositivo de muestreo .................................................................................. 109 Figura 2.43 Dispositivo de estrangulacion .......................................................................... 109 Figura 3.1 Mapa general de los bloques de exploración de Bolivia .................................... 110 Figura 3.2 Vista satelital del Bloque San alberto ................................................................ 113 Figura 3.3 Campos petroleros del Bloque Sur.................................................................... 114 Figura 3.4 Plano del campo San Alberto ............................................................................ 114 Figura 3.5 Perfil Geologico del pozo San Alberto ............................................................... 117 Figura 4.1 Perfil del Pozo ................................................................................................... 126 Figura 4.1 Carta de Poettman y Bergman. ......................................................................... 138 Figura 4.2 Lay out del sistema fluido aireado. .................................................................... 144 Figura. ...................................................................................................................................... Figura ...................................................................................... ¡Error! Marcador no definido. Figura ...................................................................................... ¡Error! Marcador no definido. Figura. ..................................................................................... ¡Error! Marcador no definido. Figura. ..................................................................................... ¡Error! Marcador no definido. Figura. ..................................................................................... ¡Error! Marcador no definido. Figura ...................................................................................... ¡Error! Marcador no definido. Figura. ..................................................................................... ¡Error! Marcador no definido. Figura. ..................................................................................... ¡Error! Marcador no definido. Figura. ..................................................................................... ¡Error! Marcador no definido. Figura. ..................................................................................... ¡Error! Marcador no definido. Figura ...................................................................................... ¡Error! Marcador no definido. Figura. ..................................................................................... ¡Error! Marcador no definido.


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INDICE DE CUADROS Y TABLAS Cuadro 1.1 Diagrama Causa - Efecto; Acción - Fin................................................................ 6 Tabla 2.1 Clasificacion por el tipo de riesgo de la perforacion bajo balanceada. ................. 53 Tabla 2.2 Clasificacion de la perforacion bajo balanceada por el tipo de fluido. .................. 54 Tabla 3.1 Secuencia estratigráfica. .................................................................................... 116 Tabla 4.1 Pozos de referencia. ........................................................................................... 123 Tabla 4.2 Gradientes estimadas de fromación. .................................................................. 124 Tabla 4.3 Gradiente de fractra - LOT ................................................................................. 124 Tabla 4.4 Programa de cañería del tramo 24" .................................................................... 127 Tabla 4.5 Resumen del programa de lodo para el tramo de 24" ........................................ 127 Tabla 4.6 Trépanos. ........................................................................................................... 127 Tabla 4.7 Normas de perforación ....................................................................................... 128 Tabla 4.8 BHA para perforación (convencional). ................................................................ 128 Tabla 4.9 Hidráulica. .......................................................................................................... 129 Tabla 4.10 Característicasdel fluido ................................................................................... 135 Tabla 4.11 Propiedades del lodo base agua (W.B.M) ........................................................ 135 Tabla 4.12 Valores de operación. ....................................................................................... 136 Tabla 4.13 Densidades permisibles. .................................................................................. 136 Tabla 4.14 Densidades del fluido de perforación. .............................................................. 137 Tabla 4.15 Densidades del fluido de perforación aireada. ................................................. 137 Tabla 4.16 Equipo de inyección de aire ............................................................................. 143 Tabla 5.1 Costo del equipo de perforación bajo balance. .................................................. 147 Tabla 5.2 Cuadro de referencias ........................................................................................ 148 Tabla 5.3 Costo del material de perforación ....................................................................... 149 Tabla 5.4 Costo de trépanos .............................................................................................. 150 Figura. ...................................................................................................................................... Figura ...................................................................................... ¡Error! Marcador no definido. Figura ...................................................................................... ¡Error! Marcador no definido. Figura. ..................................................................................... ¡Error! Marcador no definido. Figura. ..................................................................................... ¡Error! Marcador no definido. Figura. ..................................................................................... ¡Error! Marcador no definido. Figura ...................................................................................... ¡Error! Marcador no definido. Figura. ..................................................................................... ¡Error! Marcador no definido. Figura. ..................................................................................... ¡Error! Marcador no definido.


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CAPITULO I INTRODUCCION 1.1

Introducción

La práctica convencional de perforación exige el mantenimiento de la presión hidrostática del fluido de perforación entre la presión de los poros de la formación y de su presión de fractura. Por lo tanto la perforación en formaciones despresurizadas o con bajos gradientes de fracturas con estas técnicas, resulta costoso debido a que se enfrentara problemas en forma simultánea, tales como perdidas totales de circulación, posibles surgencias, pegaduras por presión diferencial, atrapamiento de sarta de perforación por empacamiento. Lo que tiende a incrementar los costos de la operación. Todo esto obedece a que la densidad equivalente necesaria para perforar cierta sección, contrasta con la que requiere dicho tramo. Con la técnica de perforación en bajo balance se puede resolver tales problemas. La elaboración de este tipo de proyectos lleva a tener un conocimiento fundamental de la perforación bajo balance, de la selección del pozo, la estabilidad mecánica, su aplicación en formaciones mecánicamente estables y los posibles problemas encontrados. Su aplicación en el bloque San Alberto es la solución usada para mitigar la perdida de circulación y los problemas mencionados anteriormente, con la finalidad de atravesar el sistema carbonífero, mas específicamente en formaciones superficiales, abrasivas, friables en las que se presentan severas perdidas de circulación constituyendo en un factor muy importante para la perforación del pozo sin que se presente los problemas de perforación. El objetivo general del trabajo, es analizar la viabilidad técnica y económica de la operación de Perforación Bajo Balanceada en la zona de San Alberto ubicado en el Bloque del mismo nombre en el departamento de Tarija, la cual se encuentra en una región ambientalmente sensible y donde algunas de las formaciones subsuperficiales

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presentan presiones subnormales, las cuales son propensas a las perdidas de circulación debido a la presencia de micro fracturas y zonas altamente permeables. Observados los argumentos mencionados es que se considera posible la aplicación de esta técnica para evitar la perdida de circulación y alcanzar altas velocidades de penetración. En este trabajo se emplea el método de investigación que contempla revisión bibliográfica especializada, consulta a expertos en el tema y visitas de campo.

1.2

Antecedentes

Originalmente, los lodos aireados constituyeron la mayoría de los lodos de perforación gasificados. La aplicación primaria de estos fluidos fue la de evitar las pérdidas de circulación, más que para perforar específicamente en desbalance. Aunque han sido previamente usados en la industria del gas y el petróleo, la primera aproximación de ingeniería para perforar con fluidos gasificados fue hecha en Emery County, Utah a principios de los 50. Se inyectó aire comprimido al lodo de perforación en la tubería vertical, para reducir la presión de fondo y evitar las pérdidas que ocurrían al perforar sólo con lodo. De igual forma en que las herramientas de la perforación rotaria han evolucionado, los sistemas de fluidos para perforar bajo condiciones de bajo balanceada lo han hecho, encontrándose hoy en día mas optimizados. Siendo patentada en EEUU el año 1994 por la Empresa Company Clearwater Inc. En Bolivia a sido implementada en el año 1999 para los campos localizados en el Subandino Sur, mas específicamente en los campos San Alberto (SAL-X13) y San Antonio (SBL-X2), con la finalidad de controlar perdidas de circulación. En estas zonas del sistema Carbonífero, estas formaciones son propensas a las perdidas de circulación debido a que las formaciones presentan micro fracturas por sus características geológicas y al intenso tectonismo a la que han sido sometidos. 2


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1.3

Delimitación

1.3.1 Limite geográfico País: Bolivia. Departamento: Tarija. Provincia

: Gran Chaco

Bloque

: San Alberto

Campo

: San Alberto

Formaciones : Sistema Carbonífero (Fm Tarija) 1.3.2 Limite temporal La investigación se llevara a cabo por un periodo de seis meses, con información necesaria a recabar de la empresa Petrobras Bolivia S.A. para la elaboración del proyecto. El desarrollo empieza a partir del mes de Enero al mes de Junio del año 2009, llegando a determinar la viabilidad del proyecto para su aplicación. 1.3.3 Limite sust antivo El proyecto se desarrollara en base a las teorías y estudios científicos realizados sobre la tecnología de perforación bajo balance, además de la experiencia que se llegue a obtener de la aplicación de dicho pozo. De este modo poder ratificar todas las ventajas de la tecnología de la perforación bajo balance y así lograr optimizar su aplicación para la región de San Alberto.

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1.4

Planteamiento del problema

Presencia de formaciones problemáticas en el tramo 24’’ del pozo San Alberto, que ocasionan pérdidas de circulación, debido a que las formaciones se encuentran plegadas, además de presentar diaclasas y presencia de micro fracturas siendo este un factor para que las mismas formaciones sean demasiado permeables. 1.4.1 Formul ación del problema

Las formaciones al presentar fracturas, diaclasas o micro fracturas, además de estar depletadas, pueden presentar perdidas de circulación e invasión en las formaciones a ser atravesadas por los fluidos de perforación, considerando la posibilidad de aprisionamiento por presión diferencial. Al tener en cuenta estos factores, significaran grandes cantidades de tiempo y el costo adicional en la perforación. ¿Logra reducir los problemas de perforación, relacionados a perdidas de circulación y pegamiento por presión diferencial, la aplicación del principio de perforación b ajo balance? 1.5

Sistematización de problema y formulación de la solució n

1.5.1.1

Desarrollo del problema y form ulació n de la solución

1.5.1.1.1

Causas

Causa 1: Elevada densidad del fluido de perforación, en un sistema de perforación convencional Causa 2: Formaciones que presentan micro fracturas y fracturas dentro el sistema carbonífero. Causa 3: Bajos gradientes de fractura, formaciones depletadas 4


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1.5.1.1.2

Efectos

Efecto 1: Perdida de circulación del fluido a la formación. Efecto 2: Reducción de la columna hidrostática por efecto de la pérdida de circulación Efecto 3: Incremento en la fricción y pegadura del trepano hacia la formación.

1.5.1.1.3

Acciones

Acción 1: Reducir la densidad del fluido de perforación. Acción 2: Optimización, aplicación de flujos aireados Acción 3: Incremento del régimen de penetración 1.5.1.1.4

Fines

Fin 1: Reducción al mínimo de las pérdidas de volúmenes de circulación del fluido Fin 2: Reducción de la posibilidad de aprisionamiento por presión diferencial Fin 3: Trepano funcionara en forma óptima prolongando su vida útil.

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Cuadro 1.1 Diagrama causa - efecto; acción – fin

E1 Perdida de circulación del fluido a la formación

E2

E3

Reducción de la columna hidrostática por efecto de la pérdida de circulación

Incremento en la fricción y pegadura del trepano hacia la formación.

F1 Reducción al mínimo las perdidas de volúmenes de circulación del

F

Reducció posibilidad aprisionam por presió diferencia

PROBLEMA Severas pérdidas de fluido de perforación

Aplicación de l gasificado toma

que sede presentan en las formaciones riesgo aprisionamiento por presióny el diferencial.

perforación bajo mínimo las perd aprisionamiento

C1

C2

C3

Elevada densidad del fluido de perforación, en un

Formaciones diaclasadas, micro

Bajos gradientes de fractura, formaciones

sistema convencional

fracturadas.

depletadas

A 2

A 1 Reducir la densidad del fluido.

Optimizació aplicación flujos airea

Fuente: Elaboración Propia


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1.6

Objetivos

1.6.1 Objetivo general Analizar la viabilidad técnica de la operación de Perforación Bajo Balance, haciendo uso del sistema de fluidos aireados, como una

solución a los problemas de

perforación que se presentan en el sistema carbonífero del bloque San Alberto. 1.6.2 Objetivos específicos

• Describir las características litológicas y geológicas de las formaciones de interés para la aplicación de la técnica de perforación bajo balance. • Analizar el diseño y preparación de los fluidos de perforación para mantener la presión en el fondo del pozo en un rango de desbalance y de esta manera controlar las perdidas de circulación. • Definir los equipos, herramientas y materiales a utilizar en la perforación. • Determinar los caudales necesarios de aire para realizar la inyección a la fase liquida del sistema de lodo. • Realizar un análisis comparativo del sistema de fluido usado en la perforación bajo balance y el sistema de fluido en la perforación convencional. 1.7

Justificación

1.7.1 Justificación científica Al proponer el uso de la técnica de perforación bajo balance como una alternativa de aplicación se pueden tener los siguientes beneficios:

• Incremento en la velocidad de penetración. • Incremento en la vida útil del trepano. • Reduce la probabilidad de pegadura diferencial. • Minimización de la pérdida de circulación. 7


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• Mejora la evaluación de la formación y reduce los costos de prueba. • Reduce el daño a la formación. 1.7.2 Justifi cación ambiental El buen manejo de las herramientas, y los equipos a ser usado, reducen los riesgos de descontrol y contaminación por los productos y aditivos químicos; se presenta la lixiviación del fluido, debido a ser una formación que presenta bastante micro fracturas, y eso genera la migración del mismo a direcciones desconocidas llegando a ser un problema si estas emanan o afloran en aéreas cercanas. Este proceso se realiza para la preservación del medio ambiente, la alteración del medio biótico como abiótico será menor, sin afectar a las poblaciones aledañas. 1.7.3 Justificación económica La realización o utilización de esta técnica es justificable económicamente por los beneficios a ser alcanzados:

• Reduce los costos de preparar lodo nuevo para reemplazar los volúmenes perdidos, así como los costos adicionales de usar materiales para perdidas de circulación. • Velocidades de penetración duplicadas o inclusive triplicadas, permiten perforar el tramo en menor tiempo del programado. • Elimina el costo de realizar operaciones de pesca al disminuir el riesgo de aprisionamiento por presión diferencial. 1.7.4 Justifi cación Personal La realización del presente trabajo permitirá al autor la aplicación de todos los conocimientos impartidos por esta institución educativa en el campo de la perforación

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y otros, todo esto con la finalidad de obtener la licenciatura en Ingeniería en Gas y Petróleo. 1.8

Metodología

1.8.1 Tipo de investigació n El desarrollo de investigación es de tipo causal comparativa y experimental. Siendo la perforación bajo balance una técnica de la cual se conoce muy poco, se toman consideraciones con relación a la técnica convencional de perforación. Además la investigación se la describe de manera secuencial y ordenada. 1.8.2 Tipo de estudio Es tipo científico y tecnológico ya que busca satisfacer una curiosidad científica o tecnológica que haga avanzar la ciencia o la industria en el área de la industria petrolera. 1.8.3 Fuentes de info rmació n 1.8.3.1

Fuente Primaria

• Entrevistas • Consultas • Observaciones 1.8.3.2

Fuente secu ndaria

• Instituciones petroleras. Entidades que aportaran con el desarrollo de la investigación.

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• Documentales y/o manuales: Son correlaciones, casos de pozos en el cual se realizo la técnica. • Fuentes bibliográficas: Aportación científica, bibliografía a ser tomada durante la investigación. • Fuentes Informáticos: Consultas a realizar a paginas de interés dentro de la red internet. 1.8.4 Métodos

• La obtención de correlaciones de proyectos realizados aplicando esta técnica, todo esto sobre la zona de interés, • Recomendaciones para proyectos futuras. 1.8.4.1

Procedimientos

• Por medio de consultas a los entidades especialistas, además de técnicos. • Diseño de una base de datos, referente al tema, con los problemas que se presentaran y cual fue la acción tomada.

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CAPITULO II CONCEPTOS BASICOS 2.1

Introducción

Con la finalidad de planificar adecuadamente un programa de pozos y llevar a cabo la perforación de los mismos, de manera tanto segura como económica, es esencial contar con conocimientos y comprensión adecuados de las presiones de formación y gradientes de fractura. Esto permite optimizar las densidades de lodo y la ubicación de las zapatas guías de la tubería de revestimiento, para lograr un equilibrio suficiente contra las presiones de formación, el cual al mismo tiempo no debe ser tan alto como para significar un riesgo de daños o fractura de la formación. 2.2

Parámetros de las formaciones

Conceptos como porosidad, permeabilidad, junto con las presiones diferenciales, así también de las propiedades mecánicas de las rocas deben ser considerados dentro de la planificación y elaboración de un programa de perforación. 2.2.1 Propiedades mecánicas de las rocas Tiene sus fundamentos en la configuración de los granos, la manera como están en contacto, el material que los une, el volumen que representa esa masa y el espacio creado, parte importante llegan a ser los esfuerzos a la que la roca esta sometida, reflejada en una tendencia a deformar de manera previsible; el cual puede traducirse a números mediante las siguiente relaciones. 2.2.1.1

Relación de Poisson

La deformación existe entre la deformación lateral y la relación longitudinal que sufre una roca, y se expresa:

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2.2.1.2

Modulo de Young

Es una relación entre los esfuerzos y deformaciones longitudinales, que obedece a la propiedad elástica de la roca al estar sometida a los esfuerzos compresivos por el trepano.

2.2.1.3

Modulo de cizallamiento

Es el efecto de los esfuerzos paralelos comprensionales que se producen al contacto del trepano con la cara de la formación y se define como la fuerza tangencial sobre la cara de la roca y es expresada de la siguiente forma.

2.2.1.4

Modulo volumétrico

Es el cambio de volumen que producen los esfuerzos compresionales derivados del peso sobre el trepano a la cara de la formación y se expresa como.

2.2.1.5

Modulo de compresib ilidad

Es el cambio fraccional del volumen de roca por unidad de incremento de esfuerzo comprensivo aplicado a la formación. Se expresa como.

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2.2.1.6

Compresib ilid ad de la roca

Es la relación que existe entre el cambio volumétrico de la matriz generado por la carga compresiva de una columna hidrostática. Se expresa como

2.2.1.7

Abrasividad

La capacidad de desgastar los metales y aleaciones duras en el proceso de rozamiento, esta manifiesta es reflejada cuando actúan herramientas cortantes y otros elementos del equipo de perforación. La agresividad de la roca depende de la microdureza de los granos minerales que la constituyen, de su tamaño, forma y del carácter de la superficie. Cuanto mayor sea la abrasividad de la roca, tanto mas acelerado será el ritmo del desgaste de la herramienta o equipo sometidos a este tipo de rocas.1 2.2.1.8

Angulo de fricción interna

El ángulo entre el plano de ruptura y el esfuerzo de deformación por lo general será menor a 45º, donde el plano cizallamiento depende del ángulo de fricción interna y que a su vez es una propiedad del material que varia con el esfuerzo normal. Figura 2.1 Angulo de fricción interna

Fuente: Datalog: Análisis de las presiones anormales de formación 1

N. G. Sereda E. M. Soloviov 1978; Perforación de pozos de petróleo y gas natural. Capitulo II, pagina 38. 13


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2.2.1.9

2.2.1.9.1

Propiedades litológ icas de las rocas

Permeabilidad

Se denomina a la capacidad de desplazamiento de los fluidos a través de un medio poroso, siendo de necesidad los espacios que se encuentren interconectados, es una propiedad dinámica. La velocidad de desplazamiento del fluido a través de un medio depende de tres factores.

• La porosidad de la formación • La densidad del fluido, sometidos a una temperatura • La presión ejercida sobre el fluido 2.2.1.9.2

Porosidad

Capacidad para acumular y almacenar fluidos, principalmente se refiere a los espacios vacíos en la unidad de volumen de la roca, se considera una propiedad estática. La clasificación de acuerdo a sus orígenes y a la comunicación que exista entre los poros. 2.2.1.9.2.1 Por su origen: Primario: Formación a los procesos sedimentarios y estratigráficos originales, durante formación y evolución de la tierra. Secundaria: Por los movimientos posteriores a la formación de la corteza, mas propiamente a los procesos endógenos de la misma corteza, que se derivan en desplazamiento de la placas tectónicas. 2.2.1.9.2.2 Por la comunicación de los poro s. Ab so lu ta: Porosidad considerada como el volumen total de poros estén o no intercomunicados.

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Efectiva: Es el porcentaje de los poros que se encuentran intercomunicados y permitan la circulación de los fluidos No efectiva: Representa la diferencia entre la porosidad absoluta, menos la porosidad efectiva. 2.2.2 Presiones 2.2.2.1 Presión de formación

Se define como la presión ejercida por el fluido contenido dentro de los espacios de poro de una roca o sedimento, los granos son el elemento sólido o roca, y los poros son los espacios entre estos granos. La presión de formación se refiere a la presión hidrostática ejercida por el fluido de poro y depende de la profundidad vertical y la densidad del fluido de formación 2. Figura 2.2 Gradientes de formación

Fuente: Datalog: Análisis de las presiones anormales de formación

Esta presión puede ser afectada por el peso de la sobrecarga (capas de rocas) por encima de la formación, la cual ejerce presión en los granos y los poros con fluidos de la roca reservorio. 2

DATALOG 2001, Análisis de las presiones anormales de formación. Capitulo 1, pagina 12 15


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Las formaciones con presión normal, ejercen una presión igual a la columna del fluido nativo de dicha formación hasta la superficie. El gradiente de presión de los fluidos nativos generalmente fluctúa de 0,433 psi/pie (0.0979 bar/m) a 0.465 psi/pie (0.1052 bar/m), y varía de acuerdo con la región geológica. Las formaciones presurizadas dentro de este rango, son llamadas normales, dependiendo del área. Para simplicidad, en este texto designaremos un gradiente de 0.465 psi/pie (0.1052 bar/m) como normal. Figura 2.3 Presiones litológicas y gradientes de presión

Fuente: Datalog: Análisis de las presiones anormales de formación

En las formaciones con presión normal la mayor parte de la sobrecarga es soportada por los granos que conforman la roca. Cuando la sobrecarga aumenta con la profundidad, los fluidos porales se mueven libremente reduciéndose el espacio poral debido a la compactación. Las formaciones con presión anormal ejercen una presión mayor que la presión hidrostática (o gradiente de presión) que la de los fluidos contenidos en la formación. La presión de formación normal es igual a la presión hidrostática normal de la región y varía dependiendo del tipo de fluido de formación. En otras palabras, aunque los gradientes de presión son diferentes, en ambos casos se trata de gradientes normales de presión de formación para las regiones dadas.

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2.2.2.2 Presión de Fractura

La presión de fractura se puede definir, en términos sencillos, como la presión máxima que puede soportar una formación antes de que se exceda su resistencia a la tensión y la formación se fracture 3. Los factores que afectan la presión de fractura incluyen:

• Tipo de roca • Esfuerzo “in situ” • Zonas débiles tales como fracturas, fallas • Condición del hoyo • Relación entre la geometría del pozo y la orientación de la formación • Características del lodo

Superar la presión de formación generalmente no es suficiente para causar una fractura. Si el fluido poral no está libre de movimiento entonces una fractura o deformación permanente pueden ocurrir. La presión de fractura puede ser expresada como un gradiente (psi/pie), un fluido con densidad equivalente (ppg) o por la presión total calculada de la formación (psi). Los gradientes de fractura normalmente aumentan con la profundidad debido al incremento de la presión por sobrecarga. Formaciones profundas, altamente compactadas requieren presiones de fractura muy altas para superar la presión de formación existente y la resistencia estructural de la roca. Formaciones poco compactadas, tales como las que se encuentran debajo de aguas profundas, pueden tener gradientes de fractura bajos.

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DATALOG 2001, Análisis de las presiones anormales de formación. Capitulo 1, pagina 12. 17


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2.2.2.3. Esfuerzo de sobrecarga

A una cierta profundidad, la presión de sobrecarga en la presión ejercida por el peso acumulado de los sedimentos suprayacentes. El peso acumulado de las rocas suprayacentes es una función de la densidad total de la masa ó Densidad Aparente, es decir, el peso combinado de la matriz de roca y los fluidos de formación contenidos dentro del espacio de poro4. La sobrecarga aumenta con la profundidad, a medida que aumenta el valor de la densidad aparente y disminuye la porosidad. Al aumentar la profundidad, el peso acumulado y la compactación, los fluidos son empujados fuera de los espacios de poro, de manera tal que la matriz aumenta con relación a los fluidos de poro. Sobrecarga = Esfuerzo de la matriz + Presión de los poros El esfuerzo de la matriz es la cantidad de sobrecarga que la estructura de la roca soporta. Presión de los poros es la cantidad de sobrecarga que es soportada por el fluido en el espacio poroso de la roca. Esto conduce a una disminución proporcional de la porosidad a medida que la compactación y la densidad total 2.2.2.4. Presión diferencial

La diferencia entre la presión de formación (PF) y la presión hidrostática en el fondo del pozo (PH) es la presión diferencial. Esta se clasifica como Sobre balanceada, Sub balanceada y Balanceada.

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2.2.2.4.1. Sobre balanceada

Sobre balanceada significa que la presión hidrostática ejercida en el fondo del pozo es mayor que la presión de formación5 2.2.2.4.2. Balanceada Balanceada significa que la presión hidrostática ejercida sobre el fondo del pozo es igual a la presión de formación. 6 2.2.2.4.3. Sub balanceada Sub balanceada significa que la presión hidrostática ejercida en el fondo del pozo es menor que la presión de formación.7 La mayoría de los pozos son perforados o reparados, en condiciones de balance o sobre balance. Si se está circulando o perforando, la fricción y los recortes contribuyen a una presión efectiva en el fondo del pozo. Figura 2.4 Presión diferencial

Sobre balance

Balance

Sub Balance

Fuente: Well Control School 5 6 7

Well Control School, 2003, Well Control Manual, Sec I, pagina 1-18 Well Control School, 2003, Well Control Manual, Sec I, pagina 1-19 Well Control School, 2003, Well Control Manual, Sec I, pagina 1-19 19


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2.2.2.5. Presión Hidrostática

Un fluido es simplemente algo que no es sólido y puede fluir. El agua y el petróleo son obviamente fluidos. El gas también es un fluido. Bajo temperatura extrema y/o presión, los fluidos que consideraremos son aquellos normalmente asociados con la industria del petróleo, tales como el petróleo, el gas, el agua, los fluidos de perforación, los fluidos de empaque, las salmueras, los fluidos de terminación, Los fluidos ejercen presión. La presión hidrostática es la presión total creada por el peso de una columna de fluido, actuando en cualquier punto dado de la profundidad vertical en un pozo. Hidro significa agua, o fluido, que ejerce presión como agua, y estática significa sin movimiento. Así presión hidrostática es la presión originada por la densidad y la altura de una columna estacionaria (sin movimiento) de fluido. A cualquier profundidad vertical verdadera8: Ph

=

g ρ h

Donde:

Pρh = h = g =

Presión Densidadhidrostática de fluido Profundidad vertical Factor de conversión Figura 2.5 Presión hidrostática

ESFUERZO DE SOBRECARGA

Presión de fractura

Presión del fluido de poro en la formación

Presión hidrostática del lodo

Fuente: Datalog: Análisis de las presiones anormales de formación 8



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2.3

Fluidos de perforación

El fluido de perforación es una mezcla heterogénea de una fase continua que puede ser agua o aceite con otra fase que son los aditivos que se agregan y que pueden estar disueltos o dispersos en el medio continuo con la finalidad de dar propiedades adecuadas para que pueda cumplir funciones especificas en la perforación de un pozo. Esta mezcla de aditivos químicos, proporcionan propiedades físico-químicos idóneas a las condiciones operativas y a las características de la formación litológicas a perforar. Siendo una suspensión de sólidos, líquidos o gases en 9

líquidos . 2.3.1 Clasificación de los fluidos de perforación La clasificación de los fluidos de perforación, son separados en tres clasificaciones principales. Figura 2.6 Clasificación de los fluidos de perforación

Fuente: Amoco: Drill Fluids Manual 9

Amoco 1994. Drill Fluid Manual. Sección I pagina 1-1 21


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2.3.1.1

Fluidos base aceite

Uno de los principales usos de los fluidos base aceite, es perforar arcillas problemáticas y mejorar la estabilidad agujero. También son aplicables en la perforación de agujeros muy desviados a causa de su alto grado de lubricidad y la capacidad para prevenir la hidratación de las arcillas. Asimismo, podrán ser seleccionados para aplicaciones especiales, tales como pozo de alta presión y alta temperatura, minimizando el daño a la formación, y mejorando la recuperación de núcleos. Otra razón para elegir los fluidos base aceite es que son resistentes a los 10

contaminantes, tales como la anhidrita, sal y gases ácidos (CO2 y H2S) . El costo es una preocupación importante en la selección de los lodos base aceite. Sin embargo, debido a que los fluidos base aceite pueden ser reacondicionados y reutilizados, los costos en pozos multi-laterales puede ser comparables a la utilización de fluidos base agua. También, políticas de re adquisición de muchas empresas, pueden hacer de los fluidos base aceite usados, una atractiva alternativa en situaciones donde el uso de fluidos base agua restringen el éxito en la perforación o terminación de un pozo. 2.3.1.2

Fluidos a base de agua

Fluidos a base de agua son los más ampliamente utilizados fluidos de perforación. Ellos son generalmente fáciles de elaborar, de bajo costo de mantenimiento, y pueden ser formulados para superar la mayoría de los problemas de perforación. Con el fin de mejorar la comprensión del amplio espectro de los fluidos base agua, que se dividen en tres importantes sub clasificaciones 11:

10

Amoco 1994. Drill Fluid Manual. Sección I pagina 1-2 Amoco 1994. Drill Fluid Manual. Sección I pagina 1-3

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Figura 2.7 Fluidos base agua

Fuente: Amoco: Drill Fluids Manual

2.3.1.2.1 Fluido s No-Inhibido s

Son aquellos que no minimizan la hidratación de las arcillas, por lo general son compuestos por arcillas nativas o bentonitas comerciales con algo de soda cáusticas o cal. También pueden contener defloculantes y/o dispersantes, tales como: los lignitos, lignosulfonatos, o los fosfatos. Los lodos No-Inhibidos se usan generalmente como lodos al inicio de la perforación (Spud Mud). 2.3.1.2.2 Fluidos Inhibidos Estos fluidos retardan la hinchazón e hidratación de las arcillas, a través de la inhibición por la presencia de cationes; normalmente, de sodio (Na +), Calcio (Ca + +) y potasio (K +). Generalmente K + o Ca + +, o una combinación de ambos, proporcionan el mayor inhibición de las arcilla dispersas. Estos sistemas se utilizan generalmente para la perforación arcillas hidratables y arenas que contienen arcillas hidratables.

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2.3.1.2.3 Fluidos Poliméricos

Compuesto por macromoléculas, ya sea con o sin interacciones de arcilla proporcionan las propiedades a los fluidos de perforación y son muy diferentes en su aplicación. Estos fluidos pueden ser inhibidores o no inhibidores dependiendo de si un catión inhibitorio se utiliza. Los polímeros pueden ser usados para viscosificar los fluidos, controlar propiedades de filtración, desfloculante de sólido, o encapsulador sólido. La estabilidad térmica de los sistemas de polímero puede variar en un rango arriba de los 400 ° F. A pesar de su diversidad los fluidos poliméricos tienen limitaciones. Los sólidos son una amenaza importante para correr con éxito un sistema de fluidos poliméricos de lodos. 2.3.1.3

Fluidos neumático s

“Perforación con aire o gas” es un término general que abarca cuatro sistemas distintos pero relacionados, que usan volúmenes de aire (o gas) comprimido para constituir la totalidad o parte del medio de circulación. Los cuatro sistemas aire seco (polvo), niebla, espuma y fluido gasificado ofrecen individualmente una eficiencia excepcional de la perforación y ventajas para la producción, en comparación con los fluidos tradicionales, pero en aplicaciones considerablemente más restringidas Debido a la capacidad de lograr una densidad más baja que la del agua y petróleo, además de mayores velocidades de perforación, una vida útil más larga del trepano, menores requisitos de productos químicos, y la expansión de la perforación con desbalance de presión, los sistemas a base de aire tienen claras ventajas económicas en comparación con los sistemas líquidos. Una gran afluencia de los fluidos de formación requiere convertir el

sistema

neumático a un sistema base agua. Como un resultado de ello, las posibilidades de tener perdidas de circulación o dañar una zona de productora aumentan considerablemente. Otra consideración a la hora de seleccionar los fluidos neumáticos

es

la

profundidad.

No

se

recomienda

para

los

pozos 24


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por mayores a los 10000 pies ya que el volumen de aire necesario para levantar los recortes del fondo del pozo puede ser mayor que el que puede ofrecer el equipo en superficie. 2.3.2 Funciones de los fluidos de perforación 2.3.2.1

Funcio nes principales

Un diseño apropiado del fluido de perforación permitirá a un operador alcanzar el objetivo geológico deseado a bajo costos totales. Un fluido dentro de sus funciones principales se describe a continuación12. 2.3.2.1.1 Contro l de la presión del subsu elo Un fluido de perforación controla la presión del subsuelo a través de su presión hidrostática. La presión hidrostática es la fuerza ejercida por la columna del fluido y depende de la densidad de lodo y la profundidad vertical verdadera (TVD). La inestabilidad de las paredes del pozo es una función natural a los esfuerzos mecánicos desiguales y la interacción físico-química y las presiones creadas cuando la superficie y el material de soporte son expuestos a los procesos de perforación de pozos. El fluido de perforación debe superar tanto la tendencia del agujero al colapso debido a un fallo mecánico y / o de la interacción química de la formación con el fluido de perforación. En la mayoría de las áreas de perforación, un fluido de agua dulce, que incluye los sólidos incorporado en el agua de formaciones de perforación del subsuelo es suficiente para equilibrar las presiones formación. Sin embargo, presiones de formación anormales se podrán encontrar, lo cual, requiere densidades mayores de los fluidos de perforación para controlar la presión de la formación. La falta de control de las presiones del pozo puede resultar en un flujo de los fluidos de formación, lo que resulta en un brote, o un amago de reventón. 12



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2.3.2.1.2 Transporte de los recortes

El fluido que fluye a partir de las boquillas del trepano ejerce una acción de chorro sobre los recortes para limpiarlos de la parte inferior del agujero y el trepano, y llevar estos recortes a la superficie. Varios factores influyen en el transporte de los recortes. Si los recortes generados por el trepano no son inmediatamente retirados y removidos en la superficie, se trituraran y molerán de manera muy fina, se pegaran a los trépanos y, en general, retrasaran la penetración efectiva en la roca en bruto.

• Velocidad - El aumento de la velocidad anular de las recortes generalmente mejora el transporte. Las variables que incluyen son la salida de la bomba, tamaño del pozo y tamaño de la sarta de perforación. • Densidad - El aumento de la densidad del fluido aumenta la capacidad de transporte a través del efecto flotante de los recortes. • Viscosidad - El aumento de la viscosidad con frecuencia mejora la remoción de los recortes. • Rotación de la Tubería – La Rotación tiende a tirar los recortes de zonas de alta velocidad de fluido a zonas de baja velocidad junto a la pared del pozo y al sondeo de perforación. • Ángu lo aguj ero – El incremento del ángulo del agujero generalmente hace que el transporte de los recortes sea más difícil. Los fluidos de perforación deben tener la capacidad de suspender el peso de materiales y sólidos perforados durante las conexiones, viajes de trépanos, y correr registros, o los mismos se asentarían en la parte baja o inferior del agujero. El hecho de no suspender el peso de materiales puede resultar en una reducción en la densidad de fluido de perforación, que a su vez puede conducir a amagos de reventón y un potencial de ruptura.

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El fluido de perforación también debe ser capaz de realizar el transporte de los recortes fuera del agujero a una velocidad razonable que minimicé su desintegración y la incorporación de sólidos perforados en el sistema de fluido de perforación. En la superficie, el fluido de perforación debe liberar a los recortes para la eliminación eficiente. Si no se limpia adecuadamente el agujero o se suspenden los sólidos perforados, estos son factores que contribuyen a problemas en el pozo tales como el llenado de recortes en el fondo del pozo después de un viaje, agujero obturado, pérdida del retorno de lodo, pegadura diferencial de la tubería, y la incapacidad de llegar a fondo con herramientas de registro. 2.3.2.1.3 Estabili zar el pozo La presión hidrostática del fluido actúa como una fuerza confinante en las paredes del pozo. Esta fuerza confinamiento actúa a través de un filtro de la retorta que ayudará a estabilizar físicamente las paredes de una formación. Además la estabilidad de la perforación se mantiene o se aumenta mediante el control de la pérdida de filtrado a formaciones permeables y por un control minucioso de la composición química del fluido de perforación. La mayoría de las formaciones permeables tienen aberturas porales de espacio demasiado pequeño como para permitir el paso de todo el lodo en la formación, sin embargo, el filtrado de fluido de perforación puede entrar en el espacio del poro. La velocidad a la que el filtrado entra en la formación depende de la presión diferencial entre la formación y el la columna hidrostática del fluido de perforación, y la calidad de la retorta depositados en la pared de la formación. Grandes volúmenes del filtrado de los fluidos de perforación, y filtrados que son incompatibles con la formación o fluidos de formación, pueden desestabilizar la formación a través de la hidratación de arcilla y/o interacciones químicas entre componentes del fluido de perforación y el pozo. Los fluidos de perforación que producen de baja calidad o tortas de filtración muy gruesas también pueden causar

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condiciones estrechas en el pozo incluyendo tubería atascada, la dificultad en la corrida de revestimiento y los pobres trabajos de cementación.

• Torta de filtro - Una capa de concentración de sólidos del fluido de perforación que se forma en las paredes del pozo frente a las formaciones permeables. • Filtrado – Es el líquido del lodo que pasa a través de la torta de filtro a la formación.

2.3.2.2

Funcio nes secund arias

Las funciones secundarias de un fluido incluyen13. 2.3.2.2.1 Soport ar el peso de tubulares El fluido de perforación ofrece apoyo para parte del peso de la sarta de perforación. El factor de flotabilidad es empleado para relacionar la densidad del lodo desplazados a la densidad del material en los tubulares, por lo tanto, cualquier aumento en la densidad de lodo, resultada un aumento en el factor de la flotabilidad. La ecuación que figura a continuación indica el factor de flotabilidad para el acero. FactorFlot acion =

65 f ( ppg ) .4 − ρ 65.4

2.3.2.2.2 Enfriar, lubricar el trepano y la sarta de perforación A medida que el trépano de perforación y la sarta de perforación rotan en el fondo del pozo, se desarrollan temperaturas extremas. Esta debe ser absorbida por el fluido de perforación y llevada lejos del fondo del pozo. El fluido de perforación lubrica la tubería de revestimiento, la sarta de perforación y el trépano. 13



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Las propiedades lubricantes pueden ser mejoradas a través de la adición de materiales especiales (dispersantes, reductores de fricción). Esto también puede incrementar la vida del trépano, disminuir la torsión y el arrastre, reducir la presión de la bomba y reducir el desgaste por fricción del sarta de perforación y el tubería de revestimiento. 2.3.2.2.3 Transmiti r energía hidráulica al trepano Durante la circulación, a medida que el fluido de perforación pasa a través de las boquillas del trépano se desarrollan velocidades altas. Esta velocidad, o fuerza hidráulica, mantendrá limpia el área por debajo del trépano, de manera que el trépano no molerá nuevamente los recortes viejos, causando una reducción en la velocidad de la penetración. Las propiedades físicas y la velocidad del fluido de perforación ayudan a mantener limpia el área debajo del trépano. 2.3.2.2.4 Proporcionar un medio adecuado para correr registros eléctri cos El fluido de perforación es necesario para muchas herramientas de MWD/LWD (medición y / o registro mientras se perfora) y para registros con líneas de cable de acero que son utilizados en la evaluación de la formación, deben ser fluidos base agua o base petróleo. Muchos registros requieren que el fluido de perforación sea un líquido conductor de electricidad que exhiba propiedades eléctricas diferentes de las de los fluidos en la formación.

2.3.2.2.5 Ayudar en la recolección de datos geológicos y evaluación de la formación La recopilación e interpretación geológicas de los recortes perforados, núcleos y registros eléctricos se utiliza para determinar el valor comercial de las zonas perforadas. Invasión de estas zonas por el filtrado del fluido de perforación o sus aditivos, ya sea petróleo o agua, pueden interferir con la interpretación de los datos recuperados y/o impiden la recuperación total de hidrocarburos presentes en la 29


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formación. Dado que el objetivo en la perforación es hacer y mantener un pozo que puede ser evaluada para detectar la presencia de hidrocarburo que se puedan comercializar, las cuatros funciones deben dar prioridad en el diseño del fluido de perforación y el control de sus propiedades. Después de la fluido de perforación ha sido seleccionado, las propiedades necesarias para cumplir con las tres primeras funciones pueden entonces se calcula por procedimientos de optimización hidráulica. 2.3.3 Beneficio s Adicionales

2.3.3.1. Minimizar el daño a la for mación Daños a la formación pueden aparecer en dos formas diferentes: una reducción en la producción de hidrocarburos o en la estabilidad del pozo. Muchos tipos de fluidos de perforación alteran las características de la formación, pero algunas formaciones son más sensibles que otras y algunos fluidos son más dañinos. Las formaciones particularmente sensibles (por ejemplo: lutitas hidropresurizadas o bentoniticas) pueden requerir de fluidos de perforación especiales, tratamiento de químicos y otras consideraciones. 2.3.3.2. Reducir al mínimo la perdida de circulación La pérdida de circulación es causada cuando la presión de la columna hidrostática excede la presión de la formación. Altas presiones también pueden ser el resultado de las malas prácticas de perforación, un nivel alto de peso del lodo de perforación y / o viscosidad del fluido. La posibilidad de sufrir un amago de reventón y los elevados costos de operación como de fluidos son los resultados de la pérdida de circulación.

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Proyecto de grado Figura 2.8 Pérdidas de circulación en formaciones suave y duras

Grava Arena Áspera Estratos Planos levantados

Secuencia de Arena y Arcilla

Roca fragmentada angulosa

Caverna Pequeñas cavernas Fracturas verticales

Secuencia de Limolita y Dolomita

Fracturas angulares Fisuras naturales


2.3.3.3. Reducir la corrosión Los tubulares de acero en el pozo pueden estar sujetos a un ambiente corrosivo dado por el fluido de perforación y por la formación. El tratamiento químico del fluido de perforación o la adición de una capa de protección a la superficie del acero puede minimizar este efecto corrosivo. Figura 2.9 Corrosión de los tubulares Celda de Corrosión electroquímica Celda de Corrosión electroquímica

Celda de Corrosión de Oxigeno


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2.3.3.4. Reducir el aprisionamiento d e la tubería

Una cantidad excesiva de recortes en el pozo es una de las causas de tubería atascada, pero el tipo más significativo de atascamiento es cuando la tubería está incrustada en un revoque grueso. La tubería atascada puede llevar a costosas operaciones de pesca e incrementar el costo del pozo. Esto se debe a varios factores:

• Eliminación deficiente de los recortes. • Derrumbe de las paredes del pozo. • Pérdida de Circulación. • Pegadura por la diferencial de presión. • Ojos de Llave. Dos tipos comunes de la cañería pega se ilustran en siguiente figura. Figura 2.10 Aprisionamiento por presión diferencial Ojo de llave

Aprisionamiento por presión Pared de la retorta

Tubería de perforación Agujero perforado Tubería de perforación

Fuerzas de aprisionamiento

Bajas presiones de

Agujero perforado

Ojo de llave

formación Pata de perro en la formación de un ojo de llave perforado


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2.3.3.5. Reducir las pérdidas d e presión

El Equipo de superficie demanda presión que puede reducirse mediante el diseño del fluido para reducir al mínimo las pérdidas de presión. La reducción de pérdidas de presión también permite una mayor eficiencia hidráulica en el trepano y bajas densidades equivalentes de circulación (DEC). Figur a 2.11 Perdidas de presión en el sistema de circulación del lodo. Perdida de presión a través de la unión giratoria Perdida de presión a través del Kelly Perdida de presión a través de la tubería vertical Perdida de presión a través de la manguera rotaria

Perdida de presión alrededor de la tubería de perforación

Perdida de presión a través de la tubería de perforación

Perdida de presión alrededor de los Portamechas

Perdida de presión a través del Portamechas

Perdida de presión de las boquillas del trepano

Fuente: Amoco, Drill Fluids Manual

2.3.3.6. Mejorar la velocidad de penetració n Selección adecuada y control del fluido puede mejorar la velocidad de penetración (ROP). Beneficios de la mejora de la velocidad de penetración se reduce el tiempo de perforación y problemas. En general, la mejora de la velocidad de penetración tiene como resultado en la reducción de los costos. 2.3.3.7. Reducir el imp acto ambiental Selección del fluido y la ingeniería pueden reducir el impacto ambiental de un fluido de perforación en caso de derrame, contaminación en la eliminación de los recortes. 33


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2.3.3.8. Mejorar la seguridad

Un fluido de perforación debe ser diseñado para la seguridad. Se debe tener suficiente densidad para controlar el flujo de la formación de los fluidos y cuando las circunstancias lo ameriten, deben ser capaz de tolerar contaminantes tóxicos como el sulfuro de hidrógeno (H2S). 2.3.4 Velocidad de penetración .

2.3.4.1. Variables inalterables: Son todos los factores o propiedades inherentes a la localización del pozo y la formación, estos factores van tanto del personal, equipo y sobre todo de las características de la formación. Las características de la formación son las que gobiernan la velocidad de penetración, debido a la falta de correlaciones de las propiedades elásticas y resistencia de las rocas a condiciones de presión y temperatura existentes en el subsuelo. En las rocas sedimentaria el modo de falla varia desde un tipo frágil hasta un tipo plástico, esto depende de la presión de confinamiento y la presión de la formación (esfuerzos del subsuelo)14.

• Si la presión de confinamiento y la presión de la formación son de igual magnitud, la falla será de tipo frágil. • Si la diferencial se incrementa (presión de confinamiento mayor que la presión de formación) la falla de la roca cambiara de frágil a plástica. Las propiedades elásticas de las formaciones son determinadas principalmente por el estado de esfuerzos del subsuelo al cual están sujetos, da la manera que se muestra en la siguiente figura. 14

Pemex 2000, Un siglo de la perforación en México. Barrena e hidráulica de perforación, Pag.61 34


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Proyecto de grado Figura 2.12 Estado de esfuerzos del subsuelo

Fuente: Petróleos Mexicano (PEMEX)

La presión de confinamiento al afectar a las características elásticas de las formaciones, influye en la velocidad de penetración y la reduce a medida que la presión de confinamiento se incremente. 2.3.4.1.1. Permeabilidad El efecto de la permeabilidad, se debe a la tendencia de aliviar las presiones impuestas en el fondo de pozo gracias al peso la columna del fluido, al permitir que penetre dentro de los poros de formación15. Al estar lleno el agujero de fluido, la parte superior del elemento estará sujeta a una presión hidrostática que depende de la densidad del lodo y la profundidad, en tanto que la parte inferior estará sujeta a la presión de la formación. De esta manera existe una fuerza sobre el recorte que trata de mantenerlo pegado al fondo del pozo.

15

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2.4

Asp ectos generales de la perforación bajo balance

2.4.1 Defini ción de la perforación Bajo balance Perforación Bajo balance, la presión efectiva de circulación en el fondo del pozo, la cual es igual a la presión hidrostática de la columna de fluido mas las pérdidas de fricción en el anular, es menor que la presión de poro de la formación 16. Convencionalmente, los pozos son perforados sobre balance lo cual provee la primera barrera de control sobre el yacimiento. La presión ejercida sobre el yacimiento se origina de tres diferentes mecanismos: a) Presión Hidrostática (pasiva) debido al peso de la columna de fluido y al peso de los cortes de perforación. b) Presión Dinámica (Dinámica) debido a la fricción por la circulación del fluido de perforación dentro del pozo. c) Presión Impuesta (confinada o activa) se origina cuando se ejerce una contrapresión en la cabeza del pozo o simplemente cuando se aísla parcial o totalmente el pozo en superficie creando áreas con presiones diferenciales (por ejemplo mediante cabezas rotativas o gomas sellantes). La perforación bajo balance es definida como la operación de perforación donde la presión hidrostática del fluido es intencionalmente diseñada para ser menor que la presión del yacimiento que está siendo perforado. La presión hidrostática del fluido de perforación puede ser por sí sola menor que la presión de la formación, o puede ser inducida por medio de la inyección de aire, gas natural o Nitrógeno dentro de la fase líquida del fluido de perforación. En cualquiera de los dos casos en que se alcance la condición bajo balance, el resultado es un influjo de fluidos de formación los cuales deben ser circulados desde el fondo del pozo y controlados en superficie. La condición bajo balance en términos prácticos resultará en un flujo desde una o 16

Leading Edge Advantage, Steve Nas, Introducción a la perforación bajo balance. Pagina 5 36


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más zonas hacia el pozo (sin embargo, esto es mas probable que se presente únicamente desde una zona con flujo cruzado), ó, donde el potencial de flujo exista. Figur a 2.13 Condiciones de equilibrio formación – fluido de perforación

Fuente: Empresa de servicios Weatherford

Una menor presión hidrostática evita la aparición del filtrado del lodo (torta de lodo) sobre las paredes del pozo, así como también la invasión de lodo y sólidos dentro de la formación, lo cual ayuda a mejorar la productividad del yacimiento y reduce los problemas de perforación. Al comparar la perforación bajo balance con la perforación convencional, se puede establecer que un influjo de fluidos de formación hacia el pozo debe ser controlado para evitar problemas de control del pozo. En la perforación bajo balance, los fluidos del pozo son llevados a un sistema cerrado en superficie donde se controlan y separan, evitando descontroles en la operación. Con el pozo fluyendo, el sistema de preventores

se mantiene cerrado durante la perforación, en oposición a la

perforación convencional donde los fluidos son devueltos a un sistema abierto con el pozo expuesto a la presión atmosférica.

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Proyecto de grado Figur a 2.14 Sistemas de perforación Perforación Bajobalance

Baja Presión

Perforación Convencional

Alta Presión

Baja Presión

Alta presión

Formación

Formación

El retorno de fluidos de perforación regresa al sistema de circulación cerrado

El retorno de fluidos de perforación regresa al sistema de circulación abierto

Fuente: Empresas de servicios Weatherford

2.4.2 Ventajas de la perforación bajo balance Menor presión – Mayor flujo: La máxima recuperación de petróleo y gas del yacimiento requiere alcanzar estas dos condiciones. Pero en muchas ocasiones la perforación de pozos se realiza en ambientes adversos o requieren de un gran esfuerzo para obtener los hidrocarburos de zonas de presión depletadas. Aquí es donde la tecnología de perforación Bajo-Balance hace la diferencia, eliminando o minimizando los problemas comunes de perforación lo cual proporciona ventajas significantes y beneficios económicos. 2.4.2.1

Disminución en los costos de perforación

2.4.2.1.1 Incremento en la veloci dad de perfor ación La presión en la cara de la formación durante la perforación es ejercida por la suma de las perdidas por fricción en el anular y el peso de la columna hidrostática del lodo. 38


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El incremento en la velocidad de penetración ocurre cuando la presión diferencial entre presión en la cara de la formación y la presión de poro disminuye. En la perforación bajo balance se puede reducir considerablemente el peso de la columna de fluido utilizando fluidos livianos o fluidos aireados (nitrogenado o gasificado), esto también se ve reflejado en unas menores perdidas por fricción en el sistema, debido a que estas están directamente en función de la densidad. En condiciones de bajo balance la velocidad de penetración puede ser incrementada de 2 a 5 veces, pero también esta en función de la buena elección de la barrena. 2.4.2.1.2 Incremento en la vida de útil del trepano En condición de bajo balance elimina el confinamiento impuesto sobre la roca por la presión de la columna hidrostática, disminuyendo el esfuerzo aparente de la roca, y por consiguiente disminuye el trabajo que se debe hacer para perforar la roca. Es razonable que el incremento en la eficiencia de la perforación debe incrementar la cantidad de agujero que se debe perforar antes de alcanzar la vida útil de la roca. La vida de la barrena se incrementa por que el pozo se perfora más rápidamente y la remoción de cortes desde la barrena es mas eficiente (Disminuye el Efecto de sujeción de cortes). 2.4.2.1.3 Reducción de pérdidas de circulación Cuando la presión ejercida por la columna de lodo es mayor que la presión de fractura de la formación se generan pérdidas de fluido hacia la formación (Fracturas naturales o inducidas). Las pérdidas de lodo son muy costosas si se usan sistemas de lodo especiales debido a que el fluido perdido debe ser reemplazado y las pérdidas deben ser mitigadas, comúnmente adicionando material de pérdida de circulación al lodo (LCM). Este problema puede ser efectivamente reducido o eliminado con la técnica de perforación bajo balance, usando fluidos livianos o aireados los cuales permiten obtener una presión hidrostática menor o igual que la presión de formación evitando la invasión de fluidos a la formación. 39


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2.4.2.1.4 Reducción en tiempos de limpieza y prueba de pozo

Después de una perforación convencional los pozos deben ser estimulados con el fin de aumentar su productividad. Los métodos de estimulación incluyen la acidificación, tratamientos surfactantes para remover el daño de formación, fracturamientos hidráulicos son usados para garantizar una adecuada producción en yacimientos con permeabilidades bajas o para reducir el daño en formaciones con permeabilidades altas. Figura 2.15 Beneficios de la perforación bajo balance

Zonas produ ctoras enmascaradas

Daño de formación: no hay producción de todas las zonas

Problemas operativos para llenar a TD: Perdida de circu lación, pegas de tub ería

Identificación de nuevas zonas productoras

Identificación temprana de Zonas productoras

Mejor índice de productivid ad IP

Sin daño: Apor te de toda la formación

Optimización de las operaciones de perforación

Minimiza los problemas relacionados co n perdidas de circulación y pegas deferenciales


Reducir el daño de la formación durante la perforación conlleva a disminuir los costos de estimulación. Una menor presión hidrostática evita la aparición del filtrado del lodo (torta de lodo) sobre las paredes del pozo, así como también la invasión de lodo y sólidos dentro de la formación, lo cual ayuda a mejorar la productividad del yacimiento y reduce los problemas de perforación. Un pozo perforado y completado 40


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de manera bajo balanceada sobrepasará la productividad de un pozo estimulado. Ahorrar los costos de estimulación por fracturamiento hidráulico, a menudo compensa el costo de la perforación bajo balance. Una evaluación mejorada de la formación es proporcionada por la capacidad para probar el pozo mientras se perfora, y de dirigir el pozo hacia las zonas de mayor productividad del yacimiento. La intersección de fracturas es posible ya que se reconoce una fractura mayor por un aumento en la productividad del pozo.

2.4.2.1.5 Producción temprana La producción de hidrocarburos puede empezar tan pronto como la zona productiva es penetrada, con un equipo de superficie adecuado, es posible recolectar el crudo mientras se perfora. 2.4.2.2

Eliminación de los problemas de perfor ación

2.4.2.2.1 Aprisio namiento por presión diferencial En operaciones de perforación convencional existe una presión positiva (sobrebalance) entre la presión hidrostática por la columna de lodo en la cara de la formación y la presión de poro de la formación expuesta. Esta presión positiva hace que se forme sobre la pared de la cara de pozo una torta de lodo generada por los sólidos depositados cuando desde el lodo de perforación fluye líquido hacia las zonas permeables de la formación. El espesor de la torta de lodo depende de un número de factores que incluyen el volumen de líquido perdido hacia la formación y el contenido de sólidos en el lodo. Aunque se puede limitar el espesor de la torta de lodo mediante el control de la composición del fluido y sus propiedades, esta siempre se formara cuando tengamos presente una formación permeable y una condición de sobre-balance. Como la permeabilidad de la torta de lodo es mas baja que la permeabilidad de la formación en la cual se ha formado, esto crea una diferencial de presión entre la 41


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formación y la cara del pozo. Si la tubería se incrusta en la torta, la presión diferencial a través de la torta puede imponer una fuerza sobre la sarta empujándola sobre la pared de la cara del pozo. Esta fuerza se incrementara a medida que aumenta el área de contacto (longitud del intervalo permeable) y/o el espesor de la torta. Figur a 2.16 Aprisionamiento por presión diferencial

Presión Diferencial


No ocurren pegas diferenciales de tubería cuando se perfora en condición de bajo balance, ya que no se forma la torta de lodo en la pared y no hay sobre presión para empujar la tubería contra la pared del pozo. 2.4.2.2.2 Incidentes de control de pozo Las pérdidas de circulación inducidas por el uso de fluidos pesados no solo tienen un impacto en los costos sino que también pueden llegar a ser peligrosas cuando se pierde el control hidrostático sobre la presión de formación y fluidos de la formación ingresan en el pozo creando un amago de reventón. Durante una operación de perforación bajo-balance no se espera que se presenten eventos de descontrol de pozo generados por perdida de circulación. Además el influjo de fluidos de la formación hacia el pozo es una condición esperada y diseñada, y se cuenta en superficie con el equipo adecuado para el manejo seguro de estos influjos.

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2.4.2.2.3 Reducción del daño a la formación

La productividad de un pozo frecuentemente se disminuye por una reducción en la permeabilidad del yacimiento causada por la invasión de líquidos y sólidos del lodo durante la etapa de perforación. Esta disminución en permeabilidad se conoce como daño de formación. Durante la perforación el daño de formación puede ocurrir por varios mecanismos:

• Formación de escamas o emulsiones por la interacción entre el filtrado del lodo con los fluidos del yacimiento o partículas de arcilla en la formación.

• Absorción de aditivos del lodo de perforación generando reducción en la permeabilidad o alteración de la mojabilidad del yacimiento. • Migración de finos hacia la formación particularmente en condiciones de alto grado de sobre balance. Todos estos mecanismos involucran la invasión del lodo de perforación, filtrado o sólidos dentro de la formación. En muchas aplicaciones la perforación bajo-balance puede disminuir el daño de formación ya que la fuerza física que promueve la invasión de sólidos o líquidos desde el lodo hacia la formación es eliminada. Esto no quiere decir que el daño de formación causado por el fluido de perforación sea completamente eliminado, en algunas circunstancias diferencias químicas entre el lodo de perforación y los fluidos del yacimiento pueden causar que el filtrado entre en la formación aun en contra del gradiente de presión (Imbibición espontánea). Durante la perforación bajo-balance o el completamiento se pueden presentar condiciones de sobre-balance que pueden ser intencionales como por ejemplo: matar el pozo para viajar, toma de registro de desviación o para registros eléctricos, etc. Por esta razón el fluido de perforación seleccionado para una operación Bajobalance debe ser compatible con la formación productora, de esta manera se reduce el impacto sobre el daño de formación cuando se presenta alguna situación de sobre-balance.

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2.4.2.2.4 Evaluaci ón Temprana Del Yacimiento

La técnica de perforación bajo-balance puede mejorar la detección de zonas productoras de hidrocarburos que cuando son perforadas con métodos convencionales pueden ser enmascaras. Cuando un pozo es perforado en condición Bajo-balance, al penetrar una zona productora, con adecuada permeabilidad, resultara en un influjo de fluidos desde la formación hacia el fluido de perforación. La perforación bajo-balance usando sistemas cerrados de control, soportados con sistemas de adquisición de datos, permite adquirir información en tiempo real tanto de las formaciones perforadas como de los fluidos encontrados, estos fluidos pueden ser evaluados en superficie de manera cualitativa y cuantitativa. Mientras se perfora se pueden monitorear cambios en las condiciones de flujo en superficie tales como aumento en los niveles de tanques, o llama en el quemador de gas o cambios en la presión de flujo. Además estos pueden ser separados y medidos con precisión y realizar en ellos análisis químicos y físicos. El uso de herramientas de registro de condiciones de fondo combinado con los análisis en superficie permite realizar una caracterización temprana de las condiciones del yacimiento. Procesos de Análisis como PIWDSM (Índice de productividad mientras se perfora) están diseñados para caracterizar la producción de un reservorio a partir de datos adquiridos durante la operación bajo-balance, permitiendo mejorar la toma proactiva de decisiones en el momento de la perforación.

2.4.2.2.5 Reducción De Los Efectos Am bientales Puede haber beneficios ambientales asociados con la operación de perforación bajo balance adecuadamente manejadas. Estos beneficios dependen de una adecuada aplicación de la técnica. Cuando se perfora con fluidos secos o gaseosos, no hay fluidos de perforación potencialmente perjudiciales que tengan que ser dispuestos después de que la perforación es terminada. Los químicos usados en la técnica de

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perforación con Niebla y Espuma son surfactantes biodegradables que no causan efectos significativos al medio ambiente. 2.4.3 Desventajas de la perforación bajo balance 2.4.3.1

Inestabi lid ad del pozo

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

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2.4.3.2

Influjos de agua

La presencia de influjos de agua puede impedir la perforación bajo balance por varias razones. El influjo de agua en un yacimiento depletado puede causar problemas graves en un pozo perforado bajo balance. Si el gasto es suficientemente alto el pozo se puede matar como resultado del este influjo. La perforación con solo aire o gas, el agua de formación puede humedecer los recortes de perforación en el fondo del agujero, causando que se adhieran unos a otros y se acumulen especialmente en la parte superior de los “portamechas” donde el diámetro de la tubería se reduce y la velocidad anular disminuye repentinamente, esta acumulación de cortes forma lo que se conoce como anillos de lodo, los cuales pueden llegar a ser de tal magnitud que pueden ocasionar aprisionamiento de la sarta de perforación. Paradójicamente la adición de agua al fluido en circulación puede controlar la formación de anillos de lodo, saturando los cortes y previniendo que se adhieran unos a otros. Normalmente se cambia de la técnica de perforación con aire a perforación con neblina cuando se detectan influjos de agua. Si la producción de agua es muy grande, el volumen de almacenamiento en superficie puede llegar a ser insuficiente y se pueden crear sobre costos para el tratamiento o disposición final de estos volúmenes. 2.4.3.3

Corrosión

En perforación bajo-balance la corrosión es producida por la degradación del hierro al realizarse una reacción química con el agua y oxigeno o con gases corrosivos presentes en la formación tales como el Ácido Sulfhídrico H2S y Dióxido de Carbono CO2. El Hierro degradado es convertido en hidróxido de hierro que es comúnmente denominado oxido, que se reconoce por ser flojo, escamoso y de color rojizo. Hay varios factores que alteran la rapidez con que la corrosión se presenta, tales como lo temperatura, la presión, el PH, la salinidad y el contenido de H2S y CO2. En las operaciones bajo-balance se utiliza un anillo de corrosión en la sarta de 46


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perforación que sirve de testigo para identificar la severidad con que la corrosión se esta presentando en el sistema y determinar el método mas adecuado para controlarla. Para prevenir la corrosión se usan secuestradores de oxigeno e inhibidores cuya función es evitar que ocurra la reacción química causante de la corrosión generando una película en la superficie de la tubería. 2.4.3.4

Explosion es en fondo

No es muy común que ocurran fuego o explosiones en fondo, pero sus consecuencias pueden ser tan graves como la destrucción de la barrena o de parte de la tubería. Estas explosiones pueden ocurrir cuando se perfora con aire. Para que ocurra una explosión, la composición de la mezcla de hidrocarburo y aire tiene que estar en el rango de explosividad y debe haber una fuente de ignición como por ejemplo un anillo de lodo o una chispa. Los anillos de lodo pueden llegar a sellar el anular de tal manera que se genera un incremento de presión de la mezcla aire-hidrocarburo, hasta que ocurre una ignición espontánea como ocurre en un motor Diesel. Las chispas pueden también ser generadas por la fricción de la sarta con minerales duros en la cara de la formación. Estudios importantes han sido realizados con respecto a la definición de los limites explosivos de gas metano, gases con contenido de H2S y contenido de oxigeno en el nitrógeno generado por membrana. Las explosiones en el fondo pueden ser evitadas usando fluidos de perforación no inflamables. 2.4.3.5

Vibracion es de la sarta y ensamble de fond o

La vibración de la sarta de perforación ha sido un problema crítico en operaciones de perforación de pozos bajo balance, ya que hay menos cantidad de líquido en el pozo para amortiguar el efecto de vibración. El impacto en la sensibilidad de las herramientas de fondo puede ser más severo, reduciendo la vida útil de las mismas. 47


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El efecto de la vibración por la falta de líquido es especialmente severo en las conexiones de la tubería de perforación, sobre todo en el ensamble de fondo. El punto crítico es la inter fase entre la tubería de perforación y los collares de perforación. Para ayudar a reducir estas vibraciones se debe diseñar la sarta para que el punto neutro este por debajo de las combinaciones (crossover) de la tubería de perforación y los collares de perforación. El punto neutro se denomina a la región de la sarta en la cual se cambia de esfuerzo axial de tensión a esfuerzo de compresión.

2.4.3.6

Equipo de perforación direccion al

Pozos que requieren que el control direccional y la desviación sean monitoreadas frecuentemente, no pueden ser perforados con fluidos aireados si se quieren utilizar herramientas de telemetría por pulso de lodo MWD. Los pulsos de presión generados para transmitir la señal no se propagan adecuadamente hasta la superficie en fluidos compresibles. Herramientas electromagnéticas EMWD han sido desarrolladas para solucionar este inconveniente. Los motores de fondo están diseñados para funcionar con fluidos incompresibles, cuando estos motores son usados con fluidos aireados, su vida útil y su desempeño se ven afectados. La energía almacenada en un fluido compresible puede por ejemplo sobre-acelerar el motor dañando el rotor o disminuyendo su vida útil. 2.4.3.7

Factor es Económicos

Cuando un pozo es técnicamente viable para ser perforado bajo-balance no significa que también lo sea desde el punto de vista económico. Los costos de la perforación bajo balance varían mucho dependiendo del yacimiento y la sofisticación requerida en el equipo de separación de superficie, en el equipo de inyección del fluido gaseoso y en el sistema de adquisición de datos. Los fluidos del yacimiento dictaminan el equipo de separación requerido, y la presión del yacimiento dicta la

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necesidad de un equipo de control de presión además de la necesidad de inyección de gas. Hay factores que influyen en la viabilidad económica de un proyecto bajo-balance tales como: presencia de zonas con grandes influjos de agua, altas velocidades de penetración o alta productividad lograda con perforación convencional y la logística del área. Si en áreas en la cuales se perfora convencionalmente, las velocidades de penetración son altas, no se lograra un beneficio económico significativo desde el punto de vista de incremento de velocidad de penetración con la aplicación de la técnica de perforación bajo-balance. Lo mismo ocurre cuando se perforan intervalos muy cortos de formación. Este mismo efecto puede ocurrir cuando se perforan yacimientos que tienen un alto índice de productividad aun perforada convencionalmente. En formaciones donde la permeabilidad es muy baja y en las cuales después de perforar bajo-balance aun es necesario hacer un fracturamiento hidráulico tampoco podría ser económico aplicar esta técnica. En áreas de difícil acceso puede ser anti económico perforar bajo-balance por el costo de movilización de equipos y materiales tales como compresores, unidades de nitrógeno, separadores, etc. Un proyecto de perforación bajo balanceada es justificable en la medida que disminuya los costos finales de perforación y los costos de estimulación, con un incremento en la productividad. 2.4.4 Consideraciones especiales

La perforación bajo-balance tiene riesgos y peligros adicionales a los encontrados en la perforación convencional, ya que crudo, agua y gas de la formación son producidos durante el proceso. Para asegurar que todos los problemas que tienen que ver con la seguridad y el éxito del proyecto, los siguientes puntos de deben ser cubiertos con el personal involucrado

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• Una revisión técnica detallada del yacimiento y de las facilidades de perforación propuestas. • Debe diseñarse un sistema adecuado para control de la presión y el manejo apropiado de los fluidos producidos en superficie además del personal debidamente entrenado en este tipo de operaciones. • El diseño de un programa adecuado de circulación e hidráulica del pozo, que garantice la limpieza adecuada del agujero, la estabilidad de las paredes y mitigue el daño de formación. • Se deben revisar los procedimientos operativos y las limitantes del yacimiento; las facilidades (máximas presiones de operación, máximos caudales de flujo, quema de gas, almacenamiento de fluidos, etc.).

• Definir detalladamente los planes de contingencia y respuesta a emergencias. Se debe elaborar un análisis detallado de los riesgos (HAZOP), cubriendo todos los escenarios y problemas operacionales posibles incluyendo: Alta velocidad en el fluido de retorno, erosión en el equipo de superficie, corrosión y explosiones en el agujero, fluidos inflamables de producción en superficie, presencia de H2S o CO2, problemas de estabilidad de agujero. 2.4.5 Contro l de pozo En perforación convencional la presión hidrostática creada por la columna de lodo proporciona el medio de control primario para prevenir la entrada de fluidos de formación hacia el pozo. En operaciones Bajo-balance esta barrera es intencionalmente reducida o removida y es reemplazada por un control dinámico de presión y flujo en superficie, permitiendo el ingreso de fluidos hacia el pozo. Por consiguiente un incidente de amago de pozo estaría definido por las siguientes situaciones:

• El encuentro de una mayor presión de formación que la tomada como base en la etapa de diseño. • Mayores caudales de flujo que los tomados como base en la etapa de diseño.

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• Perdida de control en el estrangulador conduciendo a mayores presiones o caudales de flujo de los esperados. • En términos generales un evento de control de pozo puede darse en cualquier momento que la presión o los caudales de flujo superen el rango operativo definido en la planeación del pozo. 2.4.6 Clasificación de la perforación bajo balance según el objetivo 2.4.6.1

Perforación de Yacimiento (UB Reservoir Drilling)

El objetivo es perforar con presiones de circulación en fondo de pozo, intencionalmente diseñadas y mantenidas por debajo de la presión de poro de la formación con el fin de inducir el flujo de fluidos. El Objetivo primario es mejorar las estrategias de explotación de Activos y la encomia del pozo mediante la reducción del daño a la formación inducido por la perforación y caracterizando la formación. 2.4.6.2

Optimización de la Perforación (Performance Drilling)

Su objetivo es aplicar sistemas de fluidos gasificados, neblinas o espumas para perforar con presiones anulares sub-hidrostáticas con el fin de incrementar la velocidad de optimizar la economía de perforación. 2.4.6.3

Perforación con Flujo Contro lado (MPD)

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

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

Categorías d e MPD

• Reactiva – La técnica es una forma pasiva de control de pozo (Well Control), enfocada a la reacción eficiente a las sorpresas presentadas en el agujero. • Proactiva – La técnica se usa es su máxima efectividad para mitigar un amplio rango de peligros en perforación. Los programas de Fluidos y Revestimientos están diseñados para perforar con la capacidad de ajustar la presión de fondo (BHP) con mínimas interrupciones en superficie. (Grandes beneficios en programas Costa Afuera). 2.4.6.3.1 Capa de Lodo Presurizada (Mud Cap) Esta técnica se aplica en pozos con zonas de perdidas total de circulación y esta enfocada a reducir el tiempo no productivo (NPT) en perforación de zonas altamente depletadas. La perforación con capa de lodo permite continuar la perforación sin incurrir en altos costos de lodo asociado con la perdida, reduciendo además el riesgo de incidentes de descontrol de pozo. Con esta técnica, las perdidas masivas de fluido se transforman en un punto positivo para reducir los costos de lodo, permitir mejor control de pozo, menores tiempos no productivos y aumentar la velocidad de perforación. El procedimiento consiste en sobre balancear el pozo en zonas de perdida y bajo balancearlo en el yacimiento. Esto permite al pozo fluir desde el yacimiento dentro de la zona de perdida.

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2.4.7 Clasificación IADC

La asociación internacional de contratistas de perforación en su búsqueda hacia la estandarización de las normas y/o procedimientos de las operaciones de perforación, ha conseguido la certificación y clasificación de los sistemas de perforación bajo balance17. 2.4.7.1

Clasificación por el riesgo Tabla 2.1 Clasificación por el tipo de riesgo de la perforación bajo balance

Nivel

Observaciones

5

La presión máxima proyectada en superficie excede la máxima presión de operación de los equipos de bajo balance, pero es menor que la presión de operación del conjunto de preventores. Tiene una falla catastrófica.

4

No hay producción de hidrocarburos. La máxima presión de cierre es menor que la presión de operación de los equipos de bajo balance. Tiene una falla catastrófica

3

No hay producción de hidrocarburo – Geotermia. La máxima presión de cierre es menor que la presión de operación de los equipos de bajo balance. Tiene una falla catastrófica y sus consecuencias son inmediatas

2

Pozo incapaz de fluir naturalmente hacia superficie, pero que permite utilizar los métodos convencionales de matar el pozo. Tiene consecuencias limitadas en caso de una falla catastrófica del equipo

1

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

0

Pozos perforados para optimización de los tiempos de perforación en zonas que no contienen hidrocarburos. Fuente: Empresa de servicios Weatherford

17

Weatherford Internacional Inc 2005, Principio de perforación bajo balance y su aplicación en campos geotérmicos. Pagina. 33 53


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2.4.7.2

Clasificación por el tipo de aplicació n

Clase A – Perforación en balance o cerca al balance: En esta técnica la presión hidrostática ejercida por la columna de fluido en la cara de la formación esta en balance o levemente por encima de la presión de formación, por lo tanto no se induce el influjo de fluidos de formación dentro del pozo. Esto puede ser logrado con fluidos líquidos de baja densidad o con fluidos gasificados18. Clase B – Bajo Balance: Se utiliza cuando las condiciones de presión y fluidos en el yacimiento son bien conocidas, y los riesgos pueden ser predecidos. La columna de lodo que ejerce el control primario en perforación convencional es reemplazada por una columna de fluido cuya presión en la cara de la formación será inferior a la presión de poro de la formación y el control se realizara en superficie mediante el manejo de la presión anular y flujo de retorno. 2.4.7.3

Clasificación por el tipo de flui do Tabla 2.2 Clasificación de la perforación bajo balance por el tipo de fluido

Nivel

Sistema de

Gravedad

Peso equiv alente de lodo

fluido

Especifica

(ppg)

1

Gas

0.00 - 0.02

0.0 - 0.2

2

Niebla

0.02 - 0.07

0.2 - 0.6

3

Espuma

0.07 - 0.6

0.6 - 5.0

4

Liquido Gasificado

0.55 - 0.9

4.5 - 7.5

5

Liquido

>> 0.7

>> 6.0


18

Weatherford Internacional Inc 2005, Principio de perforación bajo balance y su aplicación en campos geotérmicos. Pagina. 33 54


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2.5

Sistema de flui dos de perforación

La correcta selección del sistema de fluido es la clave para un resultado exitoso en una operación de perforación bajo balance. Por esta razón examinaremos con más detenimiento los sistemas de fluidos utilizados en la perforación bajo balance. Figura 2.17 Sistemas de fluidos bajo balance (modificado según Hutchinson y Anderson).


2.5.1 Sistemas de flui dos aireados o gasifi cados (dos fases) Un Fluido de perforación compresible es básicamente una técnica de perforación en la cual los sistemas más comunes de fluidos de circulación, agua, lodo o diesel, son inyectados o reemplazados por gases altamente compresibles. Estos gases realizan las mismas funciones del fluido de perforación, para lubricar la broca y limpiar el fondo del pozo 19. La aplicabilidad de los sistemas de fluidos compresibles está limitada a las condiciones de litología, presión de poro de la formación y donde se logren ahorros en tiempo del trepano y dinero, a pesar de la necesidad de equipo adicional para aplicar la tecnología bajo balance. La perforación con fluidos compresibles incluye: 19



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Figura 2.18 Sistema de fluidos compresibles Aire o Gas

Niebla

99% – 100%

96% - 99%

Fluidos Aireados

<55%

Espuma

55% - 99%


• aire • gas seco • niebla • espuma estable/pesada • lodo gasificado.

Figura 2.19 Diagrama de Lorenz, densidades equivalentes (gr/cc) 0.01 – 0.10

0.10 – 0.25

AIRE O GAS

NIEBLA

0.25 – 0.41

0.41 – 0.60

0.41 – 0.83

> 0.85

ESPUMA CON GAS

ESPUMA ESTABLE

FLUIDO AIREADO

LIQUIDO


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2.5.1.1

Perfo ración con Aire – Gas seco

Son básicamente sistemas de gas. La perforación con aire o polvo el medio de circulación consta únicamente de aire, mantiene la presión de fondo más baja posible. Además, esta técnica sólo puede ser usada en formaciones secas o el influjo de agua es suficientemente pequeño para ser absorbido por la corriente anular de aire y recortes. La perforación con aire es más aplicable en formaciones duras, fuertes y competentes, y en ambientes donde suele producirse la pérdida de circulación y velocidades de penetración demasiado bajas20. Otra opción es la utilización de gas natural si el mismo esta disponible, se ha probado ser una buena alternativa para operaciones de perforación. Si se está perforando bajo balance un yacimiento de gas, se puede utilizar un pozo productor cercano ó el gasoducto de producción para obtener suficiente gas natural, necesario a una adecuada presión para la operación de perforación bajo balance. Esto evita la inyección de aire-oxígeno dentro del pozo es un sistema económico de perforación. Características de la perforación con aire-gas:

• Tasas de Penetración altas. • Aumenta la vida útil de la broca. • Aumenta el rendimiento de la broca. • Buenos trabajos de cementación. Pozo en calibre. • Alta productividad del yacimiento. • No puede manejar grandes influjos de agua. • Pueden presentarse baches de aire-agua. • Pueden producirse anillos de lodo en la tubería si hay influjo de agua. • La buena limpieza del pozo depende de la velocidad en el anular.

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2.5.1.1.1 Lim pieza del pozo

Perforación con aire, la función principal de la circulación de aire es levantar lo recortes generados en el fondo de pozo hacia la superficie y fuera del pozo. Si el flujo de aire no es adecuado para hacer esto, hay un peligro real de que sondeo de perforación quede atrapado por los recortes que regresen al fondo del pozo de nuevo y todo el ensamble de fondo de pozo (BHA) quede empacado cuando la circulación se paralice (por ejemplo, para hacer una conexión).

¿Cómo funciona el aire para levantar los recortes del agujero? El flujo de aire ejerce una fuerza de arrastre en cada recorte, opuesto a la fuerza de gravedad. Si la fuerza de arrastre es más grande que la fuerza gravitacional, el recorte se desplazará hasta superficie. Por el contrario, si la fuerza de arrastre es demasiado pequeña, el recorte caerá hacia el fondo. Intuitivamente, es claro que la fuerza de arrastre como el aumento de caudal de aire de la sala de despiece últimos aumentos. La fuerza gravitatoria en el recorte no será influenciada por el caudal de aire. Por lo tanto no debería, ser algún sostén al caudal de aire al cual los recortes empiecen a mover hasta superficie. Como el caudal aumenta, el ritmo de levantamiento para los recortes debe aumentar. También es intuitivamente evidente que la velocidad del aire necesario para levantar el recorte aumentará a medida que el tamaño del recorte aumenta21. El proceso de transporte de recortes se complica por la compresibilidad del aire. Como el caudal de aire fluye hacia arriba del anular, la caída de presión por fricción aumenta la presión del aire abajo en el pozo. Lo mismo ocurre con el volumen de aire y recortes en el anular, y la densidad del aire aumenta en proporción directa a su presión. En consecuencia, la velocidad del aire disminuye con el incremento en la profundidad, siempre que la geometría anular sigue siendo la misma. La fuerza de

21

Gas Research Institute, Underbalanced Drilling, Capitulo 2, pagina 2-2. 58


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arrastre sobre los recortes se incrementa con el aumento de la presión del aire y disminuye con la disminución de la velocidad del aire. La temperatura del aire también influye en la densidad y la temperatura también cambiara a medida que el aire fluya alrededor del pozo. A altas ritmo de flujo de aire, los recortes se mueven más o menos a la misma velocidad que el aire y son levantados eficientemente fuera del pozo. Bajo estas circunstancias, la presión del aire en el fondo de pozo es en gran parte controlada por la perdida de presión por fricción hacia el espacio anular. Si el caudal disminuye, las perdidas de presión por fricción caerán e inicialmente la presión en el fondo de pozo también disminuirá. Como el caudal de aire se disminuyó, la eficiencia en la eliminación de los recortes disminuye. Esto provoca que el volumen de los recortes en el anular se incremente. En algún momento, el aumento en la presión de aire debido a la acumulación de los recortes, con la caída del caudal de aire, sobrepase la disminución de la caída de la presión de fricción, y la presión real del aire del pozo se incremente con la disminución de caudal de aire. Entonces la presión se incrementa rápidamente de la misma manera que el caudal de flujo se reduce hasta que el caudal de aire no sea capaz de mantener los recortes. Este fenómeno es a veces denominado "estrangulamiento”22. La velocidad de estrangulamiento se define como la velocidad por debajo de la cual los recortes no son suspendidos por el flujo del aire, la velocidad optima incrementada con el incremento de los diámetros de los recortes y la velocidad de penetración. Una manera alternativa de expresar esto es que la caída de presión mínima del anular se incremente con el incremento del tamaño de los recortes y la velocidad de penetración. Curiosamente, este fue el diámetro de algunos de los mas grandes porcentajes de recortes que parecían controlar la llamado velocidad optima de aire, como un opuesto al diámetro promedio de los recortes.

22

Zenz, F.A. and Othmer, D.F.: Fluidization and Fluid-Particle Systems, Reinhold Publishing Corp., (1960) 59


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2.5.1.1.1.1

Factores que afectan la limp ieza y transp orte del pozo

2.5.1.1.1.1.1 La geometría anular La geometría anular de un pozo influye en el transporte del los recortes. La parte mas pequeña de la sarta de perforación (BHA), casi siempre tiene componentes de mayor diámetro (porta mechas de taladro) que la tubería de perforación. Por lo tanto, la velocidad del aire disminuye significativamente cuando este fluye por la parte superior de los portamechas, esta es la región más exigente para el transporte de los recortes. Es aquí que las cortes se acumulan en primer lugar, si el caudal no es suficiente para eliminar todos los recortes del pozo. Debido a que la velocidad del aire es proporcional al cuadrado del diámetro del pozo, incluso incrementos modestos en el diámetro del pozo (derrumbe) pueden reducir la velocidad del aire lo suficiente como para degradar la eficiencia del transporte de los recortes. 2.5.1.1.1.1.2 Entradas de gas Importantes flujos de gas también puede afectar a la eficiencia en el transporte de recortes, si se producen por encima de la sarta de perforación (BHA). Esa afluencia aumenta el caudal desde el punto de influjo a la superficie, causando la caída de presión anular y la presión del aire por debajo de la afluencia en aumento. El aumento de la presión del aire reduce la velocidad del aire más abajo y así los recortes no son levantados eficientemente en la región por debajo de los influjos. Debe quedar claro que el transporte de los recortes y la presión de circulación del aire están estrechamente vinculados. Ambos deben ser considerados en cualquier modelo de circulación de aire.

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2.5.1.1.1.1.3 Fuerza de arrastre y la velocidad terminal

En principio, es posible modelar el proceso de eliminación de recortes en la informática por la fuerza de arrastre sobre los recortes. Esto es probablemente mejor hecho por la consideración el arreglo terminal o velocidad libre de los recortes (V t). Esta es la máxima velocidad que se alcanza por la caída libre de partículas en una infinita cantidad de fluido en cuestión. En un pozo vertical, si la velocidad del aire hacia arriba es Vf , la velocidad de los recortes, V c, serán los siguientes:

Vc = V f − V t

2.1

Cuanto mayor sea la velocidad terminal de recortes, mayor es la velocidad del aire que se requiere para el transporte de los recortes. Varios autores han predicho que el régimen de flujo volumétricos mínimos de aire en la base que la velocidad de aire en fondo del pozo debería ser al menos igual a la velocidad terminal de los recortes.

El conocimiento de las cortes a la velocidad terminal, es por lo tanto para los modelos basados en el transporte de los recortes, durante la perforación con aires. El siguiente modelo se basa en un estudio experimental realizado por Gray, 1958, para una partícula esférica dc, y una densidad

c, cayendo a través líquido de

densidad f , la velocidad terminal esta dada por:

V t

=

4 gd

ρ c −

ρ

f

c

2.2

3 C d ρ f

Donde: g = Aceleración gravitacional (32.17 pies/s ). dc = Diámetro de la partícula (pies). Cd = Coeficiente de arrastre.

ρc = Densidad de los recortes (lbm/pie3). ρf = Densidad de los fluidos (lbm/pie3).

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El coeficiente de arrastre, en general es una función del número de Reynolds, que es a su vez determinada por la velocidad relativa de las recorte a través del fluido en la cual se está moviendo. Sin embargo, Gray descubrió que el coeficiente de arrastre puede seguramente ser considerada como una constante, independiente de la velocidad, si el flujo de aire alrededor del recorte es turbulento. Este

será

normalmente el caso en la perforación con aire. Por otra parte, el coeficiente de arrastre se encontró influenciado por la forma de partículas. 2.5.1.1.1.1.4 Presión de fricción La presión en fondo del pozo es incrementado por la caída de presión de fricción como los flujos de aire cargados de recortes hasta el anular y fuera del equipo de superficie, y por la masa de aire y recortes en el anular. Una nueva caída de presión se produce si los recortes se han acelerado. Por lo general es suficiente para suponer que los recortes han alcanzado a una velocidad constante y el término de aceleración puede ser despreciado. 2.5.1.1.1.1.5 Régimen de inyección de aire requerido Debe quedar claro de cuando se refiere a la velocidad del aire en el fondo del pozo al régimen inyección en superficie no es trivial. La predicción del régimen de inyección de aire en superficie es necesaria para la eliminación eficiente de las recortes. Se requieren conocimientos de los recortes de forma y tamaño. Esto es rara vez disponible. También exigen el conocimiento de la geometría agujero. La velocidad anular se reducirá notablemente, y con ello el transporte eficiente de los recortes, frente a cualquier derrumbe (secciones del agujero de diámetro ensanchado). Una alternativa análisis de recortes de transporte constituye la base de lo que es probablemente el método más utilizado para predecir el caudal de inyección de aire necesario. Este fue presentado por Ángel, Ángel 1.957,

asume que, para el 62


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transporte eficiente de los recortes del pozo, la energía cinética del aire (o gas) el golpe de cada recorte debe ser el mismo como es dado en el transporte eficiente de los recortes a presiones y temperatura estándar, es decir:

1 1 2 2 ρ min v min = ρ stp v stp 2 2 Donde:

ρmin =

Densidad del aire (o gas) mínimo necesario del pozo para el flujo de 3

inyección (lbm/pie ) vmin = Velocidad del aire (o gas) en el fondo del pozo (pies/min)

ρstp = Densidad del aire en el nivel de presión y temperatura estándar (lbm/pie3) vstp =

Velocidad mínimo del aire para el transporte eficiente de las cortes, a presión y temperatura standar (pies / min)

Por otro lado, esto se puede expresar como: v min

= v stp

ρ stp ρ min

2.5.1.1.2 Limi taciones de la perfor ación con aire Las tres principales limitaciones de la perforación con aire seco son las corrientes de agua, los incendios del pozo, y la inestabilidad. 2.5.1.1.2.1

Influjos de agua

El flujo de agua en un pozo perforado con aire seco puede causar problemas que son suficientemente significativas para impedir la perforación de aire seco. La perforación con aire (polvo) produce recortes muy pequeños, no tolera el agua, y al encontrar formaciones húmedas, puede causar una acumulación comúnmente 63


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llamada “anillo de lodo”. Cuando esto ocurre, la acumulación de recortes pegajosos en el espacio anular continúa, lo cual termina restringiendo el flujo de aire23. Esto puede causar la pega de la tubería o un incendio en el fondo (combustión). El riesgo de erosión del pozo hace que la perforación con aire (polvo) no sea adecuada para las formaciones no consolidadas, frágiles o de alto buzamiento. La respuesta usual a una afluencia de agua es cambiar de aire seco a la niebla o espuma. Esto puede levantar el afluente de agua, derrumbamiento (baches) o sin anillo de la formación de barro. El agua todavía tiene que ser manejado en la superficie y eliminar de una manera aceptable. El costo de este puede compensar la reducción en los costos de perforación para la perforación bajo balanceada. 2.5.1.1.2.2

Los incendios del pozo

El riesgo de incendios y explosiones en el fondo del pozo es un fuerte motivo de preocupación durante la perforación con aire. Durante la perforación con aire, los incendios de fondo pueden ocurrir cuando una mezcla combustible de gas o aceite encuentra una temperatura y presión suficiente para causar la ignición. Las presiones anulares aumentan cuando se forma un anillo de lodo, y cualesquier chispas o temperaturas elevadas en el fondo del pozo pueden causar la ignición. Una concentración de 5 – 15 %

del gas natural es combustible a la presión

atmosférica. El límite superior se extiende con una presión cada vez mayor, llegando a treinta por ciento cuando la presión es de 300 psi. Una vez que se obstaculiza el flujo, la presión del aire rápidamente sube a la presión límite de entrega del compresor. Esto aumenta la temperatura del gas por debajo del anillo de barro. Desde que el flujo de aire se ha obstruido, incluso los bajo caudales de flujo de hidrocarburos pueden conducir rápidamente a las mezclas combustibles. Una vez que la mezcla de gases se encuentra en el régimen de combustible, la 23

Angel, R.R.: “Volume Requirements for Air and Gas Drilling,” Pet. Trans., AIME, (1957) 210, 325-330; also Volume Requirements for Air and Gas Drilling, Gulf Publishing Co., Houston, TX (1958). 64


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compresión de sí mismo a menudo puede encender la mezcla. Chispas, a partir de la tubería de perforación roce contra la pared del pozo, en particular, cuando penetraron en la roca es fuerte y tiene un alto contenido de cuarzo, puedan causar la ignición de la mezcla de gases. Figura 2.20 Rango de inflamabilidad, presión vs concentración de la mezcla

i s n ó i s e r P

Fuente: Gas Research Institute, Underbalanced Drilling

Evidente la forma de evitar un incendio del pozo para prevenir la formación de una mezcla de combustible y eliminar la fuente de ignición. Cambio de la circulación media, desde el aire a gas natural o un gas inerte, a prevenir la formación de una mezcla combustible. Esto puede no ser económicamente ni logísticamente viable. Impedir la formación de anillos de lodos en el pozo es evitar eficazmente los incendios. Probablemente el método más común utilizado para evitar un incendio cuando el gas natural es conveniente utilizar en lugar de aire, niebla seca 2.5.1.1.2.3


Perforación con aire, normalmente, lleva al pozo a presiones más bajas que cualquier método de perforación. Estas bajas presiones de pozo pueden causar inestabilidad inducida, especialmente en la debilidad de las formaciones.

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La inestabilidad del pozo, durante la perforación con aire, es especialmente problemático cuando grandes fragmentos de roca se rompen o se desprenden de la pared del pozo. En la mayoría de los casos, el derrumbe de fragmentos de roca es mucho más mayor que los recortes perforados. Fragmentos, tan grande como 1.5 pulgadas de diámetro, puede venir sobre la zaranda en un lodo de pozo perforado. Figur a 2.21 Velocidad terminal en función de tamaño de la partícula a las condiciones normales (asumiendo un arrastre coeficiente de 0.85).


La figura anterior muestra cómo la velocidad terminal (en condiciones normales, calculadas) aumenta con el aumento de tamaño de las partículas. Velocidades terminales de estos grandes fragmentos de roca puede ser muy superior a 3000 pies por minuto de la velocidad anular utilizadas en las predicciones de Angels recomienda en los caudales de flujo de aire. Los fragmentos derrrumbables de la roca no se levantarán por las tasas de circulación utilizados normalmente en la perforación con aire. Los fragmentos que son demasiado grandes para ser acarreados permanecerá

del pozo

hasta que sean molidos por la acción del trepano en partículas

suficientemente pequeñas para ser levantados por la circulación del aire. Si el ritmo 66


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de derrumbamiento es superior al ritmo de rompimiento o rotación de los fragmentos que los estos son triturados arriba del fondo del pozo, los fragmentos se acumularan y con el tiempo se pegaran a la sarta Este proceso es acelerado por el aumento de la concentración de fragmentos de roca en el aire que fluye arriba del anular. El consiguiente aumento de la presión del aire reduce la velocidad anular y progresivamente conduce a una limpieza más pobre del pozo de modo que incluso partículas más pequeñas de roca no se puede remover del pozo. El derrumbamiento de la pared del agujero también aumenta el diámetro del pozo. Esto reduce la velocidad anular y degrada aún más la limpieza del pozo. El tiempo sobre el anular se empaque con bastantes partículas de rocas para pegarse a la sarta de perforación, depende de la velocidad a la que la formación se derrumba, el tamaño que los fragmentos se han derrumbado, y la velocidad a la que estos pueden ser conectados a tierra del fondo del pozo. Si la formación se derrumba demasiado rápido o en piezas grandes, la perforación con aire debe darse por concluido. Es poco probable que ritmo de circulación de aire se pueda aumentar lo suficiente como para levantar una cantidad suficiente de fragmento derrumbado de roca del pozo para evitar que el anular se empaque fuera de tiempo. Además el incremento de la velocidad anular tendera a aumentar el ritmo al que los fragmentos de roca son desplazados de la pared del pozo. Un fluido de perforación con gran capacidad de levantamiento y las altas presiones en deben ser utilizados. Además, la velocidad anular aumentada tenderá a aumentar la tasa que los fragmentos de rocas

son desplazados de la pared del agujero. Un fluido

de

perforación con la capacidad del levantamiento mayor y altas presiones de pozo deben usarse.

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2.5.1.2

Perforación con Niebla

2.5.1.2.1 Limi taciones de la niebla de perforación La razón principal de niebla de perforación es para evitar la formación de anillos de lodo, si una zona se da producción de agua cuando se perfora con aire seco. Como se discutió en la "perforación con aire", un anillo de lodo es a menudo el precursor del aprisionamiento la cañería o un fuego en el pozo. El agua que se inyecta durante la perforación con niebla satura los recortes. Esto, en combinación con el surfactante propiedades de la espuma agente, impide que las cortes pegarse juntos del pozo. Además, en el fluido circulante aumenta significativamente su capacidad térmica. Esto reduce el aumento de la temperatura que se produce si el fluido que circula es un comprimido por la obstrucción del flujo, disminuyendo aún más el potencial de ignición. La nebulización reduce enormemente la probabilidad de fuego en un pozo. En caso de la velocidad anular es insuficiente para levantar fragmentos de roca, es posible cerrar el espacio anular, incluso si no hay anillo de lodo. Esto puede suceder en pozos muy desviado u horizontal, donde las ritmo necesario de la circulación para la limpieza eficiente del pozo son mucho más elevados que en pozos verticales. También puede ocurrir cuando grandes fragmentos se fragmentan dentro de una formación inestable en el pozo. Niebla de perforación ayuda a reducir los impactos de los influjos de agua en las operaciones de perforación. El espumante dispersa en gotitas de agua del pozo. Por tanto esto debería reducir el caudal de aire en que la transición de golpe a flujo de niebla del pozo. Es decir, la niebla de perforación permite grandes volúmenes de agua para ser levantados en el pozo de lo que sería posible con la perforación con aire, evitando al mismo tiempo el golpear el flujo inestable. Sin embargo, la capacidad para manejar los flujos de agua más grande requiere una mayor capacidad del compresor. La niebla de perforación tiene su propia característica limitaciones,. Estas limitaciones se examinan a continuación. 68


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2.5.1.2.1.1

Compresión del aire

Niebla de perforación por lo general requiere inyección de aire que son de 30 a 40 por ciento las tasas más altos que se requieren para perforación de aire seco a la misma profundidad y velocidad de penetración. Del mismo modo, las presiones en la tubería son mayores de lo que sería para la perforación de aire seco, por lo general alrededor de 100 psi. No sólo la capacidad de compresor se requiera más, pero también es más probable que el booster o elevadores de presión deberá ser utilizado. Este aumento en las necesidades superiores de aire incrementa los costos de combustible diario. Sin embargo no pueden conducir a mayores gastos de alquiler de equipo. El compresor de capacidad sobre superficie depende de la capacidad de las unidades disponibles en ese ámbito. Angel's gráficos indican que el caudal un mínimo de inyección de aire seco tipo de 1200 scfm es requerido. Niebla de perforación requeriría un caudal de aire alrededor del 30 por ciento mayor que el mínimo requerido 1200 scfm, lo cual sería poco diferente de la 1500 scfm en uso. Esto sugiere que no sería automática requisito de disponer de un compresor adicional en el sitio con el fin de cambiar de aire seco a niebla de perforación en este caso. El procedimiento seguido normalmente es iniciar la nebulización y, a continuación, y luego determinar si o no más volumen de aire se requiere, por observación de las condiciones del pozo. Si los problemas de limpieza se presentan, un compresor adicional se puede añadir. 2.5.1.2.1.2

Eliminación de aguas residuales

El costo de la eliminación de aguas residuales puede ser una limitación económica. Normalmente, 200 a 500 bbls. de agua inyectada se distribuirá a través del pozo cada día. Esta agua normalmente no se recircula, y se incurre en costos de eliminación. Cuando una gran afluencia de agua se produce, el agua puede rápidamente superar la capacidad de almacenamiento de superficie. En algunas zonas, se construyen grandes fosas de reserva para manejar la producción de agua de manera anticipada. 69


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Los distintos aditivos inyectados en el pozo, incluido el agente espumante, inhibidor de corrosión y cualquier sal o polímeros, son añadidos al costo del pozo. Por último, el coste de abastecimiento de la inyecta agua pueden ser importantes en lugares remotos. 2.5.1.2.1.3


Cuando la perforación con gas seco, la inestabilidad del pozo puede producirse debido a la gran diferencia entre las tensiones en la roca adyacente al pozo y la presión del fluido de perforación en el pozo. La presión del pozo es normalmente es mayor cuando la perforación con niebla que con el gas seco, pero la diferencia no es muy grande en comparación con la tensión in-situ. Durante la perforación con niebla, el caudal de gas que tiende a ser altas y la densidad del fluido circulante es mayor que para la perforación con aire seco. Estos factores aumentan las posibilidades de erosión del pozo, si las formaciones perforadas sean débiles o mal consolidadas. Es mucho menor la velocidad anular experimentada durante la perforación con espuma estable puede ser más apropiada si la erosión de pozo se detecta. La fase acuosa en la niebla de fluido de perforación puede causar una inestabilidad químicamente-inducido del pozo si las arcillas encontradas son sensibles al agua. Estas arcillas tienden a deshidratar y derrumbarse en el pozo durante la perforación de aire seco. Por otro lado, estos tenderían a hidratar y a hincharse, lo que lleva a bajo calibre del pozo, sobre la exposición a determinados líquidos que circulan durante la perforación con niebla. La hinchazón puede reducirse mediante la adición de sales, como cloruro de potasio (KCl), se inyecta a la water . Esto reduce la actividad de la fase de agua y esto disminuye el ritmo de hidratación de las arcillas. También es posible añadir polímeros inhibir la hidratación de arcillas. Estos incluyen polianionico celulosa (CAP) y parcialmente hidrolizado de poliacrilamida (PHPA).

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2.5.1.2.1.4

Corrosión

Durante la perforación de niebla, hay un potencial significativo para la rápida corrosión de los equipos de fondo del pozo. Cuando la niebla se formado con compresor de aire, hay una alta concentración de oxígeno en la fase acuosa. Esto promueve la corrosión del acero expuesto. La rotación de la sarta de perforación impacta contra la pared del pozo y la cañería. El resultante local de deformación crea regiones anódicas que son más propensos a la corrosión que el acero no deformado.

Cualquier película de óxido que se forma sobre la exposición de acero del pozo tiende a ser removido por estos "impactos" y por la acción erosiva de los cortes que son acarreados hacia la parte superior del pozo. Esto permite proceder a la corrosión sin obstáculos. Cualquier equipo de fondo de pozo de acero ferroso se corroerá rápidamente si no se toman las medidas de protección. La mejor protección contra la corrosión de los equipos de fondo de pozo es la adición de un inhibidor apropiado inyectado al agua o agente espumante. El inhibidor de corrosión deben ser compatibles con el espumante y con cualquier otro producto químico añadido, inyectados el agua. Dado que muchos espumantes utilizados en niebla y espuma son anionicos tensoactivos que normalmente será requerido. 2.5.1.3

Perforación con espuma

El sistema de espuma estable se logra inyectando una mayor cantidad de líquido y un agente espumante o surfactante. La espuma estable que se utiliza para perforar tiene una textura como la de la espuma de afeitar. Es un fluido de perforación muy bueno con una capacidad de acarreo de cortes muy alta por su elevada viscosidad y una densidad baja, lo que permite tener columnas hidrostáticas reducidas en el pozo. En los sistemas de espuma tradicional, una espuma estable mantiene dicha condición incluso cuando retorna a superficie convirtiéndose en un problema si la

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espuma no se puede romper lo suficientemente rápido 24. En los antiguos sistemas de espuma, la cantidad de agente antiespumante tenía que ser examinada cuidadosamente para que la espuma se rompiera antes de que cualquier fluido dejara los separadores. Especialmente en la perforación con sistemas cerrados de circulación, la espuma estable podría causar problemas de sobre flujo por los separadores. Los sistemas de espuma estable recientemente desarrollados son más fáciles de romper y el líquido se puede reciclar, necesitando una menor cantidad de agente espumante y utilizando un sistema cerrado de circulación. En superficie la calidad de la espuma utilizada para la perforación esta normalmente entre 80% y 95 %. Esto significa que entre el 80% y 95% del fluido es gas y el restante porcentaje es líquido, generalmente agua. En el fondo del pozo debido a la presión hidrostática de la columna en el anular, esta relación cambia porque el volumen de gas se reduce al comprimirse. Una calidad promedio en el fondo del pozo está entre 50% y 60%. Características de la perforación con espuma:

• La adición de líquido en el sistema reduce el influjo de agua. • Alta capacidad de acarreo de cortes de perforación. • Alta tasa de penetración por baja densidad y buena limpieza. • Reduce tasas de bombeo de líquido por su capacidad de acarreo. • Reduce tendencia de baches dentro del pozo. • No afecta la remoción de cortes ni la densidad equivalente de circulación (ECD) cuando se presentan cortes ocasionales en los retornos de la espuma a superficie.

• Es necesario buen control en superficie y condiciones estables en el fondo del pozo. • Es necesario pre-diseñar el sistema de rompimiento de la espuma en superficie antes de la operación. • Se requiere equipo adicional en superficie.

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2.5.1.4

Sistemas aireados o gasificados (dos fases)

En estos sistemas el líquido se gasifica para reducir la densidad. Hay varios métodos que se pueden utilizar para gasificar un sistema líquido. Estos métodos se discuten en los sistemas de inyección. La utilización de gas y líquido como sistema de circulación en un pozo complica el programa hidráulico. La proporción de gas y líquido debe ser calculada cuidadosamente para asegurar que se utiliza un sistema de circulación estable. Si se utiliza demasiado gas, se producirá un atascamiento. Si no se utiliza suficiente gas, se excede la presión requerida del fondo de hueco y el pozo se convierte en un sistema sobre balanceado. 2.5.1.4.1 Fluidos de fase única La primera aproximación es normalmente utilizar un sistema fluido con una densidad lo suficientemente baja para proporcionar una condición bajo balance. Si se puede utilizar agua entonces este es el primer paso a tomar. Si el agua es demasiado densa se puede considerar el aceite. Se debe recordar que un pozo se puede comenzar con un sistema de base petróleo, pero si el yacimiento produce petróleo crudo el sistema de circulación se convertirá en petróleo crudo, ya que el petróleo base no puede ser separada del crudo. Si se selecciona un sistema de petróleo crudo, el trepano de perforación debe estar equipado para asegurar que el crudo se puede desgasificar antes de que entre al sistema de hoyo cerrado. En un equipo de perforación mar adentro se debe utilizar un sistema de piscinas completamente cerrado, ventilado y purgado constantemente con Nitrógeno para asegurar que no se acumulan gases liberados del crudo. Se ha intentado la utilización de aditivos, como esferas de vidrio, para hacer un fluido más liviano. Sin embargo debido a que dichas esferas de vidrio se salen del sistema por encima de las zarandas, se quedan en el equipo de separación de sólidos o son trituradas o dañadas en su paso a través del sistema, se necesita agregar continuamente esferas nuevas al sistema. La adición de esferas de vidrio es una opción cara y no muy efectiva para alivianar el fluido. 73


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2.5.1.4.2 Sistemas de inyección de gas

Si se requiere reducir la densidad de un fluido, puede seleccionarse la inyección de gas dentro de la corriente del fluido. Esto ofrece una elección más amplia no sólo dentro del gas utilizado, sino también del modo en que el gas es utilizado en el pozo. Normalmente el gas natural o el nitrógeno se utilizan como gas de inyección aunque tanto CO2 como O2 pueden ser utilizados. Sin embargo, no se recomienda ningún gas que contenga oxígeno por dos razones básicas. La combinación de oxígeno y fluidos salinos con las altas temperaturas del fondo del pozo causan una corrosión severa en la tubería utilizada en el pozo, tanto en el revestimiento como en la sarta de perforación. Adicionalmente, si durante el proceso de perforación llegan a entrar hidrocarburos en el pozo lo cual es de esperarse en un ambiente de bajo balance, una situación potencialmente explosiva puede presentarse, resultando en un incendio en fondo de pozo. 2.5.1.4.2.1

Técnic as de gasificación

Hay dos técnicas básicas para gasificar los fluidos de perforación, inyectar gas dentro del líquido en superficie antes de que éste ingrese al sondeo ó inyectarlo bajo boca de pozo en el anular. También es posible combinar ambas técnicas. La inyección de gas bajo boca de pozo requiere una conexión de la superficie con el anular. Esto puede ser provisto por una sarta de tubería parásita que se baja por fuera de la última cañería o por el anular de una cañería temporario que se baja por dentro de la última cañería cementado ó si el pozo estuvo produciendo por gas lift por medio del sistema mencionado. En las ilustraciones más abajo se encuentran las opciones mencionadas.

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2.5.1.4.2.1.1 Inyección por el sondeo

Este tipo de inyección posee ciertas ventajas. • No requiere equipamiento adicional bajo boca de pozo.

• Como consecuencia de que los fluidos gasificados llenan todo el anular, se pueden obtener menores presiones de fondo que si la inyección se hiciera en la parte superior del anular.

• Por la misma razón, el caudal de inyección de gas para una determinada presión de fondo es menor que con la inyección por anular.

• Provee mejor hidráulica al trépano. 2.5.1.4.2.1.2 Inyección por el espacio anular

• Es posible continuar gasificando aún cuando se realicen conexiones ó viajes. De todos modos la inyección de líquido se debe suspender y el control de la presión en fondo no es perfecto.

• El flujo a través del sondeo es de una sola fase (líquida); las herramientas de MWD que usan tecnología de pulso y los motores de fondo operan eficientemente y los niveles de vibración pueden ser menores.

• El punto de inyección de gas está normalmente dentro de la cañería por lo que el potencial de que el gas sea inyectado a una formación permeable es medianamente eliminado.

• La presión para iniciar la inyección de gas es mayor que para aquella que se realiza por el sondeo, pero luego normalmente cae por debajo de la presión de la tubería, una vez que se obtuvo la presión de fondo requerida. Como consecuencia de ello la potencia requerida para comprimir el gas es menor que para inyectar el mismo por el sondeo.

• Por último, si el gas que se comprime es aire, no todo la sarta se vería expuesta al potencialmente corrosivo fluido aireado.

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2.5.1.4.2.1.3 Inyección de gas por tubería parásita

La utilización de una pequeña sarta parásita sujeta a la parte exterior del revestimiento para la inyección de gas, realmente sólo se utiliza en pozos verticales. Por razones de seguridad dos sartas de tubería flexible de 1" o 2" se sujetan al revestimiento que será sentado justo arriba del yacimiento a medida que el revestimiento es corrido dentro del pozo. Mediante este sistema, el gas es inyectado a través de la tubería parásita en el anular de perforación. La instalación de una sarta de revestimiento de producción y la corrida de dos sartas parásitas hacen de esta una operación complicada. Se requiere la adaptación de la cabeza del pozo para proporcionar conexiones en superficie para los tubos parásitos. El sistema no puede ser utilizado en pozos desviados, ya que el tubo parásito es arrancado con el revestimiento sobre el lado inferior del hoyo. Los principios de operación y las ventajas del sistema son las mismas que para el caso anterior. Figura 2.22 Tipos de inyección del aire.

Inyección por el sondeo

Por el anular

Por tubería parasita


2.5.1.4.3 Reología 76


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De ser posi ble deben evitarse viscosidades y pun tos d e fluencia elevados. En la práctica, el flujo de fluidos de perforación gasificados es altamente turbulento 25. R e

=

15 . 47 D h ρ w v an µ

Donde: Dh =

Diámetro hidráulico del espacio anular (la diferencia entre el agujero y el diámetro de las tuberías (pulg). Densidad del liquido (ppg).

ρw = van = µ

Promedio de la velocidad anular (pies/min).

= Viscosidad del liquido (cp.).

El Flujo Turbulento (ó al menos transicional) se establece una vez que se ha alcanzado un Número de Reynolds superior a 4,000. Considerando agua fluyendo en un anular de un pozo de 8 ½” de diámetro con un sondeo de 5”, una velocidad anular de 7 ft/min será suficiente para obtener un flujo turbulento. Caudales de bombeo que dan velocidades anulares que exceden los 100 ft/min son los que normalmente se usan cuando se perfora con fluidos gasificados. Además las burbujas de gas promueven dicho flujo más que suprimirlo por lo que un debe esperarse Flujo Turbulento. La consecuencia práctica de esto es que la reología de los líquidos gasificados tienen muy poco impacto en las pérdidas de presión ó en la limpieza de pozo, al menos cuando la fase líquida es no viscosa y las velocidades anulares son razonablemente altas. Pueden existir circunstancias, sobre todo cuando se perforan pozos de grandes diámetros, en las cuales no es posible obtener una velocidad anular suficiente para obtener una buena limpieza de pozo con líquidos poco viscosos. En tales 25

Gas Research Institute Underbalanced Drilling. Capitulo 2, Pagina 2-159. 77


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circunstancias, debe usarse un lodo de perforación como fluido base. La combinación de una baja velocidad anular con una alta viscosidad puede impedir el desarrollo del flujo turbulento. De ser necesario, la viscosidad de un fluido gasificado puede ser estimada a partir de la fracción de gas y la viscosidad del fluido base. =

µ F µ L

(1 + 3.6Γ )

Donde: Γ = Calidad de la espuma.

= Viscosidad del fluido base (cp.).

µ L

µ F

= Viscosidad de la mezcla (cp.).

2.5.1.4.4 Presiones de Circulación – Flujo Multi-Fase La predicción de la presión de circulación, cuando se perfora con fluidos gasificados toma en cuenta flujos multi-fásicos. Hay al menos tres fases en el anular - líquidos, gas y sólidos (recortes). Dependiendo de los líquidos inyectados y de que haya ó no influjo de fluidos de formación, puede haber dos fases líquidas una acuosa y otra de hidrocarburo. Con la inyección de gas a través del sondeo, las fases líquida y gaseosa viajan hacia abajo en el sondeo. Con inyección de gas en el anular el flujo en el sondeo es puramente líquido. En general, cuatro diferentes regímenes de flujo han sido identificados en una corriente gas-líquido: burbuja, slug, churn y anular. El régimen de flujo en fluidos gasificados es normalmente burbuja y es razonable tratar este fluido como una mezcla homogénea de gas, líquido y sólidos. A causa de la compresibilidad de su fase gaseosa, la densidad de un fluido gasificado cambia con la presión. Esto significa que la densidad de los líquidos gasificados decrece a medida que sube por el anular. La velocidad a la cual la densidad cambia puede ser influenciada por las pérdidas fricciónales. A medida que los caudales aumentan, las pérdidas por fricción en el

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anular también y por lo tanto también lo hace la presión de fondo. Esto comprime la fase gaseosa incrementando la densidad del fluido en el fondo. Por lo tanto, la presión de fondo de un líquido gasificado es determinada principalmente por la interacción entre la presión hidrostática y los cambios de las presiones fricciónales en el anular. Existe también otra componente que es la producida por la aceleración del fluido en el anular, pero es pequeña y normalmente se la descarta del análisis de las presiones de circulación El influjo de fluidos de formación es habitual cuando se perfora en desbalance, esto se adiciona al gas y el líquido fluyendo en el anular. Su efecto en la presión de circulación puede ser considerable. 2.5.1.4.4.1

Predicción de las Presio nes

Perforar con fluidos gasificados puede ser considerado como un análogo de un pozo en gas-lift. Aunque un análisis total de la presión de circulación requiere una simulación computada, bajo algunas circunstancias es posible usar un análisis estático para aproximarse a la presión de fondo sin recurrir a cálculos más complejos. Los factores que influyen en las presiones de circulación de los fluidos gasificados se consideran más abajo. 2.5.1.4.4.2

Presión Hidros tática en el Anular

La presión de fondo, de una columna de lodo estático, puede ser analizada en función de las fracciones de líquido y gas. Poettmann y Bergman, 1995, desarrollaron cartas que muestran el volumen de gas requerido (por barril de lodo) para obtener una reducción efectiva en la densidad de un fluido de perforación. Cuando el fluido está fluyendo hacia arriba por el anular, la fricción del fluido contra las paredes del pozo ó cañería y el sondeo se opone a dicho flujo. Si despreciamos la aceleración, las presiones al tope y al fondo de una columna vertical de fluido que se mueve están relacionadas, estas relaciones implican que se considera un

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promedio del factor de fricción para representar los efectos fricciónales de todo el anular. La diferencia entre una columna estática ó fluyendo es lo suficientemente pequeña como para permitir que se use el análisis estático para estimar el caudal de aire requerido para obtener la reducción deseada en el peso de fluido. Se han generado cartas que usan el análisis estático, para diferentes temperaturas promedio de fluido. Estas relacionan el volumen de aire necesario, en scf/bbl de líquido, para una reducción determinada de la densidad del lodo con la densidad inicial del lodo y la profundidad. Muy a menudo la temperatura del fluido no es bien conocida pero no tiene un gran impacto en el volumen de aire requerido. Estas cartas son probablemente suficientes para estimar los requerimientos de aire, en aplicaciones donde la presión de fondo no está bien definida y cuando no se anticipan grandes influjos de fluido. 144

∫

P1 P 2

Vdp

+

h

= 0

Donde: V = Volumen especifico del fluido (pies /lbm). P = Presión (psia). P1 = Presión en superficie (psia). P2 = Presión en el fondo de pozo (psia). h = Altura (pies). En las unidades de campo, es asumido el comportamiento de un gas ideal. ⎧ 14 . 7 S ( T avg + 460 ) ⎫ = 5 . 61 + ⎨ ⎬ 520 P ⎩ ⎭

V m

M

=

42

MW

+ 0 . 0764

GS

Donde:

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Vm = Volumen total (pies) de gas/bbl fluido a presión. P = Presión (psia). Tavg = Temperatura promedio (ºF). M = Masa de la mezcla del fluido (lbm/bbl). S = Volumen de gas del fluido (scf/bbl). G = Gravedad del gas MW = Densidad del lodo (ppg) Para una columna estática de la mezcla de gas y líquido en un pozo a una altura determinada la siguiente ecuación es valida:

h

=

1 M

∫

P1 P2

1

808 dp +

M

∫

P1

2117

S ( T avg

+ 460 ) dp

520 P

P2

Esto puede se integrado y ordenado para encontrar S, el volumen de gas en el fluido (scf/bbl) S

808 (P b − P s ) − 42 hMW

= 0 . 0764

h

− 4 . 071

(T

avg

⎛ + 460 )ln ⎜ ⎜ ⎝

Pb Ps

⎞ ⎟ ⎠⎟

Donde: Ps = Presión de superficie (psia). Pb = Presión deseada en el fondo del pozo (psia). Cuando la columna del fluido está fluyendo en el anular, el trabajo es realizado contra la fricción entre el fluido y las paredes del espacio anular (paredes anulares (la pared del pozo, dentro la cañería de la superficie, y la sarta de perforación). Descuidando la aceleración, la presión en la superficie y el fondo de pozo del flujo vertical de la columna del fluido son relacionado al volumen especifico del fluido, la altura de la columna y la perdida de energía por la fricción, W f , por:

144

∫

P1 P2

Vdp

+ h +

wf

= 0

Poettmann y Gerbman relacionaron Wf para un factor de fricción Fanning, f: 81


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=

W

2 2 . 85 x10 − 9 fQ 2 V mavg

( D h + D s )2 ( D h − D s )3

f

Donde: Q = Tasa de flujo del fluido (gpm) Vmavg = Integración promedio de Vm entre la presión de superficie y el fondo de pozo. Dh = Diámetro del pozo (pulg). Ds = Diámetro de la sarta de perforación (pulg). Esta relación implica que el promedio del factor de fricción es tomado para representar lo efectos fricciónales a lo largo del anular, la siguiente relación es entre la profundidad del pozo, la presión de superficie y la presión de fondo de pozo.

⎛ P ⎞ 808(Pb − Ps ) + 4 .07(T avg + 460)ln⎜⎜ b ⎟⎟ ⎝ Ps ⎠ h= 2 ⎛ ⎞ 2.85 x10 −9 fQ 2V mavg ⎟ (42 MW + 0.0764GS )⎜⎜1 + 2 3 ⎟ ⎝ ( Dh + Ds ) ( Dh − Ds ) ⎠ Poettmann y Carpenter, 1952 determinaron el factor de fricción f, usando una correlación con un numero reducido de Reynolds para el flujo de la mezcla de gas y liquido en pozos de gas, el redujo el numero de Reynolds, R ePC, fue definido como (en unidades de campo). R ePC

=

5 . 16 x10 − 6 MQ D h

+ D s

Donde: Q = Tasa de flujo del fluido, stock tanques (gpm) Esta correlación entre el factor de fricción y el numero reducido de Reynolds es mostrado en la siguiente grafica. Figura 2.23 Correlación entre el factor de fricción f y el numero reducido de Reynolds

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Proyecto de grado


Se piensa que gasificando un líquido reduce la presión dentro del pozo y minimizar perdidas circulación o daño de la formación. En cualquier caso, debe conocerse la presión en la zona de interés parar diseñar el sistema de perforación. La media de la densidad del fluido sobre la zona de interés debe ejercer una presión menos de que es (o iguala a) la presión anticipada. La cantidad de gas que necesita ser inyectado en el fluido de perforación puede estimarse de dos maneras diferentes; usando relaciones presentadas por Poettmann y Bergman, 1955,4 o haciendo los cálculos del primer principio para determinar volúmenes, presiones hidrostáticas y pérdidas de fricción en el anular. Las Ecuaciones de Poettman-Bergman Un juego de mapas fue desarrolló por Poettmann y Bergman, 1955, para el promedio de las temperaturas en el anular, de 100, 150 y 200°F26.

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Proyecto de grado Figur a 2.24 Volúmenes de aire requerido (100 ºF)


Figur a 2.25 Volúmenes de aire requerido (150 ºF)


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Proyecto de grado Figur a 2.26 Volúmenes de aire requerido (200 ºF)


Estos monogramas pueden usarse a rápidamente estimación requirió los volúmenes del air/gas. Cuando se perfora, los recortes en el anular adicionan otra componente a la presión de fondo. En la mayoría de los casos su influencia es pequeña y puede ser ignorada cuando se predicen las presiones de circulación. Para poder predecir la presión en la tubería se debe considerar el flujo dentro del sondeo y a través de las boquillas del trépano. Si el gas es inyectado por el anular, el flujo por la sarta y las boquillas es de una sola fase líquida. Para líquido solo, la predicción de la presión hidrostática y las pérdidas por fricción es relativamente simple. La compresibilidad del fluido es despreciable y la densidad no cambia de manera mensurable hasta que alcanza el punto de inyección de gas. Puede ser utilizado cualquier modelo de hidráulica convencional para predecir el cambio de presión a través de los orificios y en el anular. La presión en la tubería será la suma de la presión de fondo, la caída de presión en el trépano y la caída de presión en el sondeo por fricción, menos la hidrostática en el interior del sondeo. Como consecuencia que el fluido fluyendo a través de las boquillas es incompresible, 85


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no hay posibilidad de que se produzca flujo sónico que aislé la presión en la tubería de la presión anular, a menos que se perfore con gas seco. Si el gas se inyecta en el sondeo, el flujo será de dos fases tanto en el interior del sondeo como en las boquillas. La compresibilidad finita de los fluidos gasificados significa que la caída de presión a través de las boquillas, no puede ser calculada de la caída de presión convencional para un líquido. Para calcular la caída de presión de un líquido gasificado a través de un orificio, se desprecia cualquier pérdida de energía a través de las boquillas por efecto de la fricción y cualquier cambio en la energía potencial del fluido a causa de la pequeña diferencia de peso a través de las boquillas. Los efectos debidos al cambio de temperatura en la densidad también son despreciables en la ecuación. Como la fracción de líquido es grande, la capacidad térmica del fluido es grande en comparación con la del gas. Los cambios de temperatura a través de las boquillas serán mucho menores que para un flujo sólo de gas. Las presiones fricciónales e hidrostática interactúan mutuamente durante el flujo por el sondeo. El incremento en la presión de circulación, debido a la fricción provoca cambios en la presión hidrostática. 2.5.1.4.5 Limpi eza de Pozo Los métodos para asegurar una buena limpieza de pozo con un fluido gasificado, está influenciada por la propiedades del líquido base, por la geometría del pozo y también por el influjo de fluidos de formación. Velocidades anulares de aproximadamente 100 a 200 pies/min son necesarias para mantener el pozo limpio con fluidos sin viscosificar. Puede que no sea posible obtener esas velocidades anulares en pozos de gran diámetro. Si este es el caso, la viscosidad del fluido base deberá aumentar para poder brindar una adecuada capacidad de transporte de los recortes. Una entrada de fluidos significativa puede ser aprovechada para, mejorar la capacidad de acarreo, permitiéndole incorporarse al flujo existente en el anular.

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2.5.1.4.6 Veloci dad de Sediment ación

El transporte de recortes en un líquido gasificado puede ser predicho. Se debe asumir que el líquido gasificado puede ser tratado como una mezcla homogénea, esto permite que la velocidad de sedimentación de los recortes pueda ser determinada con las propiedades promedio de la mezcla. V

= 92 . 6

dc

⎛ ρ c − ρ ⎜ ⎜ ρ f ⎝

f

⎞ ⎟ ⎟ ⎠

Donde:

ρ c

= Densidad de los recortes (ppg) =

ρ f

Densidad promedio del fluido de perforación, al prevalecer la temperatura y la presión (ppg)

Las velocidades de sedimentación no son muy sensibles al valor del coeficiente de arrastre. Un recorte, con un diámetro de 0.25 de pulgada y una densidad de 21 ppg (2.5 de gravedad específica), en un fluido con una densidad de 5 (0.6 de gravedad específica), tendrá una velocidad de decantación de 83 ft/min. La velocidad anular deberá ser mayor a este valor si queremos mover el recorte a superficie. Guo et al., 1993, asumió que la concentración de los recortes en el anular no debería exceder algún valor critico Cc, si los problemas de limpieza fueron evitados. La velocidad Vc con la cual los recortes tienen que ser levantados a superficie para mantener la concentración en el anular los niveles críticos mas bajos fueron relacionados con la rata de penetración.

vc

=

ROP

60C C

Donde: Vc = Velocidad critica (pie/min) ROP = Velocidad de penetración (pie/hr) Cc = Concentración de los recortes (fracción)

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Recortes más grandes, menores densidades de fluido y mayores velocidades de penetración, requerirán mayores velocidades anulares, lo mismo que los pozos muy desviados u horizontales. Por ejemplo, se detectaron problemas de limpieza en un pozo horizontal perforado con agua nitrificada con una velocidad anular superior a 400 ft/min. Se perforó un segundo pozo horizontal con crudo nitrificado, y el pozo mostró una adecuada limpieza con una velocidad anular de 600 ft/min. Incrementar el caudal de inyección de gas incrementa el tamaño de recorte a ser acarreado a superficie, cualquiera sea el caudal de inyección de líquido. En el ejemplo que sigue, una inyección de aire seco de 2400 scfm sería suficiente para una limpieza eficiente de pozo con recortes de 0.25 pulgadas de diámetro. Una inyección de líquido de menos de 100 gpm reduciría la eficiencia de acarreo. Esto es, disminuiría el tamaño de recorte que podrían ser acarreados a superficie. El caudal de líquido debería estar por encima de 110 gpm para mantener ó aumentar la capacidad de acarreo. La densidad en el fondo de los fluidos de perforación depende de los caudales relativos de gas y líquido. Si el caudal de líquido aumenta mientras el de gas es mantenido constante, la densidad de circulación del fluido aumentará. Sin embargo, la velocidad anular promedio de los fluidos en el pozo disminuirá mientras el caudal de inyección de líquido aumenta. Primero, la mayor densidad en el fondo reduce el volumen de la fase gaseosa más de lo que se incrementa el caudal de inyección de gas.

Con incrementos posteriores en el caudal de inyección de fluido, la velocidad de reducción en el volumen de gas será menor que el incremento del volumen de líquido y la velocidad anular comienza a aumentar. La eficiencia en el acarreo de los recortes disminuirá si el caudal de líquido se incrementa. Esto es análogo a lo que ocurre cuando se perfora con niebla en vez de aire seco, esto es, cuando se inyecta líquido, el caudal de aire requerido para levantar cualquier tamaño de recortes aumenta. Esto se debe considerarse cuando se diseña un programa de circulación con líquidos gasificados. 88


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Cuando se diseña un programa de circulación, es posible usar el influjo de los fluidos de formación para mejorar la eficiencia del acarreo de recortes. Si el influjo ocurre en el fondo del pozo, su efecto en la capacidad de acarreo puede ser determinado adicionando el caudal del influjo al caudal de los fluidos inyectados. El influjo de gas cerca del trépano siempre mejorará la capacidad de acarreo. Un influjo líquido cerca del trépano podría ó no mejorar la capacidad de transporte, dependerá de cómo ese flujo adicional afecta la presión de fondo y la velocidad anular.

Mientras esta capacidad adicional puede ser importante, debemos ser cuidadosos si seguimos perforando por debajo de esa entrada de fluido. El transporte de recortes entre el trépano y el punto de entrada de fluido de formación puede ser impedido por ese flujo adicional. Como mencionó arriba, una entrada de gas puede incrementar ó disminuir la presión de fondo. Un influjo de líquido siempre incrementará la presión de fondo. Si la presión de fondo aumenta como consecuencia de un influjo, la velocidad anular entre el trépano y el punto de entrada del influjo disminuirá y la densidad de circulación aumentará. Un incremento en la presión de fondo puede reducir la eficiencia de acarreo, aún cuando la densidad equivalente de circulación aumente. Un influjo de gas puede entorpecer el acarreo de los recortes entre el trépano y el lugar de entrado del influjo. Esto puede no tener importancia hasta que los porta mechas estén por debajo del influjo, ya que la velocidad anular es mayor en los porta mechas que en las barras de sondeo. 2.5.1.4.7 Limitaciones Experiencias recientes han demostrado que los líquidos gasificados pueden ser usados de manera exitosa para perforar en desbalance, en el amplio rango de pozos con presión hidrostática normal y aquellos despresurizados 27. Hay factores que 27

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limitan la aplicación de líquidos gasificados, como formaciones de alta presión y productividad, inestabilidad del pozo, control inadecuado de la presión, excesiva producción de agua, corrosión y bajas velocidades de penetración. 2.5.1.4.7.1

Presión de Formación y Productividad

Los líquidos gasificados proveen presiones más altas in comparación con los gases secos u otros fluidos de perforación livianos. A causa de esto pueden ser usados para perforar formaciones de alta presión y productividad, antes que la presión y el caudal de hidrocarburos producidos alcancen el límite de los equipos de superficie. Los factores limitantes son la capacidad de soportar presión del equipo de superficie, particularmente el conjunto de BOP, el diverter anular y la capacidad de los sistemas de separación de superficie. La capacidad apropiada de un sistema de superficie puede ser alta, la producción de gas natural pueden alcanzar los 40 MMcf/D y debe ser manejada de manera segura durante una operación de perforación en desbalance. La evaluación de la productividad de la formación así como también de la presión poral, en conjunto con la capacidad de los equipos de superficie, puede indicar cual es la máxima depletación tolerable durante la perforación de un determinado intervalo. Esto produce una restricción efectiva en la presión por debajo de la cual no es seguro continuar perforando. 2.5.1.4.7.2

Inestabili dad del Pozo

Los líquidos gasificados pueden ser usados en rocas ó formaciones menos competentes más que los gases secos u otros fluidos de perforación livianos. Las mayores presiones ejercidas por los mismos reducen las tensiones efectivas adyacentes a las paredes del pozo. Muchos pozos horizontales han sido perforados con líquidos gasificados en zonas débiles. Las presiones son menores al perforar con líquidos gasificados de lo que serían de perforarse con lodo convencional por lo que es más probable inducir inestabilidad mecánica. Grandes fluctuaciones en la presión 90


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de pozo, las que ocurren a menudo al usarse líquidos gasificados, pueden agravar la estabilidad del pozo, perturbando fragmentos de roca que de otra manera pudieran permanecer más ó menos estables bajo una carga estática. La inestabilidad del pozo puede ser más problemática cuando se perfora a través de arcillas que cuando se perforan arenas ó carbonatos. Por ejemplo, cuando se perfora a través de un reservorio depletado, las arcillas superiores pueden estar sobrepresionadas, en comparación con la formación objetivo. Esto incrementa el desbalance a través de las arcillas y las hace más propensas a la inestabilidad mecánica. La inestabilidad del pozo otro límite sobre cuan baja puede ser la presión en el pozo. Las arcillas sensibles al agua pueden también hincharse y desmoronarse en contacto con líquidos acuosos. Como la fase líquida del fluido de perforación es usualmente reciclada, puede ser económico limitar la inestabilidad de las arcillas adicionando una sal ó polímeros al fluido base agua. El uso de líquidos base petróleo puede eliminar los problemas de inestabilidad inducida químicamente. 2.5.1.4.7.3

Control de Presió n

En general, las presiones de fondo no permanecen constantes cuando se perfora con líquidos gasificados. Ellos tienden a fluctuar, particularmente durante los viajes ó conexiones. Fluctuaciones de presión de 500 psi entre pico y pico son registradas comúnmente en el pozo. Estas fluctuaciones de presión usualmente no causan mayores problemas cuando se perfora en desbalance para prevenir pérdidas de circulación, excepto cuando se trata de restablecer la misma. Cuando se perfora en desbalance para evitar el daño a la formación el límite superior admisible de presión en el pozo está dado por la presión de formación. Si la presión se incrementa por encima de la de formación el daño a la misma es probable.

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El límite inferior estará fijado por la productividad, la estabilidad del pozo y las instalaciones de superficie. Se pueden encontrar grandes dificultades al perforar en desbalance con líquidos gasificados si el límite inferior de presión no es al menos 500 psi inferior a la presión de formación. 2.5.1.4.7.4

Producció n de Agua

El agua producida puede ser un problema cuando se usa un líquido gasificado para prevenir pérdidas de circulación. La densidad equivalente de circulación cambia con la profundidad cuando se perfora con fluidos gasificados. La fracción de volumen de gas disminuye a medida que la profundidad aumenta debido a que soporta una presión mayor, y esto incrementa la densidad de la mezcla. Dependiendo de la variación de la presión de formación con la profundidad, esto puede ocasionar un sobre balance en el pozo cerca del fondo y un mayor desbalance en la parte superior. Bajo estas circunstancias, es posible perder circulación al mismo tiempo que las zonas superiores producen grandes cantidades de fluido. Puede ser muy difícil obtener circulación si las zonas superiores producen grandes cantidades de agua. Ha habido circunstancias en las cuales los influjos de agua en la parte superior del pozo han mantenido la presión en el pozo por encima de la presión de formación en una zona de pérdida, por lo que no fue posible circular fluido a superficie incluso habiendo inyectado solo aire a través de la sarta. En este caso, la opción es perforar sin retorno para bajar una cañería ó abandonar el pozo. A menudo es posible mantener la circulación con agua de formación fluyendo al pozo siempre que el influjo no sea muy rápido. Si continua la perforación por un largo tiempo después de comenzado el influjo, la acumulación del agua producida puede ser un problema. Si el pozo produjera agua dulce, su descarga en superficie sería aprobada. De otro modo, el agua producida deberá ser acarreada para su posterior eliminación. Esto puede ser costoso.

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El agua producida por el pozo no puede ser separada de los lodos de perforación gasificados base agua. El lodo gasificado no debe usarse cuando se esperan grandes volúmenes de agua de producción. El agua producida diluirá el lodo, requiriendo un tratamiento continuo y costoso para mantener sus propiedades. Si debe usarse lodo para limpiar el pozo, debe ser diseñado para minimizar el costo de los materiales que deben adicionarse para contrarrestar la dilución. Si encuentra producción de agua cuando se perfora con líquidos gasificados, la presión en el pozo debería incrementarse, de ser posible (sin producir daño de formación ó pérdidas de circulación), a fin de reducir el caudal de agua producida. 2.5.1.4.7.5

Corrosión

La corrosión de la sarta y de otros accesorios ó equipamientos del pozo, incluyendo la tubería de revestimiento expuesto, puede ser un problema severo cuando se perfora con agua aireada ó lodo aireado base agua. La tasa de corrosión aumenta a medida que la conductividad de la fase líquida aumenta. El uso de una fase líquida salina, como el agua producida, ó las sales agregadas para inhibir las arcillas, incrementan los problemas de corrosión, así como también las altas temperaturas de fondo ó la presencia aún en pequeñas cantidades de sulfhídrico. Deben usarse inhibidores de corrosión en conjunción con lodos aireados base agua. Estos productos son costosos aumentando considerablemente el costo del pozo particularmente cuando la producción de agua diluye el lodo base.

Sin embargo, algunos inhibidores pierden su efectividad una vez que la temperatura excede los 100ºF e inclusive pueden acelerar la corrosión a temperaturas de 300ºF ó más. El pH del líquido debe ser mantenido, de ser posible, en 9 ya que esto vuelve más lento el proceso de corrosión. Se debe usar cupones de corrosión para monitorear la tasa de corrosión y para indicar si las medidas de protección son las adecuadas. El costo de controlar la corrosión cuando se perfora con un fluido base agua aireado (si el pozo tiene alta temperatura y si produce agua con salinidad alta) puede ser muy alto. 93


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2.5.1.4.7.6

Veloci dades de Penetraci ón

Las velocidades de penetración, usando líquidos gasificados, serán menores que aquellas que se obtienen perforando con gas seco, niebla ó espuma. Esto es causa de la mayor presión ejercida. Pero, de todos modos, las presiones serán menores que las ejercidas por el lodo convencional. La mayor presión de inyección de gas es usualmente menor que la máxima presión de las bombas de lodo. De esa manera, las presiones en la tubería vertical no serán tan altas como cuando se inyecta lodo. Esto limita la caída de presión en el trépano que puede ser usada cuando se utilizan fluidos gasificados, restringiendo cualquier incremento de penetración que pueda obtenerse por el uso de los mismos. Los líquidos gasificados son usados a menudo en formaciones débiles en lugar de otros fluidos livianos En este tipo de formaciones, las velocidades de penetración pueden ser grandes aún perforando en sobre balance. El beneficio econónomico producido por el incremento en la velocidad de penetración es menor en este tipo de formación, pues sólo una pequeña fracción del tiempo del equipo es utilizada para perforar el pozo. Es posible que el ahorro en tiempo por el incremento de penetración no cubra el costo extra del equipamiento involucrado; perforar en desbalance con líquidos gasificados puede costar aún más que la perforación convencional. En este caso, otros deben ser los beneficios de perforar en desbalance como para justificar su uso.

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2.6

Equipo de perfor ación bajo balance

El manejo adecuado de los fluidos inyectados y producidos durante una perforación en condición de bajo balance requiere de un equipo de control en superficie apropiado. La configuración y requerimientos del equipo de control de flujo esta basado en las características de cada pozo, como profundidad, tamaño del agujero, caudal de fluidos inyectados, caudal anticipado de fluidos producidos, cantidad de sólidos, la naturaleza de los fluidos del yacimiento (gas, crudo, agua, H2S), máximas presiones esperadas y el tipo de sistema de fluido seleccionado28. Figur a 2.27 Layuot del sistema Bajo balance


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Este sistema además debe permitir el control preciso de la presión del anular mientras se perfora, y debe permitir realizar conexiones de manera segura tanto con el pozo fluyendo como con el pozo cerrado. Finalmente debe permitir el viaje de tubería con presión en el anular. 2.6.1 Cabeza rot atoria Una cabeza rotatoria es un dispositivo que se instala sobre el preventor anular para desviar el flujo de los fluidos en superficie y además proporciona un sello alrededor de la tubería de perforación aislando la presión y fluidos del anular del piso de perforación, permitiendo fluir el pozo o cerrarlo de manera segura en cualquier momento. Figura 2.28 Sistema de control, cabezas rotarias


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

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Figura 2.29 Partes de sistema de control

Goma superior

Ensamble de rodamientos Goma inferior Abrazad oras hidráulica Presión Tazón

anular

Presión anular


Las cabezas o dispositivos rotatorios pueden ser del tipo activo o pasivo dependiendo de la forma en la cual actúa el elemento de sello sobre la tubería. En las cabezas de sello activo, el sello alrededor de la tubería es asistido con presión hidráulica controlada dependiendo de la presión en el anular (Weatherford serie 3000). En las cabezas pasivas el diseño geométrico del elemento sellante hace que este se auto-ajuste alrededor de la tubería a medida que la presión anular aumenta. (Weatherford serie 1000, 7000, 7100, 8000 y 9000). Figura 2.30 Series de cabezas rotarias

Fuente: Empresas de servicios Weatherford 97


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2.6.2 Compresores y Boosters

Los más usados son los de desplazamiento positivo y dinámicos. Los compresores de desplazamiento positivo permiten modificar la presión de descarga dentro de un gran rango, sin alterar apreciablemente el gasto de flujo a través de la máquina. Los compresores dinámicos al incrementarse la presión de descarga se reduce el caudal de flujo. Es indispensable en muchas ocasiones mantener el caudal constante y modificar la presión de inyección. Por esta razón en perforación neumática los compresores comúnmente usados son de tipo reciprocanté de desplazamiento positivo de 2 y 3 etapas. En pozos de petróleo se utilizan compresores reciprocantes que proveen aire desde 400 a 1200 pie3/min a una presión máxima de 300 a 350 psig. La capacidad de los compresores de tornillo helicoidal de desplazamiento positivo de dos etapas, proveen caudales de aire entre 750 a 800 pie3/min a una presión de 300 psig. Por lo general los compresores y bombas compresoras disponen en sus respectivas descargas de un sistema de refrigeración que mantiene la temperatura de flujo entre 150 y 200 ºF, de lo contrario, la bomba compresora se puede recalentar dañando su estructura interna, igualmente el empaque del buje giratorio y la manguera puede quedar fuera de servicio por las altas temperaturas. 2.6.2.1

Principios básicos de operación de los compresores

2.6.2.1.1 Principio s de trabajo de los compresores de pist ón El compresor de pistón es uno de los más antiguos diseños de compresor, pero sigue siendo el más versátil y muy eficaz. Este tipo de compresor mueve un pistón hacia delante en un cilindro mediante una varilla de conexión y un cigüeñal. Si sólo se usa un lado del pistón para la compresión, se describe como una acción única. Si se utilizan ambos lados del pistón: la partes superior e inferior, es de doble acción. La versatilidad de los compresores de pistón no tiene límites. Permite comprimir tanto aire como gases, con muy pocas modificaciones. El compresor de pistón es el único diseño capaz de comprimir aire y gas a altas presiones.

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Proyecto de grado Figura 2.31 Compresor de pistón


La configuración de un compresor de pistón puede ser de un único cilindro para baja presión y bajo volumen, hasta una configuración de varias etapas capaz de comprimir a muy altas presiones. En estos compresores, el aire se comprime por etapas, aumentando la presión antes de entrar en la siguiente etapa para comprimir aire incluso a alta presión. Capacidades de compresión: La gama de pistón opera entre 0,75 a 420 Kw (1 a 563 CV) produciendo presiones de trabajo de 1,5 a 414 bar (21 a 6.000 psi). Tipos característicos de aplicaciones: Compresión de gas (natural, nitrógeno, gas, inserte) Alta presión (aire respirable para cilindros de equipos de buceo, prospecciones sísmicas, circuitos de inyección de aire) Embotellado PET, arranque de motores y servicios industriales. Figura 2.32 Compresor de tornillo



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2.6.2.2

Principios de funcion amiento de un compresor de tornill o rotatorio.

El compresor de tornillo es un compresor de desplazamiento con pistones en un formato de tornillo; este es el tipo de compresor predominante en uso en la actualidad. Las piezas principales del elemento de compresión de tornillo comprenden rotores machos y hembras que se mueven unos hacia otros mientras se reduce el volumen entre ellos y el alojamiento. La relación de presión de un tornillo depende de la longitud y perfil de dicho tornillo y de la forma del puerto de descarga. El tornillo no está equipado con ninguna válvula y no existen fuerzas mecánicas para crear ningún desequilibrio. Por tanto, puede trabajar a altas velocidades de eje y combinar un gran caudal con unas dimensiones exteriores reducidas. Capacidades de compresión: La gama de tornillo rotatorio opera entre 4 y a 250 Kw (5 a 535 CV), produciendo presiones de trabajo de 5 a 13 bar (72 a 188 psi). 2.6.3 Compresores elevadores de presió n (bo0ster) Este compresor se encarga de elevar aun más la presión de la línea de acuerdo a los requerimientos. Figura 2.33 Elevadores de presión


Básicamente es una unidad compresora de desplazamiento positivo que recibe el aire a cierta mínima presión. Algunas alcanzan presiones de descarga de 2000 psig o más. El principio de funcionamiento de los Boosters es de pistón reciprocante. 100


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2.6.3.1

Paquetes completos de Compresión

Para suministrar volúmenes en una operación de perforación bajo balance, se pueden hacer arreglos dependiendo del volumen necesitado. Para volúmenes hasta de 1500 scfm (40 m3/min), se utilizaría un arreglo simple que consta de cuatro compresores, dos booster de baja y dos booster de alta presión y la presión máxima de inyección podría alcanzar 4000 psi. Para pozos que necesiten más volumen de gas, podrían realizar arreglos dobles en donde se pueden generar volúmenes de inyección de hasta 3000 scfm (80m3/min) a una presión de 4000 psi. Figura 2.34 Sistema de compresión


En la figura anterior se puede observar un caso típico de arreglo de compresión doble, en el cual se usaron siete compresores, dos unidades generadoras de nitrógeno por membrana, dos boosters de baja y dos boosters de alta. 2.6.4 Sistema de generación por membrana El sistema de generación en el sitio de nitrógeno de Weatherford utiliza la tecnología de membranas para producir nitrógeno seco no criogénico de una fuente de aire comprimido generando un 50% de volumen de nitrógeno del aire procesado. La generación del nitrógeno por sistema de membrana ocurre por la inyección de una corriente de aire a alta presión a través de una sistema de módulos, los cuales están

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conformados por la agrupación de cientos de miles (o kilómetros) de fibras poliméricas huecas y del espesor de un cabello humano. Al fluir el aire a través de cada fibra, los gases componentes e impurezas presentes, empiezan a atravesar la membrana. Las moléculas de oxígeno y el vapor de agua por ejemplo fluyen más rápidamente y atraviesan la superficie de la membrana, mientras que las moléculas de nitrógeno permanecen adentro y al fluir más lentamente (baja velocidad de difusión) llegan al otro extremo de la fibra tiempo después que ya han salido a la atmósfera los demás gases componentes del aire, garantizando así una corriente enriquecida y un gas inerte de cierta pureza que puede ser utilizado para múltiples aplicaciones. Figura 2.35 Descripción y elementos del sistema de generación Corriente enriquecida de N2 Membrana de fibras ahuecadas

Corriente enriquecida de O2

Ali mentac ión de aire


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

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Figura 2.36 Principio de generación de nitrógeno Nitrógeno Oxigeno Vapor de agua Nitrógeno

El oxigeno y vapor de agua son gases mas rápidos que rápidamente penetran a través de la membrana, permitiendo qu e el nitró geno fluya a través de las fibras


Generación in situ: El sistema de generación de nitrógeno “en el sitio” usa la tecnología de separación de membrana para producir nitrógeno seco no criogénico de una fuente de aire comprimido, generando un 50 % de nitrógeno por volumen de aire procesado. Las diferentes unidades de nitrógeno generan de 1500 a 3000 pies cúbicos por minuto a una presión entre 125 y 250 psi, con pureza de 95%. Ambientalmente no peligroso, ya que el proceso de generación es rápido, limpio y no genera desechos peligrosos. 2.6.5 Separadores Es un tanque de acero presurizado equipado con una válvula de control del presión (PCV) que permite controlar y manejar el fluido por baches que retorna del pozo, además de la reducción de velocidad de los fluidos para permitir la disgregación la mezcla de fluidos de retorno del pozo en sus diferentes fases componente (líquidos, sólidos, gases, agua, etc.), por medio de placas o deflectores que permiten la separación y el manejo adecuado del fluido. El sistema de separación debe ser diseñado para manejar el influjo esperado, y debe ser capaz de separar el fluido de perforación del flujo que retorna del pozo para que pueda ser bombeado hacia dentro del pozo una vez más.

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Estos equipos parten del principio de la separación por diferencia de peso o densidades de los fluidos, por medio de la segregación gravitacional. Los cuales se ubicaran desde los fluidos más densos en el fondo hasta el más liviano en la parte superior. Recientemente han aparecido varios enfoques en la tecnología de separación. • Separar el gas primero y después tratar con los fluidos y los cortes. • Separar los sólidos para minimizar la erosión y después tratar con el gas. El enfoque tomado depende en gran parte de los fluidos que se esperan del yacimiento. Se debe reconocer que la tecnología de separación para la perforación bajo balance puede tener que manejar hasta 5 o 6 fases.

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

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Apli cació n de lo s separado res:

• Perforación Bajo balance (UBD) • Pruebas de Producción de Pozo (WELL TESTING) • Facilidades y estaciones de producción. Funciones princip ales:

• Remover líquidos del gas • Remover Gas de los líquidos • Remover Sólidos • Principios de separación • Fuerza Centrifuga • Cambios de dirección • Coalescencia • Filtros • Impregnación • Agitación • Elementos diversificadores • Calor • Químicos 2.6.5.1

Tipos de Separadores

Separadores Bifásicos: Son aquellos separadores que están diseñados para separar solamente las fases liquida y gaseosa del fluido de perforación.

105


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Proyecto de grado Figura 2.37 Separadores Bifásicos Salida de gas Disco de ruptura Válvula de alivio Entrada Indicador de presión

Control de nivel Salida de líquido


Separadores de 3- fases: Están diseñados para realizar la separación de líquidos, sólidos y gases del fluido de perforación. Figur a 2.38 Separadores de 3 fases



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Proyecto de grado

Separadores de 4- fases: Son aquellos que están diseñados para realizar la separación de el fluido en forma liquida, sólida y gaseosa. Además también puede acarrear el manejo de agua. Figur a 2.39 Separadores de 4 fases


Trampas de líquido (Knock Out): Son recipientes diseñados para separar líquido remanente en la corriente de gas. Dispositivos de Seguridad

• Alarmas de presión y nivel. • Pilotos de presión • Disco Ruptura • Válvulas de Alivio

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Proyecto de grado Figur a 2.40 Trampas de líquido


Dispositivos de medición

• Medidores de desplazamiento positivo - Turbinas • Medidores Másicos • Orificios o medidores de gas Figur a 2.41 Dispositivo de medición


2.6.6 Toma muestras (Sample Catchers )

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Proyecto de grado

Su función principal es la de recolectar muestras del fluidos de perforación para evaluación geológica. Figura 2.42 Dispositivo de muestreo


2.6.7 Ensambles de estrangulación Es un dispositivo utilizado en operaciones de perforación bajo balance para realizar el control de la presión y el flujo que retorna del anular. Figur a 2.43 Dispositivo de estrangulación


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

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Proyecto de grado

CAPITULO III RELEVAMIENTO GEOGRAFICO 3.1

Introducción Figura 3.1 Mapa general de los bloques de exploración de Bolivia

Fuente: Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) 110


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Proyecto de grado

La prospección en la parte sur de las Sierras Subandinas fue iniciada por Geólogos de la Standard Oil, entre los cuales se encuentra S.H. Cathcart que, en el año 1927, delimita varias estructuras con posibilidades petrolíferas, dentro de las que se destaca la estructura San Alberto. YPFB reinicia, el año 1956, los trabajos exploratorios y es el Geólogo Arigos, en su informe “Geología de la Serranía de San Antonio sector Norte y Sur”, quien analizo con mayor detalle la zona y enfatizo su importancia petrolífera. Continuando con las investigaciones, en 1963 el Ing. Jaime Oblitas efectuó un estudio geológico de detalle, abarcando la zona de Achiralito y San Alberto. El primer pozo perforado en la culminación (existen varias) San Alberto, fue el SALX1 en 1966, que alcanzo la profundidad de 2208 mbbp (metros bajo boca de pozo) y resulto seco. El pozo SAL-X2 perforado en 1967 de 1792 metros también resulto seco. El mismo año se perforo el SAL-X3 de solo 846 metros y resulto descubridor (B-1) del nivel denominado Arenisca Miller (tuvo una producción de 653.000 barriles de petróleo, hasta que agoto su reserva en octubre de 1995). Los pozos SAL-X4, 5 y 6 perforados también en 1968, fueron productores de desarrollo. Los pozos SAL-X7 y 8 fueron de avanzada que resultaron secos. El año 1973, en la estructura de Caigua, en la Serranía de Aguarague, YPFB perforo el pozo CAI-X2 que descubre petróleo y gas en niveles de la Formación Huamampampa. Así mismo, entre los años 1983 y 1986, en la Serranía de Bermejo, YPFB perforo el pozo BJO-X44 que resulto descubridor de un yacimiento profundo de gas y condensado, en la formación Huamampampa. En la Argentina algunos Campos como Ramos, San Pedro, Acambuco y Macueta, también eran productores de gas y condensado de la Formación Huamampampa. Estos antecedentes geológicos regionales fueron tomados en cuenta en San Alberto y en los años 1987 y 88, se propuso la perforación de un pozo profundo para alcanzar niveles superiores del Devonico, habiéndose perforado el pozo SAL-X9, que se inicia en Diciembre de 1988 y concluye en Septiembre de 1990 a una profundidad de 4518,5 metros bajo boca

de

pozo.

El pozo SAL-X9 atravesó la arenisca Miller a 991 m y entro en la arenisca 111


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Proyecto de grado

Huamampampa I a 4319 m y en la II a 4479,5 m, con un diámetro de perforación de 4 5/8 “. Durante la perforación se presentaron dificultades, debiendo hacerse 2 desviaciones, lo que impidió seguir con la perforación a niveles más profundos y con un diámetro mayor. Sin embargo, este pozo descubridor de yacimiento profundo (B2B) es el considerado como descubridor de gas en los niveles superiores del Devonico, Formación Huamampampa en el Campo San Alberto. Así lo anuncio YPFB el 15 de Octubre de 1990. El nivel productor descubierto Huamampampa II, de 70 metros de espesor, fue atravesado solo 39 m, lo que no permitió la evaluación COMPLETA del reservorio. La estimación de reservas realizada por YPFB fue de 1,08 TCF de gas y 28,4 Millones de barriles de petróleo. Después de 1985 se realizaron nuevas inversiones en exploración. El resultado fue el descubrimiento de gas en los reservorios PROFUNDOS de las Sierras Subandinas del Sur y de petróleo y gas en el Chapare. Después de los resultados del pozo SAL-X9 profundizado, se perfora el SAL-X11(1302-99 al 20-06-2000) que resulta productor de los reservorios Huamampampa e Icla. El pozo SAL-X12 perforado entre el 31-08-99 al 26-11-2000, alcanza la profundidad de 5648 m y resulta productor. Los pozos SAL-13 y 14 perforados posteriormente, son pozos de desarrollo y resultaron productores. 29 Actualmente se tiene proyectado la perforación de nuevos pozos: SAL-15: Al Norte de SAL-X12, se prevee un pozo con una rama sub-horizontal en Huamampampa, e Icla y otra en la capa superior de SR1. SAL-16: Entre SAL-X12 y SAL-15, los mismos objetivos del SAL-15. SAL-17: Al Sur de SAL-X11, con objetivo en Huamampampa e Icla, se prevee un pozo desviado de alto ángulo en HMP y Sub horizontal en Icla. O dos ramas sub horizontales en HMP e Icla.

29

CUMBRE SOCIAL (17/09/2004 18:09), Informe Técnico del Campo San Alberto, bolivia_indymedia_org Informe Técnico del Campo San Alberto.htm 112


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Proyecto de grado

3.2

Objetivo

El pozo SAL-15 esta diseñado para probar el potencial hidrocarburifico perteneciente en la cordillera central, específicamente a las formaciones HMP, ICLA y SR. 3.3

Ubicación geográfica Figura 3.2 Vista satelital del Bloque San alberto

Fuente: Google Earth

113


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Proyecto de grado

Figura 3.3 Campos petroleros del Bloque Sur

Fuente: Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB)

Figura 3.4 Plano del campo San Alberto

Fuente: Petrobras Bolivia 114


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Proyecto de grado

3.3.1 Datos generales

BLOQUE:

SAN ALBERTO

CAMPO:

SAN ALBERTO

POZO:

SAN ALBERTO Nº 15

CLASIFICACION INICIAL:

A-0 (DE DESARROLLO)

SOCIEDAD:

PETROBRAS BOLIVIA S.A (OP) – 35%;

ANDINA

50% Y TOTAL – 15 % CUENCA:

SUBANDINA SUR

DEPARTAMENTO:

TARIJA

PROVINCIA:

GRAN CHACO

PAIS:

BOLIVIA

UBICACIÓN FISIOGRAFICA: SUBANDINO SUR UBICACIÓN GEOLOGICA EN SUPERFICIE:

ZONA DE CULMINACION DE

ESTRUCTURA PLANCHADA EN ROCAS DE LA FM. TARIJA UBICACIÓN GEOLOGICA AL TOPE DE LA FM:

HUAMAMPAMPA, ZONA DE

CULMINACION DE ESTRUCTURA COORDENADAS: UTM X= 412911 UTM Y= 7856072 ZT= 1562msnm

115


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Proyecto de grado

3.4

Columna estratigráfica

Tabla 3.1 Secuencia estratigráfica POZO SAL-15 Secuencia estratigráfica X= 412911 SISTEMA

Y= 7586072 GRUPO

Mandiyuti

Carbonífero Machareti

Zt= 1562 FORMACION

CUERP

TOPE

OS

(mbbp) Secuencia

Escarpment

Zr= Cota Estrutural (mss) 1562

Tarija

Aflorante 540

1022

Ar. Miller

1310

252

Itacuami

1480

82

Tupambi

1520

42

Iquiri

1860

-298

2000

-438

2240

-678

4407

-2845

H0

4407

-2845

H1

4442

-2880

H2

4522

-2960

H3

4704

-3142

H4

4843

-3281

4859

-3297

I1

4859

-3297

I2

5001

-3439

5185

-3623

5386

-3824

5386

-3824

5450

-3888

Los Monos

Ar. A

Huamampampa

Devónico Icla

Icla Lower Santa Rosa SR1 PF

Fuente: PETROBRAS BOLIVIA 116


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3.4.1 Corte Geológ ico del objetivo del campo San Alberto

Figura 3.5 Perfil Geológico del pozo San Alberto

Fuente: PETROBRAS BOLIVIA 117


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Proyecto de grado

3.5

Descripción litológi ca de las formaciones

3.5.1 Sistema Carbónico La cuenca deposicional del Sistema Carbonífero con sus sedimentitas asociadas a la glaciación del Gondwana, tiene algunos aspectos exclusivos. La depositación caótica de los sedimentos y las abundantes anomalías de tipo canal junto a cambios diagenéticos y el Plegamiento Andino del Terciario, han contribuido a la naturaleza compleja del entrampamiento de los hidrocarburos. 3.5.1.1

Formación Escarpment

Se caracteriza por un promedio de psamitas en menor proporción intercalan psefitas, pelitas y diamictitas.

Las psamitas son areniscas de color blanquecino, blanco verdoso y amarillentas friables a semiduras de grano muy fino a fino; escaso medio subangular y subredondeado; regular selección; cemento silicio y con leve reacción calcárea, matriz arcillosa. Psefitas en bajo porcentaje, conglomerados compuestos de clastos de cuarzo verdoso, violáceo de forma angular y algo fracturada. Pelitas de poco desarrollo, limolitas gris verdosa, marrón violácea y marrón rojiza con una dureza media. 3.5.1.2

Form ación Tarija

Ambiente deposicional marino de plataforma somera, definida por influencia glacial y evidencia de resedimentacion. Son frecuentes dentro de la masa de diamictitas, grandes bloques y clastos, de innegable origen glacial, de granito rosado de hasta 50 cm de diámetro. De forma pentagonal, con superficies pulidas y estriadas, de color gris oscuro y verdoso. 118


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Proyecto de grado

Intercalaciones de limolitas, diamictitas y arcillitas de color marrón rojizas las cuales pueden constituir horizontes de correlación. La parte media hay predominio de diamictitas también se observan intercalaciones de cuerpos arenosos. Esta unidad prominentemente pelitica esta constituida por illitas grises negruzcas masivas. Lutita gris (diamictita) de color rojo gris verdoso con ligero tono azulado, intercalan lentes de areniscas gris blanquecinas algo verdosas de grano fino, selección regular a mala, duras; presentan estratificación masiva y caótica. Ademas de algunas hematíticas, escasas gris claras, y gris oscuro, clásticas, de grano mediano, intercaladas con areniscas blancas y blanquecinas, de granos medianos a fino, angulosos a subredondeados, también se presentan intercalaciones de lutitas marrón en parte siltítica, laminar y lutitas tipo tidalitas de color gris oscuro y gris verdoso oscuro. 3.5.1.3

Formación Itacuami

Constituye facie psamitica de la formación Tarija, se compone de areniscas rojas y blanquecinas grano medio a grueso, subanguloso a subredondeado, mal seleccionado, abundante matriz limosa, cemento siliceo, clastos de cuarcita de grano rojo. Esta unidad esta compuesta de areniscas rojizas y conglomerados que son caracterizados por guijarros cuarzos y grano medio a fino y están presentes en camas espesas masivas. En esta formación se encuentra presente arena (90%): Cuarzo, café rojizo, predominantemente grano grueso a muy grueso, grano de medio fino a medio, subredondeado a subangular, clasificado desde muy pobre a pobre, con accesorios mineral oscuro, en parte matriz arcillosa. Arenisca (10%): Café rojizo, grano muy fino a fino, Sub redondeado a redondeado, muy suelto, pobre para una exposición seleccionada, matriz arcilloso. 119


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Proyecto de grado

3.5.1.4

Formació n Tupambi

Ambiente depisicional marina de plataforma somera, con influencia deltaica y evidencias de resedimentacion Las diamictitas disminuyen en porcentaje, en cambio aumenta el material psamitico. Las intercalaciones peliticas son menores. La formación Tupambi constituida por una alternancia de lutitas y limolitas de color marran rojizo oscuro que hacia el tope toman color violeta y gris, están bien estratificadas y son algo micáceas, intercalan diamictita y algunos clastos dispersos. Esta unidad se caracteriza por areniscas cuarzosas y cuarcíticas de color verde blanquecinas a amarillentas con motas marrón oscuras, de grano fino, medio y grueso, redondeado a subredondeado, selección regular, limpias, duras, compactas, estratificadas en bancos lenticulares con entrecruzamiento y de hasta 6 metros de espesor. Camas delgadas de lutitas, limolitas arenosas y diamictitas que también son interestratificadas. 3.5.2 Sistema Devóni co 3.5.2.1

Formación los Monos

Muestra una secuencia pelitica, con delgadas intercalaciones psamiticas, las primeras están representadas por lutitas grises oscuras y negruzcas micáceas, las psamitas por areniscas gris blanquecinas y gris clara, grano fino a muy fino, subangular subredondeado, regular selección, cemento siliceo, micácea, dura. La mayoría de esta sección esta compuesta de lutitas laminadas grises negruzcas y limolitas micáceas ligeramente arenosas. Cuerpos ínter estratificados de arena de grano fino bien seleccionado de color gris blanquecino lenticular. Algunas de estas pueden tener un espesor significante. 120


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Proyecto de grado

3.5.2.2

Formación Huamampamp a

La formación Huamampampa en su parte inferior una intercalación de arenisca gris marran amarillo, grano medio a fino, subredondeado a subanguloso, regular a buena selección, abundante matriz, micácea, cemento siliceo, hacia arriba pasa gradualmente

a

un

predominio

arenoso,

observándose

esporádicamente

intercalaciones arcillosas. Areniscas cuarciticas de grano medio a fino. Estas rocas son grises coloradas claras a medio duras y micáceas. Camas delgadas de lutitas y limolitas son comunes. La secuencia mas superior del Huamampampa, normalmente llamada sucia, es comprendida de lutitas interestratificas y arenas liticas. La mas baja secuencia, normal mente llamada limpia se denominan arenas macizas, ricas en cuarzo grano fino a medio con intercalaciones menor de lutitas y arenas liticas. 3.5.2.3

Formación Icla

La formación icla en la base se inicia con las primeras lutitas grises negras, micáceas laminadas y fisibles, por encima de este primer cuerpo arcilloso aparecen una serie de intercalaciones de lutitas y areniscas finas, limosas y limolitas, que Bevan en su seno concreciones con fósiles como núcleo, transicionalmente de las lutitas y limolitas del icla se pasa a las areniscas del Huamampampa. Esta sucesión esta compuesta de grano muy fino, colorado olivo, limolitas y lutitas en la base, que se gradúa hacia arriba en arena que domina la sección. Varios pozos recientes han notado la presencia de unidades de arenas espesas en la parte más superior de la formación.

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Proyecto de grado

3.5.2.4

Formación Santa Rosa

Areniscas grises ligeras son características en esta sección. Estas son granuladas de medio a fino, duras, y micáceas. Laminación y estratificación entrecruzada son observadas.

Limolitas

micáceas

grises

obscuras

y

Jutitas

también

son

interestratificadas. Al igual que la formación Huamampampa, se esperan porosidades sumamente bajas con abundante facturación.

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Proyecto de grado

CAPITULO IV INGENIERIA 4.1

Introducción

El proceso de planificación de un pozo debe estar enfocado a minimizar problema que podrían acontecer durante la perforación. Una vez definidos los problemas se continúa con el estudio y planteamiento de alternativas, con la finalidad de alcanzar los objetivos de la perforación. 4.2

Pozos de referencia

Para determinar los problemas se hace necesario compilar datos y análisis de dicha información como ser la información de pozos vecinos o de bloques adyacentes. Los pozos de referencia son SAL-X12, SAL-X9 e ITAU-X2. Tabla 4.1 Pozos de referencia REFERENCIA

FECHA DE PERFORACIÓN

PF/ FORMACIÓN

DISTANCIA DEL POZO

TIPO DE POZO

SAL-X12

19992000

5,648 m Santa Rosa

3.8 km Nor Este

Vertical

SAL-X9

2000 2001

4,564 m Huamampampa

6.9 km Nor Este

Vertical

ITAU-X2

2003

6,095 m Santa Rosa

2.4 km Sur Oeste

Vertical

Fuente: Petrobras Bolivia

En este capitulo el análisis parte desde las gradientes de formación y de esta manera estimar y definir las densidades de los fluidos apropiadas para atravesar dichas formaciones.

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Proyecto de grado

Tabla 4.2 Gradientes Estimadas de Formación FORMACIÓN

TVD (M)

GRADIENTES (ppg)

GRADIENTES (psi/ft)

Escarpment

Superficie

8.0 - 9.1

0.416 – 0.468

Tarija

640

6.0 - 8.0

0.0416 <

Tupambi

1070

8.0 - 9.0

0.416 – 0.468

Iquiri – Los Monos

1492

10.0 - 13.2

0.52 – 0.6864

Huamampampa

4407

8.9 - 10.6

0.4628 – 0.5512

Icla

4884

8.9 - 10.6

0.4628 – 0.5512

Santa Rosa

5386

8.9 - 9.4

0.4628 – 0.4888

Fuente: Petrobras Bolivia Tabla 4.3 Gradientes de Fractura.- LOT Pozo

LOT/FIT TVD (m) ECD (PPG) FIT LOT FIT LOT

726 1439 3027 4060

10,1 12,1 17,35 13,29

SAL-X11 LOT LOT LOT SAL-X12 LOT LOT LOT LOT SAL-13 LOT LOT LOT LOT SAL-14 LOT FIT LOT

5073 2582 4316 5090 1413 2793 4047 4929 1332 2497 3973 5034 1272 2601 3958

14,43 15,41 12,93 15,19 13,94 14,77 13,94 14,96 15,5 16,28 14,59 13,48 13,57 17,74 14,53

SAL-X10


Las pérdidas de circulación son problemas comunes durante la perforación dentro del desarrollo de un campo, la extensión de los problemas de pérdidas comienza en formaciones no consolidadas a profundidad someras y se extiende hasta las

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Proyecto de grado

formaciones consolidadas profundas que son fracturadas por la presión impuesta por el fluido de perforación. De igual manera, la severidad de la pérdida va de una pérdida parcial a una pérdida severa o total. Tradicionalmente las pérdidas de circulación, se implementaban planas de acción preventivos basados en el control de las presiones del pozo, el cual abarca el control de las propiedades del lodo y de los procedimientos y operaciones dentro del pozo. En algunas situaciones, estas acciones preventivas solo minimizaban la ocurrencia y severidad de la perdida de circulación, de modo que era necesario acudir a los métodos correctivos para solucionar este problema, llevando a una excesiva prolongación de las operaciones incrementando los costos en la perforación. A menudo se utiliza los métodos convencionales como los baches viscosos con obturantes o la adición de materiales de pérdida de circulación. 4.3

Programa de perfor ación del pozo SAL-15

4.3.1 Propósito de la perforación

El objetivo fundamental de este pozo, es el de desarrollar las reservas de gas en niveles naturalmente fracturados de la Fm. Huamampampa, Icla y Santa Rosa y ser capaz de producir inicialmente 1,5 MMsm3/d, mediante la perforación de un pozo multilateral, con una rama inferior de alto ángulo en dirección de acimut 195º, para la Fm. Santa Rosa (reservorio SR1) y otra rama superior de alto ángulo en dirección de acimut 195º para las Fms. Huamampampa (reservorios H0-H4) e Icla (reservorio I2). El pozo SAL-15 es el tercer pozo de Desarrollo con objetivo Devónico (Huamampampa, Icla y Santa Rosa), que se perfora en el Campo San Alberto. Es clasificado inicialmente como un A-0, Pozo de Desarrollo (Clasificación de Lahee).

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Proyecto de grado

Figura 4.1 Perfil del Pozo


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Proyecto de grado

Tabla 4.4 Programa de cañería del tramo 24” TRAMOS

DIAMETRO HOYO (Pulg)

DIAMETRO CAÑERIA

24

0 – 1400

PESO (lb/#)

(Pulg) 20

129.33


Tabla 4.5 Resumen programa de lodo para el tramo de 24” DIAMETRO (pulg) 24

PROPIEDADES DEL LODO TRAMO DENSIDAD VP PC TIPO DE LODO (m) (ppg) (cp) (lb/100ft2) LODO BENTONITICO 80-1400 8.9 - 9.3 12.0 15.0 15.0 20.0 AIREADO Fuente: Petrobras Bolivia Tabla 4.6 Trépanos

Diámetro

IADC/ Profundidad de Profundidad de Avance

Hrt

ROP

Formación

(pulg) 24

tipo *115

entrada 82 (m)

salida 250(m)

(m) 168

(hrs) 84 (m/h) 2.0 ESCARPMENT

24

*415

250

400

150

88

1.7

ESCARPMENT

24

*415

400

550

150

88

1.7

ESCARPMENT

24

*415

550

700

150

88

1.7

ESCARPMENT

24

*415

700

850

150

88

1.7

TARIJA

24

*445

850

1000

150

88

1.7

TARIJA

24

*445

1000

1150

150

88

1.7

TUPAMBI

24

*445

1150

1300

150

88

1.7

TUPAMBI

24

*445

1300

1400

100

67

1.5

TUPAMBI


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Proyecto de grado

Tabla 4.7 Normas de Perforación TRAMO (M)

WOB (KLBS)

80-300 400-800

20-25 20-30

800-1400 30-50 Fuente: Petrobras Bolivia

RPM 100-110 100-110 80-100

Tabla 4.8 BHA para perforación (Convencional) DESCRIPCION Trépano

JUNTAS DIÁMETRO DIÁMETRO OD (PULG.) ID PULG. 1 24

Near Bit Stabilizador

1

24

3.1/4

PM Espiral

1

11

3

Estabilizador Integral

1

24

3.1/4

Shock Sub.

1

12

3

PM Espiral

1

11

3

Estabilizador Integral PM Espiral

1 1

24 11

3 3

Cross Over

1

11

3

PM Espiral

3

9.1/2

3

Drilling Jar

1

9.1/2

2.13/16

PM spiral

3

9.1/2

3

Cross Over

1

9.1/2

3

PM Espiral

3

8

3

Cross Over Heavy Weight

1 12

8 5

3 3

5.1/2

4.3/4

DP


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Tabla 4.9 Hidráulica TREPANO

BOMBA

HIDRAULICA ∆P Potencia Trépano en el trépano Velocidad jets (ft/s) (psi) (HP)

Tramo (m)

Presión (psi)

Caudal (gpm)

Dens. lodo (ppg)

Fuerza Impact (lbs)

80-300

*1300

750

9.0

21

9

100

89

300-600

*1800

900

9.0

44

23

120

190

600-1000

*2100

1000

9.0

95

56

133

413

1000-1400

2400

1050

9.0

158

97

140

683



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Proyecto de grado

4.4

Perforación bajo balance para el Sistema Carbon ífero

4.4.1 Antecedentes y planteamiento del pro blema.

Un rápido análisis estadístico de las operaciones de perforación en el sistema carbonífero revela que las pérdidas de circulación son un problema que suceden a menudo en la perforación

de pozos dentro del área sur de Bolivia, debido

principalmente a la existencia de formaciones que son susceptibles a este tipo de problema. Las pérdidas de circulación dentro del subandino

sur de Bolivia se presentan

principalmente en el Sistema carbonífero (Formación Tarija). Debido a la difícil descripción de los ambiente deposicionales, abruptos cambios de facies en cortas distancias, las cuales han sido documentadas por afloramientos, pozo y sísmica. La extensión del problema de pérdida de circulación comienza por arenas no consolidadas a profundidades someras y se extiende hasta formaciones consolidadas muy profundas, además estas formaciones son fracturadas por la presión hidrostática impuesta por el fluido. Las formaciones del Sistema Carbonífero

tiene la habilidad de tomar fluido y

ocasionar pérdidas de circulación, debido a las características de las formaciones:

• Escarpment.- Altamente permeable e inconsolidada. • Tarija.- Naturalmente fracturada, presión original de la formación es de 640 psig, gradientes bajos de formación, niveles de acuíferos próximos a la formación. • Tupambi.- Naturalmente fracturada.

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Proyecto de grado

Estas formaciones son clasificadas como zona altamente permeable, diaclasadas y con fracturas naturales, formaciones abrasivas, bajos gradientes de fractura, altos buzamientos. Presentándose regímenes de pérdidas parciales hasta pérdidas totales, bajas ROP, aprisionamiento por presión diferencial. Considerando el gradiente de formación esperado en el intervalo (0.0416 <) y la posibilidad potencial de presentar pérdidas y trabajar de principio a pérdida, se considera que el uso de fluido aireado como alternativa para la perforación del tramo 24’’, que se extiende de los 80 metros hasta 1400 metros, esto se debe a que ha considerado los siguientes factores:

• Características de las formaciones del sistema carbonífero anticipadas anteriormente, formación Escarpment, Tarija, Itacuami, Tupambi; son propensas a las pérdidas de circulación. • La selección de este sistema de fluido es debido a su elevada capacidad de limpieza, además de mantener una presión de fondo baja, evitando de esta menor las perdidas y posibles consecuencias, Disminución de riesgo de aprisionamiento por presión diferencial, velocidades de penetración mayores.

4.4.2 Programa de perforación, tramo 80 –1400. 24’’; cañería 20” ,

Objetivo: Cañería Superficial. Con esta cañería se aislará las zonas de baja presión y con pérdida de circulación. Se pretende bajar está cañería en la zona basal del Tupambi, aislando la totalidad del carbonífero. La perforación del pozo San Alberto en el tramo seleccionado es de mayor interés para la aplicación de la perforación bajo balanceada, debido a problemas de pérdida de circulación, en formación extremadamente abrasiva y duras haciendo uso de los sistemas de líquidos gasificados.

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4.4.3 Antes de Iniciar la perfor ación.-

Verificar materiales y herramientas adicionales a ser usados durante la perforación (por ejemplo: equipos de perforación con aire, trépanos, shock absorver, tijeras de perforación, herramientas de pesca, material de lodos, material para el control de pérdidas de circulación, tapones de prueba, wear bushing, etc. Deberán tenerse listos +/- 1800 bbls de lodo bentonítico, en los tanques para el inicio de la perforación. En está fase se utilizará la cabeza rotativa (como desviador) y un desgasificador atmosférico para la perforación con aire. Una línea de quema deberá ser armada y anclada de acuerdo con los requerimientos de PEB y la compañía de perforación con aire. En caso de tener lutitas con gas, el flujo será derivado al separador de gas, por lo tanto se debe mantener listo el piloto del quemador.

4.4.4 Durante la perforación Para esta fase se utilizará lodo aireado que permitirá atravesar las formaciones Escarpment, Tarija y Tupambi, donde normalmente se presentan perdidas de circulación, por lo que se debe contar con el adecuado stock de materiales de lodo y obturantes de diferente granulometría.

Se deberá tener cuidado al entrar a la formación Tupambi, ya que puede presentar influjo de agua de formación (SAL X-12). Si es necesario se subirá el ECD al entrar a esta formación a un valor que no permita dicho influjo. Instalar anillas (cupones) de corrosión en la sarta de perforación y llevar el control de los mismos. No descuidar el agregado de aditivos químicos para el control de corrosión. Es importante remarcar que el sistema de lodo aireado debe utilizar una

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mayor cantidad de inhibidor de corrosión y mayor concentración del PH para aumentar la eficiencia de los anti corrosivos. La velocidad de tratamiento con agentes químicos deberá ser optimizada para que la operación sea más económica. Recordar que sí el tratamiento es insuficiente podría dañarse todo el conjunto de fondo, incluyendo la cañería de 30”. Para realizar el cambio de trépano o gomas del stripper se circulará una píldora viscosa (50-100 bbls), para la limpieza del pozo. Por seguridad las gomas del stripper deberán permanecer en su lugar hasta que el BHA se encuentre a un tiro de la cabeza rotativa. Controlar la verticalidad del pozo mediante el MWD (caso se esté utilizando el Vertitrack o Motor) o mediante TOTCO caso se este perforando en forma convencional. Variar las normas de perforación sobre la base de los datos de desviación. Controlar el peso del lodo y de ser necesario, parar la perforación y circular para limpiar el pozo. La densidad del lodo debe tener tal equilibrio que permita estabilizar las paredes del pozo al mismo tiempo que no se induzcan perdidas de circulación. 4.4.5 Secuencia de operacio nes

Perforar formación hasta 1400 m, muy cerca al tope de la formación Iquiri/ Los Monos, controlar la verticalidad del pozo con totco y variar las normas de perforación en función de los datos de desviación. Se debe realizar un control estricto de la densidad de lodo (aireado) de tal manera que permita mantener la estabilidad de las paredes del pozo y mantener al mínimo las perdidas de fluido hacia la formación. Cabe mencionar que a medida que se profundiza el pozo, la severidad de la perdida de circulación puede disminuir y

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Proyecto de grado

pueden presentarse algunos aportes de agua, entonces, el sistema de lodo aireado debe ser convertido lentamente a un sistema de lodo base agua. Una vez que el lodo aireado haya sido convertido a un sistema base agua, continuar con la perforación realizando los cambios necesarios en el circuito de lodo. Una vez que se llegue a la profundidad de asentamiento de la cañería de 20”, circular píldora viscosa y acondicionar el lodo para perfilar. Armar trépano de 24”, con BHA, sí es necesario repasar puntos de resistencia. Circular píldora viscosa para limpieza de pozo y sacar herramienta, desarmar estabilizadores. Apartar cabeza rotativa. 4.4.6 Propiedades principales del lodo.

4.4.6.1

Descripción del flui do de fluido: Fluido aireado / lodo base agua (W.B.M.)

El fluido a utilizarse será del tipo Bentonítico Aireado de bajo contenido de sólidos no disperso, será alivianado con inyección de aire para disminuir las pérdidas de circulación que son frecuentes en las formaciones del carbonífero. Como precaución deberá agregarse al sistema, inhibidores de corrosión y se deberá elevar el PH para mejorar la eficiencia de estos productos. Sí por alguna razón hubiera un influjo de agua salada, se incrementará la velocidad de corrosión debido a los cloruros y podrá afectar a todas las herramientas de fondo, en este caso es importante incrementar inmediatamente la densidad equivalente de circulación, para controlar dicho influjo y reducir el volumen de aire en el sistema. Es importante de que el agua de preparación este tratada con agentes quelantes, es el primer paso para controlar la corrosión por oxigeno.

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Proyecto de grado

4.4.6.1.1 Composición básica: El aireado, espuma y Lodo base agua, los fluidos tendrán la siguiente composición básica: Tabla 4.10 Características del fluido AIREADO

LODO BASE AGUA

AGUA

QSP

QSP

BENTONITE (lb/bbl)

10 – 15

10 – 15

CAUSTIC (lb/bbl)

1,0 – 2,0

1,0 – 2,0

LIGNOX

–

1,0 - 2,0

CAL HIDRATADA PAC R (lb/bbl)

2,0 – 3,0 0,5 – 1,0

3,0 – 5,0 –

PAC L (lb/bbl)

–

1,0 – 2,0

BARAZAN ( ppb)

0,5 - 1,0

0,5 –1,0

BARACASCAV-L (ppb)

0,1 – 0,5

–

BARACOR 95 (ppb) *

0,25– 1,0

–

BARAFILM (1: 6)

5 gal / connection

–

Fuente: Petrobras Bolivia (*) Si se detectara CO2 en el filtrado del lodo Tabla 4.11 Propiedades del lodo base agua (W.B.M) Properties Densidad Viscosidad Marsh Viscosidad Plástica En 3 rpm En 6 rpm Punto Cedente Gel (10 sec) Gel (10 min) Filtrado API pH Ca ++ + Mg ++ Pm Pf Mf Arena Sólidos

Unidad ppg sec/1,000 ml Cps Cps Cps lb/100 ft² lb/100 ft² lb/100 ft² cm³ Ppm mg/l % vol % vol

Minima 8.6 50 5 >10 >14 15 10 15 4 11,0 6 1 1,2 -

Maxima 9.0 60 12 25 20 30 10 12,0 < 400 10 2 2,2 < 0.5 <5

Fuente: Petrobras Bolivia 135


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Proyecto de grado

Tabla 4.12 TRAMO

DENSIDAD

VP

PC

(M) 80 -1400

(PPG) 8.9 - 9.3

(CP) 12-15

2

PH

FILT

R6/R3 MBT/SÓLIDOS

(LB/100 FT ) (CC/30 MIN) 15-20 11.0 11.5 < 12 8-10/6-8

(%) <20 / <4

Fuente: Petrobras Bolivia 4.5

Calculo de la circulación

4.5.1 Caudal de aire requerido El fluido aireado/ gasificado, la fase continua es el fluido y la fase discontinua es el aire. La fase gaseosa requerida para formar el fluido aireado es generada con compresores de aire y la presión de inyección requerida es provista por los boosters. La fase liquida será bombeada con las bombas del equipo al caudal recomendado. Para determinar el caudal de aire necesario a inyectar se hace uso de los métodos gráficos y analíticos. Para determinar se tiene que tener muy el rango permitido del fluido de perforación, de este tendremos un máximo permitido el cual será una referencia o un patrón para evitar dicha densidad. Esto será nuestra ventana operacional Tabla 4.13 Densidades permisibles FORMACIÓN Escarpment Tarija Tupambi

TVD (M)

GRADIENTES

Superficie 8.0 - 9.1 640 6.0 - 8.0 1070 8.0 - 9.0 Fuente: Petrobras Bolivia

GRADIENTES si/ft 0.416 – 0.468 < 0.416 0.416 – 0.468

Seguido de las densidades en que el fluido de perforación, base agua. Es importante fijar limites o densidades menores que las nos permite la formación.

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Proyecto de grado

Tabla 4.14 Densidades del fluido de perforación Densidad del fluido(ppg) / WBM Tramo Dmax Dmin 80-1400

9,3

8,9

Fuente: Petrobras Bolivia Siendo nuestro parámetro limitantes y dentro de los cuales nos mantendremos para cumplir nuestro objetivo. Tabla 4.15 Densidades del fluido de perforación aireada Densidad deseada del fluido(ppg )/ Permitida Tramo

Dmax

Dmin

80-1400

6

4


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Figura 4.2 Carta de Poettman y Bergman



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Los cálculos realizados de manera grafica, de igual manera se desarrollan de forma analítica. Ecuación 1. P2

= P + 0 . 052

h ρ d

(1)

Donde: P2 = Presion a la profundidad de interes (psi) P = Presion de superficie (14.7 psi) H = Profundidad de interes (pies) ρ d =

Promedio de la densidad deseada (ppg)

Los resultados obtenidos se detallan en el anexo, tabla 1 Una vez determinado las presiones a ser ejercidas por el fluido de perforación se determinan el caudal de aire necesario, este cálculo se hace uso de la siguiente relación, ecuación 2.

Qa

=

42 h ρ f − 808 ( P2 − P1 )

( 4 . 071 T avg ln(

P2 P1

)) − ( 0 . 0764 h )

(2)

P2 = Presion a la profundidad de interes (psi) P = Presion de superficie (14.7 psi) h = Profundidad de interes (pies) ρ f =

Densidad del fluido de perforación (ppg)

Qa = Flujo de gas(scf/bbl)

Los resultados obtenidos se detallan en el anexo, tabla 2 139


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Proyecto de grado

Calcul o en el espacio anular:

Primer Paso: Calculo de la densidad y el volumen del gas. La densidad y el volumen del gas pueden ser calculadas a cualquier presión usando las siguiente ecuaciones. ρ g

V

g

=

2 . 703 SP

i

T i

0 . 35 Q

=

a

Q

(3) l

Pi

(4)

Pi = Presion en el tope del primer intervalo (psi) S = Gradedad especifca del aire (1) Ti = Temperatura en el tope del primer intervalo (ºR) Qa = Flujo volumetrico de inyeccion de gas (sfc/bbl) Ql = Caudal volumétrico del fluido de perforación (gpm) ρ g =

Densidad del gas a temperatura y presión del intervalo (lbm/ft 3)

Vg = Flujo volumétrico del gas a la presión del intervalo (ft3/min) Los resultados obtenidos se detallan en el anexo, tabla 3 Segundo Paso: La densidad y el volumen del liquido son determinadas y luego usadas para convertir a líquidos (ppg). Las relaciones usadas son las siguientes. ρ l

= 7 . 48

V l

=

Q

ρ f

l

7 . 48

(5) (6)

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Proyecto de grado ρ f =

ρ


= Densidad del fluido de perforación (lbm/ft 3)

l

Ql = Caudal volumétrico del fluido de perforación (gpm) Vl = Flujo volumétrico del fluido de perforación (ft 3/min) Los resultados obtenidos se detallan en el anexo, tabla 4 Tercer Paso: El siguiente paso es determinar la combinación de la densidad y volumen de la mezcla.

V T = V g + V l

ρ m

ρ g =

ρ l ρ m

=

+

ρ g V g

(7)

ρ l V l

V T

(8)


3 = Densidad del fluido de perforación (lbm/ft ) 3 = Densidad de la mezcla de aire y fluido de perforación (lbm/ft )

Ql = Caudal volumétrico del fluido de perforación (gpm 3

Vl = Flujo volumétrico del fluido de perforación (ft /min) VT = Flujo volumétrico total de la mezcla de aire y fluido de perforación (ft3/min)

Los resultados obtenidos se detallan en el anexo, tabla 5

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Proyecto de grado

Cuarto Paso: La presión hidrostática y la perdida de fricción para intervalos de 100 ft. Son calculadas con las siguientes ecuaciones, junto con la presión de fondo y de los intervalos (ignorando los recortes).

Phy

P fr

=

=

ρ m L tvd

144

(9)

( 5 . 88 x10 − 4 ) ρ m0 . 81 V T 1 . 81 PV

0 . 19

3

L md

1 . 81

( D h − D p ) ( D h + D p ) Pi+1 = Pi + Phy + P fr

(11)

(10)

Ltvd = Longitud vertical del intervalo (pies) 3

ρ m

= Densidad de la mezcla de aire y fluido de perforación (lbm/ft )

Phy = Presión hidrostática incrementada sobre el intervalo calculado (psi) Pfr = Perdida de fricción del intervalo (psi) PV = Viscosidad plástica (cp) VT = Flujo volumétrico total de la mezcla de aire y fluido de perforación (ft3/min) Lmd = Longitud medida del intervalo (pies) Dh = Diámetro del pozo (pulg) Dp = Diámetro de la tubería de perforación (pulg) Los resultados obtenidos se detallan en el anexo, tabla 6

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Proyecto de grado

4.6

EQUIPO SUPERFICIAL

El equipo superficial de inyección requerido para perforar con el sistema de fluidos aireados. La perforación con líquidos aireados tienen la única finalidad de eliminar pérdidas de circulación y la pega diferencial. Este sistema esta compuesto por el equipo de inyección y el equipo de descarga, es decir el sistema es un circuito cerrado. En este sistema la fase liquida y fase gaseosa son inyectados simultáneamente hacia el tubo vertical del equipo de perforación. El equipo de compresión de aire consta: Tabla 4. 17 Equipo de inyección de aire EQUIPO ACTIVO

UNIDADES

CABEZA ROTARIA WILLIAMS 9000

1

COMPRESORES DE AIRE, QUINCY 1500 SCFM

2

POTENCIADORES (BOOSTERS), WB12, JOY

2

SEPARADOR DE 2 FASES, 1200 GPM, 2600 SCFM

1

SET MANIFOLD Y LINEAS DE INYECCION

1

EQUIPO STAND B Y COMPRESOR, QUINCY 1750 SCFM

1

POTENCIADOR (BOOSTER)

1

EQUIPO AUXILIAR VÁLVULAS FLOTADORA DE SARTA DE RETENCIÓN

1

VÁLVULAS ESFÉRICAS BARTON METER 200 psi.

1 1

WORKSHOP

1

TUBO MEDIDOR DE PRESION Y CUADAL

1


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Proyecto de grado

4.5.1 ESQUEMA DEL EQUIPO DE AIRE

Figura 4.3 Lay out del sistema fluido aireado


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Proyecto de grado CAPITULO V EVALUACION DE COSTOS 5.1 Introducción La viabilidad económica de una operación de perforación nos relaciona a una evaluación de costos basado en un análisis estadístico que nos puede ayudar a comparar el comportamiento del costo de los pozos perforados usando técnicas diferentes. Tomando como referencia el costo

de perforación con un lodo

convencional. La perforación bajo balanceada es justificable cuando se reducen los costos de perforación, minimizando las pérdidas de circulación e incrementando las velocidades de penetración. Las pérdidas de circulación ocasionan tiempos no productivos, tales tiempos

incrementan los costos operativos de los equipos,

además de considerar el costo adicional por el fluido que se deberá preparar para mantener activo el sistema de circulación. Particularmente si se perfora en formaciones altamente permeables, muy fracturadas, abrasivas, bajos gradientes de fractura, altos buzamientos.Tal es el caso de este estudio. La perforación bajo balance es normalmente más cara que un programa de perforación convencional, debido al requerimiento adicional de equipos necesario para alcanzar condiciones bajo balanceadas. La reducción de los costos de perforación por la minimización de perdidas de circulación, es una consideración muy importante en la evaluación del programa.

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Proyecto de grado 5.2 Las Variables a Tomar en Cuenta en la Perforación

Las variables que ayudan a reducir el costo de la perforación bajo balance son: 5.2.1 Velocidad de penetración La velocidad de penetración para operaciones bajo balanceadas esta relacionada con la presión diferencial existente entre la presión hidrostática y la presión de poro. Es decir, al aumento de la presión de la columna de lodo la velocidad de penetración se reducirá considerablemente. En cambio en la zona donde el gradiente de presión de la formación aumenta, la presión diferencial disminuye y la velocidad de penetración debería aumentar; es por esta razón que cuando se perfora con una presión diferencial menor, la carrera es mayor. Donde se observa que la velocidad de penetración (ROP) esta nos permitirá tener un costo aproximado, a una mayor velocidad de penetración el costo se disminuye, opuesto a esto si se tiene una menor velocidad de penetración el costo se incrementa considerablemente, debido a que nos demandara días adicional días de operación al programado. 5.2.2 Costo y operació n del equipo de perforación bajo balance Una operación de perforación con fluido aireado es idealmente justificado si el costo de perforación para un intervalo, es menor en comparación al convencional. La perforación con lodo aireado reduce el costo de perforación debido al ahorro de tiempo que se ve reflejado con velocidades de penetración óptimas y minimización de perdidas de circulación. Costo del equipo de perforación bajo balance; se obtienen un valor estimado de todo el conjunto. A continuación se detalla las características del equipo adicional

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Proyecto de grado Tabla 5.1 Costo del equipo de perforación bajo balance

EQUIPO ACTIVO CABEZA ROTARIA WILLIAMS 9000

UNIDADES 1

COMPRESORES DE AIRE, QUINCY 1500 SCFM

2

POTENCIADORES (BOOSTERS), WB12, JOY SEPARADOR DE 2 FASES, 1200 GPM, 2600 SCFM SET MANIFOLD Y LINEAS DE INYECCION

2 1 1

EQUIPO STAND BY COMPRESOR, QUINCY 1750 SCFM

1

POTENCIADOR (BOOSTER)

1

EQUIPO AUXILIAR VÁLVULAS FLOTADORA DE SARTA DE RETENCIÓN VÁLVULAS ESFÉRICAS

1

BARTON METER 200 psi.

1

WORKSHOP

1

TUBO MEDIDOR DE PRESION Y CUADAL PERSONAL SUPERVISOR OPERADORES MECANICO TOTAL ($/DÍA)

1

1

1 6 1 15.000,00


5.3 Costo de Perforación Pozo SAL-15, tramo 24 pulgadas. Al realizar un análisis del costo del pozo SAL - 15 para las formaciones del sistema carbonífero, la evaluación del costo es realizada para el tramo de 24 pulgadas, nos permite determinar el costo que implicaría el uso de este sistema. Para determinar los costos operativos se hace necesario compilar datos y analizar dicha información, como ser la información de pozos vecinos o de bloques adyacentes. 147


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Proyecto de grado Los pozos de referencia son SAL-X12, SAL-X14. Tabla 5.2 Cuadro de referencias Sal 12

Sal 14

Intervalo (m)

1341

1192

Horas operativa(Hr)

573,4

382

Rop (m/Hr)

2,34

3,12

Rop promedio (m/Hr)

2,43

3,2

39

28

Días de operación

Fuente: Petrobras Bolivia, basados de los informes finales de perforación 5.3.1 Costo del material de perforación EI costo del fluido de perforación para el tramo de 24" se resume en la “Tabla 4.3 Costo del material de perforación” de donde se obtiene un valor total del costo de materiales utilizados en esta sección del agujero; así mismo se puede obtener el valor total de los 1320 m.

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Proyecto de grado Tabla 5.3 Costo del material de perforación LODO ADITIVOS

BENTONITA SODA CAUSTICA

LODO UNIDADES

AIREADO

LODO BASE AGUA

(lb/bbl)

10 -15

(lb/bbl)

1-2

1-2

–

LIGNOX CAL

PESO

PRECIO

AIREADO

BASE

($)

COSTO ($)

AGUA COSTO ($)

10 - 15 100(lb/sx)

9,05

2.995,60

2.995,60

50(lb/sx)

24,60

1.943,40

1.943,40

1-2

50(lb/sx)

53,97

-

4.263,60

2-3

3-5

50(lb/sx)

5,01

661,30

1.062,10

HIDRATADA PAC R

(lb/bbl)

0,5 - 1

–

50(lb/sx)

108,00

4.320,00

-

PAC L

(lb/bbl)

–

1-2

50(lb/sx)

108,00

-

8.532,00

BARAZAN

( ppb)

0,5 - 1

5-1

50(lb/sx)

207,55

8.302,00

8.302,00

BARACASCAV-L

( ppb)

0,1 - 0.5

50(lb/sx)

32,00

512,00

-

BARACOR 95

( ppb)

0,25 - 1

55(lb/sx)

706,90

1.908,60

BARAFILM

(1: 6)

55(lb/sx)

706,90

706,90

0,60

113,40

DIESEL

5 gal/ conexión

21.463,20

Total ($)

27.100,00

Fuente: Elaboración Propia, basados datos del pozo SAL-15

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Proyecto de grado Tabla 5.4 Costo de trépanos DIÁMETRO

IADC/

AVA NCE

HRT

ROP

N° 1

(PULG) 24

TIPO *115

(M) 168

(HRS) 84

(M/H) 2

FORMACION ESCARPMENT

COSTO ($) 35.000,00

2

24

*415

150

88

1,7

ESCARPMENT

75.000,00

3

24

*415

150

88

1,7

ESCARPMENT

75.000,00

4

24

*415

150

88

1,7

ESCARPMENT

75.000,00

5

24

*415

150

88

1,7

TARIJA

75.000,00

6

24

*445

150

88

1,7

TARIJA

80.000,00

7 8

24 24

*445 *445

150 150

88 88

1,7 1,7

TUPAMBI TUPAMBI

80.000,00 80.000,00

9

24

*445

100

67

1,5

TUPAMBI

80.000,00

TOTAL ($)

655.000,00

Fuente: Petrobras Bolivia, basados del programa de perforación

5.4 Costo de perforación El calculo del costo de perforación trabaja con variables tales como profundidad, espesor de las formaciones geológicas a ser atravesadas, la velocidades de penetración posibles (en función a correlacione de pozos aledaños, basadas en la experiencia), los trépanos a ser usados. Son factores que permiten estimar un costo aproximado de la perforación del tramo. La comparación que se realiza para una determinada técnica con el lodo de perforación convencional indica la viabilidad de la técnica en un determinado tramo para efectuar la perforación bajo balance, si el costo es o no factible realizarlo de acuerdo a los requerimientos del pozo. Costo por metro de lodo de perforación

Cm =

Ct + C equ ( Τrot + Τnr + Τv ) + C fWBM ∆ H

(1) 150


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Proyecto de grado Costo por metro para operaciones con lodo aireado

C ma

= C t + C eubd ( Trot + Tnr + Tv ) + C faire + C log ∆H

(2)

Cm = Costo métrico convencional ($/m) Ct = Costo del trepano ($) Cequ = Costo equipo, mas servicios ($/Día) CfWBM = Costo del fluido convencional ($) Cfaire = Costo del fluido aireado ($) Ceubd = Costo del equipo bajo balance ($/Día) Tr = Tiempo rotario (Hr) Tnr = Tiempo no rotario (Hr) Tv = Tiempo de viaje (Hr)

∆H=

Intervalo perforado (m)

Clog = Costo de logística 5.4.1 Calcul o del costo métrico para las formaciones del carbonífero 5.4.1.1 Costo métrico para lodo convenci onal A continuación se detalla los costos y se reemplaza en la ecuación 1 Ct = 655.000,00 ($) Cequ = 65.000,00 ($/Día) ó 2.709,00 ($/Hr) CfWBM = 27.100,00 ($) Tnr = 187,4(Hr) Tv = 245.4 (Hr)

∆

= 1.320 (m)

ROP = 1,5 m/Hr

151


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Proyecto de grado Tiempo de rotación (T r ) =

∆H 1320 m = = 880 Hrs m ROP 1,5 Hr

Cm =

655.000 + 2.709 * (880 + 187,4 + 245,5) + 27.100 (1) 1 .320

Cm = 3.211 ,00 ($ / m ) 5.4.1.2 Costo métrico para lodo aireado AI perforar con fluido aireado el costo adicional de la operación por día mayor. Por lo tanto, el costo del conjunto del equipo es 15.000 $US/día. Tomando en

consideración factores como logística, el equipo requerido como

compresores, propulsores y materiales agentes espumantes, el costo de su movilización o transporte (costo de logística) del equipo de perforación bajo balance tiene un costo aproximadamente de 25.000 $US. A continuación se detalla los costos y se reemplaza en la ecuación en la ecuación de costo de perforación, considerando los factores adicionales mencionados anteriormente. Ecuacion 2. Ceubd = 15.000,00 ($/Día) Cequ = 65.000,00 ($/Día) Cfaire = 9.086,00 ($) Tnr = 187,4(Hr) Tv = 245.4 (Hr)

∆

= 1.320,00 (m)

ROP = 2 (m/Hr) Clog = 25.000,00 ($) Ceubd = Costo equipo + Costo de aire 152


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Proyecto de grado Ceubd = 65.000,00 + 15.000,00 = 80.000,00 $/Día Ceubd = 3.334,00 $/Hr.

Tiempo de rotación (Tr ) =

∆H 1.320 m = = 528 hrs m ROP 2 Hr

Cma =

655.000 + 3 .334 (528 + 187,4 + 245 , 4 ) + 9.100 + 25.000 (2) 1320 , 2 ($ / m ) Cma = 3 .282

Adicional al costo métrico calculado para un lodo de perforación convencional y el lodo de perforación aireado, en las zonas estudiadas y descritas anteriormente que son propensas a las perdidas de circulación. Para mantener el circuito activo se deberá preparar adicionalmente más lodo para cada circulación. De anteriores pozos se extrae un dato que nos permitirá realizar la comparación costo beneficio al hacer uso de un equipo bajo balance. Dentro de la zona se tiene una perdida mayor a los 30.000 barriles de lodo de perforación30. Un circuito con un lodo convencional nos demandaría 2.650 barriles, este volumen tiene un costo aproximado de 27.100,00 $us. Para un lodo aireado, el volumen del circuito activo demanda un valor de 9.086,00 $us. Al perforar se tendrá un volumen de 30.000 barriles perdidos de un lodo convencional, en términos económicos esta alrededor de 306.792,00 $us. Perforar con fluido aireado considerando el mismo volumen perdido dentro del tramo (30.000 barriles), en términos económicos esta alrededor de 103.019,00 $us. En resumen se observa que el beneficio que obtiene es 203.773,00 $us, es el monto ahorrado, y además de tener una velocidad de penetración mayor en comparación con los fluidos convencionales.

30

Petrobras Bolivia, Informes finales de perforación del bloque San Alberto.

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Proyecto de grado 5.5 Comentarios

La perforación con aire para la fase de 24” se muestra adecuada ya que minimiza las pérdidas y permite mejores velocidades de penetración, Sin embargo existieron varios problemas logístico por parte del equipo de inyección de aire, debido a falta de comunicación y coordinación de procedimiento entre la empresa operadora y de servicio. Donde se presento un déficit en la capacidad operativa de los equipos para generar la condición desbalanceada del fluido, lo que repercutió enormemente en poder alcanzar los valores programados tanto de caudal de inyección como de densidad requerida. Todos estos problemas ocasionaron bastantes dificultades durante la perforación del tramo proyectado. No se pudo llegar a obtener una velocidad de penetración óptima para este tipo de operaciones, prolongando el tiempo de perforación para esta sección. Además se observo bastante aporte de agua de formación (1000 barriles). El problema social que se tuvo en el periodo de perforación del tramo, fue un perjuicio para el aprovisionamiento de combustibles necesarios para los equipos de inyección de aire, causando que las operaciones fueran paralizadas por un lapso de 2 días, esto causo el incremento en el costo de perforación del tramo. Provocando que no se pudiera operar el equipo durante la totalidad del tiempo programado para perforar todo el presente intervalo31. La perforación con aire en el pozo Sal 15 fue de éxito técnico en comparación a lo económico, se consiguió un pozo útil en términos de cantidad y calidad de información. La perforación con fluido aireado, demuestra su viabilidad para las condiciones presentes en el área. La perforación del intervalo programado se extendió 100 metros más del programado, el sistema permite generar bajas presiones de fondo y excelente capacidad de limpieza logrando minimizar las pérdidas de circulación.

31

Petrobras Bolivia, informes finales de perforación San Alberto. Ver anexo “Curva de avance”

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Proyecto de grado CAPITULO VI CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES 6.1 CONCLUSIONES.

• La perforación con aire para la fase de 24” se muestra adecuada ya que minimiza las pérdidas y permite una elevada penetración, Sin embargo existieron varios problemas logístico por parte del equipo de inyección de aire, debido a falta de comunicación y coordinación de procedimiento entre la empresa operadora y de servicio.

• Se presento un déficit en la capacidad operativa de los equipos para generar la condición desbalanceada del fluido, lo que repercutió enormemente en poder alcanzar los valores programados tanto de caudal de inyección como de densidad requerida. Esto provoco que no se pudiera operar el equipo en el tiempo programado para perforar el tramo.

• Debido a la inestabilidad del caudal de inyección de aire se observo bastante aporte de agua de formación (1000 barriles).

• Las condiciones geológicas encontradas no fueron las esperadas (secuencia estratifica) debido a que se encontraron intercalaciones de la formación Tarija en todo el tramo, prolongando el tiempo de perforación de la zona problemática. La perforación con fluido aireado, demuestra su viabilidad para las condiciones presentes en el área. La perforación del intervalo se extendió 100 metros (1.400 a 1.500) más del programado, el sistema permite generar bajas presiones de fondo y excelente capacidad de limpieza logrando minimizar las pérdidas de circulación.

• Todos estos problemas ocasionaron bastantes dificultades durante la perforación del tramo proyectado. No se pudo llegar a obtener una velocidad de penetración óptima para este tipo de operaciones y por tanto se prolongo el tiempo de perforación.

155 http://slide pdf.c om/re a de r/full/te sisja sma nitoc ona sbpdf

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Proyecto de grado

• El problema social que se tuvo en el periodo de perforación del tramo, fue un perjuicio para el aprovisionamiento de combustibles necesarios para los equipos de inyección de aire, causando que las operaciones fueran paralizadas por un lapso de 2 días, esto causo el incremento en el costo de perforación ya que no se pudo operar el equipo durante la totalidad del tiempo programado.

• La perforación con aire se llevo exitosamente a cabo en condiciones desbalanceada, realizando una comparación de las presiones equivalentes, con

las presiones de poro encontradas. Se concluye que el tramo

perforado con lodo aireado se mantuvo en condiciones desbalanceadas, haciendo posible la perforación dentro las formaciones problemáticas.

• La perforación con aire en el pozo Sal 15 fue de éxito técnico en comparación a lo económico, se consiguió un pozo útil en términos de cantidad y calidad de información. Consiguiendo una apropiada colección, análisis y registro litológico de las formaciones presentes en el tramo perforado con lodo aireado. La información geológica obtenida servirá para programar en forma mas acertada para pozos posteriores.


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Proyecto de grado

6.2 RECOMENDACIONES

• Perforar con lodo aireado deber considerado como una alternativa viable para la minimización ó eliminación definitivamente de problemas de perdidas de circulación, como un reemplazo a lodos convencionales en aéreas de presiones subnormales y normales, donde las formaciones son propensas a tomar fluido, son altamente permeable, con fisuras y fracturas naturales, cavernosas, etcétera. Una ventaja adicional es el mejoramiento de las velocidades de penetración que se obtienen con este sistema.

• En secciones donde se atraviesan zonas de perdida de circulación de pérdida, se recomienda comenzar a perforar haciendo uso de un sistema aireado y espuma, que funciona con una densidad muy baja.

• Si se presenta intrusión de agua de formación, se debe reducir el caudal de inyección de aire y mantener constante el caudal de lodo para mantener condiciones estables en el pozo.

• En la locación del pozo se mantendrá una cantidad suficiente de material de contingencia, particularmente LCM, debido a los problemas de perdida de circulación esperado. Que actuaran como un agente de puenteo para sellar las micro fracturas previstas y para impedir cualquier adherencia diferencial mejorando la calidad de filtro del revoque.

Anti-espumante puede ser

necesario.

• Al hacer uso de un fluido aireado es necesario prestar atención al nivel líquido del Separador. Por lo tanto de vez en cuando el separador debe ser se limpiado para evitar ser llenado por los recortes y sólidos de perforación.

• La densidad equivalente de circulación (DEC) deberá mantenerse al mínimo y se incrementara de acuerdo a los parámetros de perforación y cualquier influjo eventual, lo cual puede ocurrir después de los 500 m.


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Proyecto de grado

• Mientras se perfora, se deben supervisar los niveles de fluido en los tanques constantemente para verificar si hay pérdida o ganancia de fluido. En caso de cualquier problema, la tasa de flujo y los parámetros deben ser modificados.

• Al continuar la perforación y observar que la severidad de las perdidas de circulación disminuyen con la profundidad, el sistema aireado se convertirá lentamente en un sistema base de agua. Mientras la presión de poro está aumentando, el retorno del flujo es completo.

• Se deben utilizar productos anti corrosivos en el sistema del lodo en forma de rocío sobre la sarta de perforación. Además se debe llevar un control de la corrosión utilizando anillos de corrosión en la sarta de perforación.

• • Si existiera una elevada contaminación de CO2l del lodo bentonitico extendido se hará uso de un Lodo Base Calcio para minimizar los efectos de corrosión del gas carbónico.

• Para operaciones posteriores se debe tener un control más estricto de los equipos de inyección a ser utilizados, para así evitar el déficit de la capacidad operativa, con la finalidad de eliminar pérdidas de tiempo y maximizar los beneficios de la perforación con aire.


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ANEXOS Avance



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Carta de estimación de caudal de inyección de aire.



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An exo Tabla 1: Calculo para determinar las presiones alcanzadas dentro de nuestro rango permitido P2

H(m) 300 400 500

= P1 + 0 . 052

h ρ d

(1)

Calculo de la presión ejercida por la densidad a la que debemos trabajar P1(psi) h(pies) R1 Dd P2(psi) Ph(psi) (deseada(ppg)) 48,34 100 0,00553 4,01 69,19 46,332 67,14 100 0,12259 4,25 89,24 46,748 87,62 100 0,88577 5,77 117,62 47,216

600 700 800 900 1000 1100 1200 1300 1400 1500

116 144,03 171,15 194,18 220,4 247,03 270,2 295,28 321,24 349,66

100 100 100 100 100 100 100 100 100 100

0,81131 0,69593 0,27379 0,57937 0,61211 0,25833 0,44099 0,52097 0,75691 0,65273

5,62 5,39 4,55 5,16 5,22 4,52 4,88 5,04 5,51 5,31

145,22 172,06 194,81 221,01 247,54 270,53 295,58 321,49 349,89 377,27

46,8 46,644 46,696 47,944 47,528 46,644 46,436 46,332 46,696 47,84

1600 1700 1800 1900 2000 2100 2200 2300 2400 2500 2600 2700 2800 2900 3000 3100 3200 3300 3400 3500

377,1 403,07 427,5 450,07 477,55 506,15 536,47 561,18 590,24 619,96 643,47 669,28 694,86 724,99 752,02 775,06 804,03 828,56 853,48 883,46

100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100

0,50419 0,35057 0,16571 0,63913 0,74339 0,90817 0,35851 0,77753 0,83859 0,23377 0,45531 0,42793 0,86979 0,56737 0,17611 0,75033 0,31699 0,34897 0,84091 0,70473

5,01 4,7 4,33 5,28 5,49 5,82 4,72 5,56 5,68 4,47 4,91 4,86 5,74 5,13 4,35 5,5 4,63 4,7 5,68 5,41

403,15 427,51 450,02 477,53 506,1 536,41 561,01 590,09 619,78 643,2 669 694,55 724,71 751,67 774,64 803,66 828,11 853 883,02 911,59

46,488 48,36 47,528 47,32 48,36 47,788 48,152 47,84 47,996 47,216 47,996 47,684 46,436 47,58 47,684 46,748 47,58 48,152 47,112 46,644 161


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An exo 3600 3700 3800 3900 4000 4100 4200 4300 4400 4500 4600 4700 4800 4900 5000

912,06 934,04 957,69 982,93 1004,86 1030,23 1051,84 1076,27 1101,4 1132,78 1162,39 1191,22 1222,73 1253,26 1282,7

100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100

0,06019 0,21857 0,36971 0,05113 0,37939 0,01617 0,28251 0,34953 0,95459 0,78177 0,69931 0,95993 0,86579 0,75537 0,34011

4,12 4,44 4,74 4,1 4,76 4,03 4,57 4,7 5,91 5,56 5,4 5,92 5,73 5,51 4,68

933,48 957,13 982,34 1004,25 1029,61 1051,19 1075,6 1100,71 1132,13 1161,69 1190,47 1222 1252,53 1281,91 1307,04

47,84 46,488 47,372 46,436 46,54 46,8 46,592 46,852 47,996 47,58 48,308 48,256 47,008 47,632 47,06

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An exo Calculo de la presión ejercida por los sistemas

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An exo

Tabla 2: Caudal que se inyectara para allcanzar las densidad necesarias para

Qa

=

( 42 * h * ρ f ) − (808 * ( P2 − P1 )) P ( 4 .071 * T avg * ln( 2 )) − ( 0 .0764 * h ) P1

Calculo de caudal de aire a inyectar R2 Qa(scf/bbl) ρ f (ppg) Tavg (ºR)

H(m) P1(psi)

P2(psi)

300 400 500 600 700 800 900 1000 1100 1200

48,3 67,1 87,6 116,0 144,0 171,2 194,2 220,4 247,0 270,2

69,2 89,2 117,6 145,2 172,1 194,8 221,0 247,5 270,5 295,6

0,01593 0,23379 0,45937 0,25211 0,17833 0,20099 0,80097 0,59691 0,17273 0,06419

8,9 9,0 9,1 9,0 9,0 9,0 9,2 9,1 9,0 8,9

522 523 524 525 526 527 528 529 530 531

1300 1400 1500 1600 1700 1800 1900 2000 2100 2200

295,3 321,2 349,7 377,1 403,1 427,5 450,1 477,6 506,2 536,5

321,5 349,9 377,3 403,2 427,5 450,0 477,5 506,1 536,4 561,0

0,03057 0,20571 0,75913 0,10339 0,98817 0,59851 0,49753 0,99859 0,71377 0,89531

8,9 9,0 9,2 8,9 9,3 9,1 9,1 9,3 9,2 9,3

2300 2400 2500 2600 2700 2800 2900 3000 3100 3200

561,2 590,2 620,0 643,5 669,3 694,9 725,0 752,0 775,1 804,0

590,1 619,8 643,2 669,0 694,6 724,7 751,7 774,6 803,7 828,1

0,74793 0,82979 0,44737 0,81611 0,67033 0,07699 0,62897 0,68091 0,22473 0,62019

9,2 9,2 9,1 9,2 9,2 8,9 9,2 9,2 9,0 9,2

(2)

Qf (gpm)

Qa(scf/min)

27,3 33,3 22,4 30,0 40,3 68,8 63,0 67,9 99,2 91,2

550 550 550 550 550 550 550 550 550 550

357,2 435,8 293,4 393,4 527,5 901,8 825,3 889,4 1299,1 1194,5

532 533 534 535 536 537 538 539 540 541

92,0 82,0 103,6 119,7 159,9 193,1 131,3 133,5 117,9 209,8

550 550 550 550 550 550 550 550 550 550

1205,3 1073,7 1357,7 1568,1 2094,2 2529,1 1720,4 1749,1 1544,4 2748,3

542 543 544 545 546 547 548 549 550 551

148,1 148,5 262,1 230,5 242,1 155,6 231,2 345,4 199,3 324,0

550 550 550 550 550 550 550 550 550 550

1939,7 1945,5 3433,4 3019,7 3171,8 2038,6 3028,5 4524,4 2611,2 4244,9 164


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An exo 3300 3400 3500 3600 3700 3800 3900 4000 4100 4200 4300 4400 4500 4600 4700 4800 4900 5000

828,6 853,5 883,5 912,1 934,0 957,7 982,9 1004,9 1030,2 1051,8 1076,3 1101,4 1132,8 1162,4 1191,2 1222,7 1253,3 1282,7

853,0 883,0 911,6 933,5 957,1 982,3 1004,3 1029,6 1051,2 1075,6 1100,7 1132,1 1161,7 1190,5 1222,0 1252,5 1281,9 1307,0

0,89857 0,40971 0,17113 0,73939 0,09617 0,52251 0,06953 0,11459 0,26177 0,13931 0,27993 0,82579 0,63537 0,98011 0,96233 0,35299 0,65697 0,36491

9,3 9,1 9,0 9,2 8,9 9,1 8,9 9,0 9,0 9,0 9,0 9,2 9,2 9,3 9,3 9,0 9,2 9,1

552 553 554 555 556 557 558 559 560 561 562 563 564 565 566 567 568 569

331,9 205,7 237,0 476,1 396,6 367,0 493,4 368,6 545,1 425,0 413,8 251,4 300,1 345,5 275,8 289,7 343,4 510,9

550 550 550 550 550 550 550 550 550 550 550 550 550 550 550 550 550 550

4347,5 2694,4 3105,1 6236,7 5195,3 4807,7 6462,9 4828,1 7140,8 5567,4 5420,1 3293,5 3931,1 4526,1 3613,2 3795,3 4498,0 6692,9

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An exo Grafica de la inyección d e aire

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An exo Calcul o en el espacio anular: Calculo que determina en los paso siguientes valores de densidad, perdidas. Tabla 3: Primer Paso, Cálculo de la densidad y el volumen del gas. La densidad y el volumen del gas pueden ser calculadas a cualquier presión usando las siguiente ecuaciones. ρ

=

2.703* S * Pi T i

V g

(3) ;

=

0.35* Qa *Ql Pi

(4)

Cálculo de la densidad y el vo lumen del g as. h (m) Ti (ºR) Pi (psia) S air(1) Qa (sft3/bbl) Ql (gpm) ρ g (lbm/ft3) Vg (ft3/min) 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000 1100 1200 1300 1400 1500 1600 1700

520 521 522 523 524 525 526 527 528 529 530 531 532 533 534 535 536

14,7 30,3 48,3 67,1 87,6 116,0 144,0 171,2 194,2 220,4 247,0 270,2 295,3 321,2 349,7 377,1 403,1

1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1

11,4 18,6 27,3 33,3 22,4 30,0 40,3 68,8 63,0 67,9 99,2 91,2 92,0 82,0 103,6 119,7 159,9

500 500 550 550 550 550 550 550 550 550 550 550 550 550 550 550 550

0,08 0,16 0,25 0,35 0,45 0,6 0,74 0,88 0,99 1,13 1,26 1,38 1,5 1,63 1,77 1,91 2,03

135,83 107,21 108,59 95,39 49,21 49,83 53,82 77,43 62,45 59,3 77,28 64,96 59,98 49,11 57,06 61,1 76,35

(ppg) 0,01 0,02 0,03 0,05 0,06 0,08 0,10 0,12 0,13 0,15 0,17 0,18 0,20 0,22 0,24 0,26 0,27

1800 1900 2000 2100 2200 2300 2400 2500 2600 2700

537 538 539 540 541 542 543 544 545 546

427,5 450,1 477,6 506,2 536,5 561,2 590,2 620,0 643,5 669,3

1 1 1 1 1 1 1 1 1 1

193,1 131,3 133,5 117,9 209,8 148,1 148,5 262,1 230,5 242,1

550 550 550 550 550 550 550 550 550 550

2,15 2,26 2,39 2,53 2,68 2,8 2,94 3,08 3,19 3,31

86,93 56,17 53,82 44,84 75,28 50,79 48,43 81,38 68,96 69,64

0,29 0,30 0,32 0,34 0,36 0,37 0,39 0,41 0,43 0,44

ρ g

167


179/200

5/19/2018


An exo 2800 2900 3000 3100 3200 3300 3400 3500 3600 3700 3800 3900 4000 4100 4200 4300 4400 4500 4600 4700 4800 4900 5000

547 548 549 550 551 552 553 554 555 556 557 558 559 560 561 562 563 564 565 566 567 568 569

694,9 725,0 752,0 775,1 804,0 828,6 853,5 883,5 912,1 934,0 957,7 982,9 1004,9 1030,2 1051,8 1076,3 1101,4 1132,8 1162,4 1191,2 1222,7 1253,3 1282,7

1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1

155,6 231,2 345,4 199,3 324,0 331,9 205,7 237,0 476,1 396,6 367,0 493,4 368,6 545,1 425,0 413,8 251,4 300,1 345,5 275,8 289,7 343,4 510,9

550 550 550 550 550 550 550 550 550 550 550 550 550 550 550 550 550 550 550 550 550 550 550

3,43 3,58 3,7 3,81 3,94 4,06 4,17 4,31 4,44 4,54 4,65 4,76 4,86 4,97 5,07 5,18 5,29 5,43 5,56 5,69 5,83 5,96 6,09

43,11 61,38 88,41 49,51 77,58 77,1 46,39 51,65 100,48 81,73 73,77 96,62 70,6 101,85 77,78 74 43,94 50,99 57,22 44,57 45,61 52,74 76,67

0,46 0,48 0,49 0,51 0,53 0,54 0,56 0,58 0,59 0,61 0,62 0,64 0,65 0,66 0,68 0,69 0,71 0,73 0,74 0,76 0,78 0,80 0,81

168


180/200

5/19/2018


An exo Tabla 4.- Segundo Paso: La densidad y el volumen del liquido son determinadas y luego usadas para convertir a líquidos (ppg). ρ l

= 7 . 48 * ρ f

(5)

;

V l =

Ql

7.48 (6)

Calculo de la densidad y volumen del fluido ρ l Vliq(ft3/min) ρ l (ppg) (lbm/ft3)

TVD 300

8,91

66,6468

73,53

400 500

8,99 9,08

67,2452 67,9184

73,53 73,53

600

9

67,32

73,53

700

8,97

67,0956

73,53

800

8,98

67,1704

73,53

900

9,22

68,9656

73,53

1000

9,14

68,3672

73,53

1100

8,97

67,0956

73,53

1200

8,93

66,7964

73,53

1300

8,91

66,6468

73,53

1400 1500

8,98 9,2

67,1704 68,816

73,53 73,53

1600

8,94

66,8712

73,53

1700

9,3

69,564

73,53

1800

9,14

68,3672

73,53

1900

9,1

68,068

73,53

2000

9,3

69,564

73,53

2100

9,19

68,7412

73,53

2200

9,26

69,2648

73,53

2300

9,2

68,816

73,53

2400

9,23

69,0404

73,53

2500

9,08

67,9184

73,53

2600

9,23

69,0404

73,53

2700

9,17

68,5916

73,53

2800

8,93

66,7964

73,53

2900

9,15

68,442

73,53

3000

9,17

68,5916

73,53

3100

8,99

67,2452

73,53

3200

9,15

68,442

73,53

3300

9,26

69,2648

73,53

169


181/200

5/19/2018


An exo 3400

9,06

67,7688

73,53

3500

8,97

67,0956

73,53

3600 3700

9,2 8,94

68,816 66,8712

73,53 73,53

3800

9,11

68,1428

73,53

3900

8,93

66,7964

73,53

4000

8,95

66,946

73,53

4100

9

67,32

73,53

4200

8,96

67,0208

73,53

4300

9,01

67,3948

73,53

4400

9,23

69,0404

73,53

4500

9,15

68,442

73,53

4600

9,29

69,4892

73,53

4700

9,28

69,4144

73,53

4800

9,04

67,6192

73,53

4900

9,16

68,5168

73,53

5000

9,05

67,694

73,53

170


182/200

5/19/2018


An exo Tabla 5: Tercer Paso; El siguiente paso es determinar la combinación de la densidad y volumen de la mezcla.

V T = V g + V l

H(m) 300 400 500 600 700 800 900 1000 1100 1200 1300 1400 1500 1600 1700 1800 1900 2000 2100 2200 2300 2400 2500 2600 2700 2800 2900 3000 3100 3200 3300

(7)

ρ

m

=

ρ

g

V g

+

V T

ρ l V l

(8)

Calculo del volum en y densidad de la mezcla Vt mezcla ρ m Dmixture(lbm/Ft3) ρ m (ppg) (ft3/min) 182,12 27,06 3,61764706 168,92 29,47 3,93983957 122,74 40,87 5,46390374 123,36 40,37 5,39705882 127,35 39,05 5,22058824 150,96 33,17 4,43449198 135,98 37,75 5,04679144 132,83 38,35 5,12700535 150,81 33,36 4,45989305 138,49 36,11 4,82754011 133,51 37,38 4,9973262 122,64 40,93 5,47192513 130,59 39,52 5,28342246 134,63 37,39 4,9986631 149,88 35,16 4,70053476 160,46 32,49 4,34358289 129,7 39,57 5,29010695 127,35 41,18 5,50534759 118,37 43,66 5,8368984 148,81 35,58 4,75668449 124,32 41,85 5,59491979 121,96 42,79 5,72058824 154,91 142,49 143,17 116,64 134,91 161,94 123,04 151,11 150,63

33,86 37,17 36,84 43,38 38,93 33,16 41,72 35,33 35,89

4,52673797 4,96925134 4,92513369 5,79946524 5,20454545 4,43315508 5,57754011 4,72326203 4,79812834

171


183/200

5/19/2018


An exo 3400 3500 3600 3700 3800 3900 4000 4100 4200 4300 4400 4500 4600 4700 4800 4900 5000

119,92 125,18 174,01 155,26 147,3 170,15 144,13 175,38 151,31 147,53 117,47 124,52 130,75 118,1 119,14 126,27 150,2

43,17 41,19 31,64 34,06 36,34 31,57 36,53 31,11 35,18 36,19 45,19 42,64 41,51 45,37 43,96 42,39 36,25

5,77139037 5,50668449 4,22994652 4,55347594 4,85828877 4,22058824 4,88368984 4,15909091 4,70320856 4,83823529 6,04144385 5,70053476 5,54946524 6,06550802 5,87700535 5,6671123 4,84625668

172


184/200

5/19/2018


An exo Grafica de las densid ades de los sistemas

173


185/200

5/19/2018


An exo Tabla 6: Cuarto Paso; La presión hidrostática y la perdida de fricción para intervalos de 100 ft. Son calculadas con las siguientes ecuaciones, junto con la presión de fondo y de los intervalos (ignorando los recortes).

P hy

P fr

=

ρ m L tvd

144

(9)

( 5 . 88 x 10 − 4 ) ρ m0 . 81 V T 1 . 81 PV 0 . 19 L md = ( D h − D p ) 3 ( D h + D p ) 1 . 81 Pi+1

= Pi + Phy + P fr

200 300 400 500 600 700 800 900 1000 1100 1200 1300 1400 1500 1600 1700 1800 1900 2000

36 24 24 24 24 24 24 24 24 24 24 24 24 24 24 24 24 24 24

30 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5

0,40739 0,70017 0,13451 0,30553 0,02259 0,58577 0,91131 0,99593 0,17379 0,27937 0,71211 0,55833 0,34099 0,22097 0,85691 0,95273 0,40419 0,05057 0,26571

17 14,1 12,4 12,9 12,1 13,8 14,7 15 12,5 12,8 14,1 13,7 13 12,7 14,6 14,9 13,2 12,2 12,8

(10)

(11)

Calculo de la presiones del sistema R3 PV LTVD(pies) Lmd (pies) Phy (psi)

TVD (pies)l Dhole Dpipe 100 36 30 0,32713 16,6

100

100

15,5

Pfr (psi) 0,0438777

100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100

100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100

18 18,8 20,5 28,4 28 27,1 23 26,2 26,6 23,2 25,1 26 28,4 27,4 26 24,4 22,6 27,5 28,6

0,0377224 0,0057011 0,0052027 0,0038337 0,0037812 0,0039974 0,004827 0,0044511 0,0041758 0,004716 0,0043894 0,0041975 0,0038382 0,0041577 0,0043143 0,0050033 0,0051925 0,0040788 0,0041161

P (psi) 30,3 48,3 67,1 87,6 116 144 171,2 194,2 220,4 247 270,2 295,3 321,2 349,7 377,1 403,1 427,5 450,1 477,6 506,2 174


186/200

5/19/2018


An exo 2100 2200 2300 2400 2500 2600 2700 2800 2900 3000 3100 3200

24 24 24 24 24 24 24 24 24 24 24 24

5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5

0,93913 0,64339 0,60817 0,45851 0,07753 0,73859 0,93377 0,55531 0,72793 0,76979 0,26737 0,27611

14,8 13,9 13,8 13,4 12,2 14,2 14,8 13,7 14,2 14,3 12,8 12,8

100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100

100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100

30,3 24,7 29,1 29,7 23,5 25,8 25,6 30,1 27 23 29 24,5

0,0038875 0,0049257 0,004051 0,0039595 0,0049645 0,0047362 0,004779 0,0037083 0,0044515 0,0054497 0,0039085 0,0049574

536,5 561,2 590,2 620 643,5 669,3 694,9 725 752 775,1 804 828,6

3300 3400 3500 3600 3700 3800 3900 4000 4100 4200 4300 4400 4500 4600 4700 4800 4900 5000

24 24 24 24 24 24 24 24 24 24 24 24 24 24 24 24 24 24

5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5

0,05033 0,21699 0,04897 0,94091 0,00473 0,96019 0,91857 0,46971 0,35113 0,27939 0,71617 0,38251 0,64953 0,85459 0,48177 0,79931 0,25993 0,76579

12,2 12,7 12,2 14,8 12 14,9 14,8 13,4 13,1 12,8 14,2 13,2 14 14,6 13,5 14,4 12,8 14,3

100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100

100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100

24,9 30 28,6 22 23,7 25,2 21,9 25,4 21,6 24,4 25,1 31,4 29,6 28,8 31,5 30,5 29,4 25,2

0,0049408 0,0038271 0,0039515 0,0060155 0,0049914 0,0049811 0,0057613 0,004715 0,0058748 0,0049529 0,0049312 0,0038541 0,0041322 0,0044529 0,0039209 0,0039337 0,0041481 0,005111

853,5 883,5 912,1 934 957,7 982,9 1004,9 1030,2 1051,8 1076,3 1101,4 1132,8 1162,4 1191,2 1222,7 1253,3 1282,7 1307,9

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An exo Grafica de las pérdidas de presión por fricció n

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An exo Grafica de la presión d el pozo perforado con Fluido Air eado

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An exo

FICHA TECNICA COMPRESOR PRIMARIO Especificacion del compresor Marca y modelo Quincy QSS 1500/200 Etapa simple tornillo helicoidal Capacidad @ 200 psig: Manejo directo 1500 CFM Máxima capacidad de carga: 200 psig Máxima capacidad de descarga: 210 psig Consumo de diesel= 0.35 lbs/ Hora/ BHP Especificaiones del motor: Marca y modelo: Cummins KTA-1150-C Tipo: Diesel 4 ciclos. Peso y dimensiones: Peso= 21,500 lbs. Ancho= 90 pulgadas. Largo= 252 pulgadas. Alto= 114 pulgadas.

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An exo FICHA TECNICA Quincy 1700 / 215 Compresor Especificaciones del moto r Marca y modelo: Detroit 8V92N. Tipo: Diesel 2 ciclos. Especificaciones del compressor Marc y modelo: Quincy 850 QSS85/200. Tipo: Etapa simple tornillo helicoidal. Capacidad @ 200 psig: Paso directo 850 scfm Maxima capacidad de carga: 200 psi Maxima capacidad de descarga: 210 psi Consumo de diesel aproximado= 0.35 bs / Hr/ BHP Weights and Dimensions: Peso= 24,000 lbs. Ancho= 90 pulgadas. Largo= 230 pulgadas. Alto= 90 pulgadas

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An exo FICHA TECNICA Elevadores de presion ( Air Pressure Booster) Joy WB-11 Características y beneficios: Cilindro simple, doble acción, Capaz de levantamiento con 1400 PSI de presión de entrada, 1500 SCFM a 4000 psia Consumo aproximado de diesel= .36 lbs. diesel/ Hr/ BHP.

Engine Specifications:

Marca y modelo....................... Joy WB 11

Marca y modelo...................... Detroit

Tipo

diesel 6V71T

..............................................Reciproca

Potencia @ 2100 RPM............ 225 BHP

nte

Full Load Speed ..................... 2100 RPM

Etapas................................... Single

Idle Speed ............................. 1800 RPM

Regimen RPM......................... 600

Iniciador ................................ Air

Limite de presión máxima ........ 4,000

Booster Specifications:

Potencia maxima @ 700 RPM HP

150

Peso y dimensiones: Peso= 18,700 lbs. Ancho= 7’ 4". Largo= 19’ 4".

Alto= 7’ 4”

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An exo FICHA TECNICA Elevadores de presión (Air Pressure Booster) Joy® WB-12 Dos cilindros, Doble etapa o siple etapa doble accion, reciprocante Capacidad de elevacion con presion de entrada de 165 psi. Etapa simple, 3000 SCFM a 650 psia. Doble etapa, 2150 SCFM a 1400 psia. Doble etapa,1550 SCFM a 1850 psia. Potencia maxima 300 HP @ 700 RPM. Consumo de diesel aproximado= .35 Lbs.de diesel por hora por BHP. Peso= 28,000 Lbs., Largo= 19' 4", An ch o= 8' 2", Al to = 8' 8".

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An exo FICHA TECNICA Cabezas r otarias Willi ams® Model 8000 / 9000

• Presión de 500 PSI en modo operativo o rotario (100 rpm máximo) • Presión de 1000 psi modo estático. Instalaciones estándares de un sistema de preventor modelo Williams 8000/9000 rotating diverter.

FLOW LINE FILL COLLAR

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An exo FICHA TECNICA SEPARADOR BIFASICO VERTICAL

InstalacióndelSeparadorBifásicoVertical. -

BocadePozo

Valvulaparalatomadegas¼”

DescargadelStandPipe2” Valvuladealiviode225PSI

A

81/8”

I R Brida8”

E

series150 Tapade Accesopara

Val.8” T.Esclusa

L O D O * A I R E

Val.10” Limpieza

T.Esclusa

CABALLETEREGULABLE L A Brida8”

I 7” Brida8” LineadeVenteo series150 100Mts Disponibles

VENTEO-81/8”

L series150

R E

Val.10”

O

T.Mariposa D O

O Unión2” D

Brida8”

P/Limpieza

series150

O

81/8”

Tubo“U”

81/8” DRENAJE

Val.6” T.Mariposa

Zaranda

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An exo FICHA TECNICA ESQUEMA OPERATIVO (Circuito de circulación)

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An exo GLOSARIO Arena: Material granular que resulta de la desintegración de la roca. Completación: Proceso que se encarga de colocar al pozo en producción. Principalmente se refiere a la instalación de la tubería de producción y su acabado. Cementación: Proceso de unión de granos con material cementante (cuarzo, calcita, dolomita) que da rigidez a los granos de arena de la formación. Choke: Válvula que permite regular el caudal de producción. Depleción: Caída de presión del reservorio a medida que este es producido. DST: “Drill Steam Test”, método convencional de probar una formación para determinar su potencial de productividad antes de instalar el casing de producción. Friable: Fácil de romper en pequeños fragmentos, baja consistencia, frágil. Gauge: Medida de las aberturas en los filtros, lo que significa una milésima de pulgada. Lechada: Fluido viscoso que transporta la grava. Pozo: Denominación dada a la abertura producida por una perforación. Existen numerosos tipos de pozos, entre ellos de exploración, de avanzada y de explotación. Registro: Herramienta que mediante ondas eléctricas obtiene información de las propiedades físicas de la formación. Testigo: Muestra de forma cilíndrica de una sección de la formación de interés. PPG: “Pound per gallon”, libras por galon unidad densidad. WBM: “Water Base Mud”, Lodo Base Agua. Una clasificasion de los fluidos.

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An exo LCM: Lost Circulation Material. Materiales de pérdidas de circulación que pueden ser chala, aserrín entre otros. DEC ó ECD: Densidad Equivalente de Circulación, densidad permisible en fondo de pozo. Bbls: Barriles, unidad de medida del volumen. GPM: “Galones por minuto”, unidad de flujo volumétrico SCFM: “Stándar cubic feet per minute”. Pies cúbicos por minuto, unidad de flujo volumétrico. Lbm/ft 3: “Libra masa por pies cúbicos”, densidad másico. MWD: “Measument While Drilling”. Mdicion real en la perforación mediante herramienta de pulso. OD: Diámetro externo de una tubería. ID: Diámetro interno de una cañería. WOB: “Weight Over Bit”. Peso sobre el trepano. RPM: Revolución por minuto. LOT: “Leak off test”. Prueba de fractura. HMP: Huamampampa, Arena productora del sistema devónico SR: Santa Rosa. Arna productora del sistema devónico. IADC: “International Association of Drilling Contractros”.

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TESIS_JASMANI_TOCONAS_B.pdf

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