PERFORACIÓN EN BAJO BALANCE 1.- INTRODUCCION La perforación bajo balance (Underbalanceddrilling) está definida como la perforación intencional de una formación cuya presión excede la presión hidrostática ejercida por la columna de lodo. El fluido de perforación puede ser lodo base agua o lodo base aceite, lodo aireado o espuma, o gas como aire, nitrógeno o metano. La perforación bajo balance se usa para mejorar la ROP, elimina los riesgos potenciales de pega diferencial y perdida de circulación, y protege las formaciones productoras. La perforación bajo balance también tiene como objetivo reducir el costo total de perforar un pozo y hacer producir un reservorio.su principal ventaja v entaja de la perforación per foración Bajo Balance es la de minimizar el daño a la formación y, por lo tanto, al yacimiento. Con este método se permite que los fluidos de d e la formación fluyan flu yan hacia el pozo, razón raz ón por la cual es mínima la invasión del Lodo hacia la formación. Por lo tanto la producción de hidrocarburos en pozos perforados con esta técnica es más alta que la de los pozos normales. Contrariamente, perforar con el método convencional con vencional (sobre balance) se ocasionan daños alrededor del hoyo del pozo, los cuales afectan la producción de hidrocarburos. La perforación bajo balance se aplicada a menudo en la construcción de secciones horizontales, para evitar que a lo largo del yacimiento horizontal este sea dañado por el fluido de perforación. Solo unas cuantas pulgadas de daño alrededor del hoyo del pozo en una sección horizontal pueden reducir drásticamente el desarrollo del yacimiento.
2.- OBJETIVOS 2.1.
OBJETIVO GENERAL
Desarrollar una investigación donde se dará a conocer técnicas y los sistemas empleados en la perforación bajo balance. Prevenir daños en la formación además de reducir los problemas durante la perforación e incrementar la fiabilidad de la información obtenida acerca del reservorio.
2.2.1.
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OBJETIVOS ESPECIFICOS Describir y diferenciar los lodos de perforación que se pueden usar durante una perforación bajo balance. Nombrar y comparar las ventajas y desventajas de una perforación bajo balance. Definir el concepto y características de la perforación bajo balance utilizando Gas con niebla.
Definir el concepto y características de perforación bajo balance utilizando espuma con gas. Definir el concepto y características de perforación bajo balance utilizando lodo base agua o aceite aireados. Conocer las funciones y propiedades de los fluidos usados en la perforación de bajo balance.
3. MARCO TEÓRICO 3.1.
Presión Bajo Balance
La Perforación Bajo balance se da cuando la presión efectiva de circulación en el fondo del pozo, la cual es igual a la presión hidrostática de la columna de fluido más las pérdidas de fricción en el anular, es menor que la presión de poro de la formación. 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 de cualquier manera 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. Esto puede ser representado de la siguiente manera: Perforación BB → Py ˃ P del fondo del hoyo= P Hidrostática + P de fricción + P de choke
Teniendo un concepto de lo que es la PBB podemos nombrar las ventajas y desventajas del proceso:
Ventajas
Desventajas Posibles problemas de estabilidad del hueco
Disminución de daños de formación Eliminación de riesgo de pega de tubería por presión diferencial Incremento de costos de perforación Reducción del riesgo de pérdida de Riesgos generales más altos con más circulación problemas inherentes Incremento de ROP Posible incremente de torque y arrastre Mejoramiento de la vida de la broca Sistema más complejo de perforación Caracterización del Yacimiento Se requiere más personal
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Clasificación de los sistemas de fluidos.En la perforación bajo balance existen 5 sistemas de fluidos de perforación: 1. 2. 3. 4. 5.
Sistemas de Gas Sistemas de Niebla Espumas Líquidos Gasificados Líquidos o fluidos de una sola fase
Estos fluidos tienen tres funciones principales:
Limpieza del hoyo.- transporte de sólidos líquidos y gases. Lubricación.- Lubricación de la broca y de la sarta de perforación Refrigeración.- Especialmente la refrigeración de la broca.
Además los objetivos y funciones del fluido base para perforación de bajo balance se pueden dividir en otras categorías:
Fluidos no dañinos. No costosos. Buena limpieza del hoyo. Lubricación. Control reológico- viscosidad y fricción. De fácil separación y medición en superficie.
FIGURA 1 A continuación se mostrará una gráfica donde se indica las diferentes combinaciones que se puede tener para obtener las presiones de fondo del pozo requeridas asociadas con el sistema de fluido empleado en pozos donde se aplicó la PBB.
Fuente: Manual de Introducción a la Perforación Bajo Balance 3
A pesar de que se tienen 5 sistemas en el presente trabajo solo se describirá los sistemas de fluidos de Gas con niebla, espuma con gas, lodo base agua o aceite aireados.
3.2.Gas con Niebla La perforación con niebla es normalmente utilizada cuando las formaciones empiezan a producir pequeños volúmenes de agua (10 a 100 bbls por hora) durante operaciones de aire/gas. Los volúmenes de aire o gas son incrementados y una “MistPump”, que es una bomba, es
utilizada para inyectar pequeñas cantidades de agua y agente espumante. Mediante esta operación la solución que se forma atrapa el influjo de agua y permite que la fase de aire levante los cortes y los influjos a superficie La perforación con niebla solo debe ser usada en aplicaciones especiales ya que la limpieza del hoyo se dificulta con este sistema de perforación. Las características principales de la perforación con niebla son:
Es similar a una perforación con aire pero con adición de líquido El mecanismo de limpieza es la velocidad de flujo en el anular Reduce el riesgo de formación de anillos de lodo Se requiere altos volúmenes de aire/gas (30 a 40 % más que en la perforación con aire seco) Las presiones son generalmente más altas que en la perforación con aire seco La relación incorrecta de aire/gas produce incremento en la presión de inyección
FIGURA 2 Retorno a superficie de un sistema de niebla a través de la línea de retorno.
Fuente: Manual de Introducción a la Perforación Bajo Balance 4
3.3.
Espuma con Gas
Perforar con espuma es atrayente debido a las bajas densidades hidrostáticas que pueden ser generadas además se sus propiedades de transportes de cortes. El hecho que la espuma tenga una viscosidad natural inherente además del control de pérdida de fluido, elimina las pérdidas de fluido y brinda estabilidad en el fondo de pozo. La espuma es una fase líquida acuosa, que forma una estructura celular que rodea y atrapa el gas donde la viscosidad es muy alta y es mayor que la del líquido y el gas que contiene. Durante la perforación los volúmenes de líquido y gas inyectados son cuidadosamente controlados de manera que la espuma se forme cuando el líquido entre a la corriente de gas en la superficie, el fluido de perforación se mantiene espumoso a lo largo de toda la circulación. Al adicionar surfactante a un líquido y mezclarlo con gas genera la espuma, la cual tiene gran capacidad de acarreo y baja densidad con la desventaja que es muy estable, lo que causa problemas en el taladro si esta no se rompe lo suficientemente rápido. Hoy en día los sistemas de espuma son más fáciles de romper por los métodos desarrollados que pueden ser químicos o de aumento o disminución del pH. La calidad de la espuma es de 80% a 95% gas y el resto en líquido, pero fondo de pozo debido a la presión hidrostática esto valores de 50 a 60 % son aceptables. Las densidades de fluido de la espuma están en un rango de 1.6 lpg a 6.95 lpg. La densidad es ajustada durante la generación de espuma mediante el ajuste de la fracción volumétrica de líquido (LVF.- LiquidVolumeFraction) a través de la inyección de líquido y gas y ajustando la contrapresión de pozo. La contrapresión ajusta la presión en el fondo y reduce las velocidades anulares. Características de la perforación con espuma:
Mayor proporción de líquido en el sistema genera menor drawdown y reduce el influjo de agua de formación. Capacidad de arrastre muy alta Tasas de bombeo reducidas por la capacidad mejorada de arrastre La estabilidad reduce tendencias de incremento en la presión de inyección Mejor control del proceso y en superficie y más estable en fondo de pozo Rompimiento de la espuma en superficie necesita ser evaluado en la etapa de diseño Mayor cantidad de equipo requerido en superficie La estabilidad de la espuma puede resistir los recesos de circulación sin afectar la remoción de recortes o ECD
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3.4.
Sistemas Gasificados.
El siguiente sistema después del sistema de espuma es un sistema de fluido gasificado, el cual es utilizado para controlar presiones ligeramente más altas. En estos sistemas, un líquido es gasificado para reducir la densidad. Existen varios métodos que pueden ser utilizados para gasificar un sistema líquido los cuales son discutidos dentro de la sección de sistemas de inyección. El uso de gas y líquido como sistema de circulación en un pozo, complica los cálculos hidráulicos y la proporción de gas y líquido debe ser calculada cuidadosamente para asegurar que el sistema de circulación sea estable. En el caso de que se use demasiado gas puede ocurrir incremento en la presión de inyección, si no se usa demasiado gas la presión requerida en el fondo del hoyo se excederá y el pozo pasara a una condición de sobre balance. Características de sistemas lodo gasificado: -
El líquido extra en el sistema casi siempre eliminara la influencia de los fluidos de formación. Las propiedades del lodo pueden ser fácilmente identificadas previo al inicio de la operación. Se requiere un volumen bajo de gas aunque esto depende directamente del grado de depleción de la formación a ser perforada. Bacheo del gas y del fluido deben ser manejados correctamente para evitar picos de presión en el fondo de pozo. Se requiere equipo extra en superficie para almacenar y limpiar el fluido de perforación.
3.5.
Fluidos en una sola Fase
Esta es la forma más simple de perforar bajo balance y la mejor manera de alcanzar la condición de bajo balance circulando a las tasas requeridas, esta debe ser la condición más importante cuando se diseñe un fluido. 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.
3.5.1. Sistema Base Agua El agua especialmente en pozos costa a fuera, puede ser la primera consideración porque es barato y de fácil acceso. El agua puede ser separada o viscocificada fácilmente y el sistema de circulación es similar al de una operación de perforación convencional. Cualquier viscosidad agregada al sistema debe ser considerada cuidadosamente cuando se perfora por UBD. Estos fluidos deben ser desgasificados efectivamente en el sistema de 6
separación, una viscosidad muy alta en el sistema puede causar problemas de desgasificación del fluido.
3.5.2. Sistema Base Aceite Si las condiciones del yacimiento son tales que el agua se presume inapropiada, entonces el petróleo crudo , diésel o fluidos base aceite pueden ser considerados como fluidos de perforación, con el entendimiento y aceptación que cuando se perfora un yacimiento de crudo , este finalmente se convertirá en un sistema de petróleo crudo ya que el fluido se mezclara con el fluido base y no podrá ser separado en el equipo de superficie. Un sistema de petróleo crudo puede ser escogido mientras exista la posibilidad, pero se debe asegurar que el sistema sea adecuadamente desgasificado antes de entrar al sistema de tanques de taladro.
3.6.
Lodos Aireados o Gasificados (2 Fases).
Los fluidos aireados se realizan inyectando aire o gas en un lodo con base gel para obtener un lodo aireado. El término de fluido aireado se da para un lodo o fluido en 2 fases cuya calidad de espuma es menor a 0,55 o 55 % de gas. Este tipo de lodo se ha desarrollado con el fin de reducir las pérdidas de circulación cuando se usan lodos convencionales, por medio de la reducción de la presión hidrostática. El problema más crítico que presenta este tipo de lodo son los cambios en el aumento de la presión (ascenso súbito). El lodo aireado por deberá ser usado para perforar formaciones duras que no reaccionen inmediatamente a los cambios de presión y velocidad. Cualquier fluido convencional sea agua, salmueras, aceites o lodo puede ser aireado con gas, aire, nitrógeno o metano. De esta manera un fluido airado mantendrá los beneficios de un fluido original como la viscosidad, limpieza del hueco, inhibición, mientras reduce el potencial de una perdida de circulación. A continuación se presenta una tabla de:
VENTAJAS Propiedades como densidad, torta de lodo, inhibición del lodo. Control de presión. Riesgo reducido de pérdida de circulación.
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DESVENTAJAS Aumentos súbitos de presión. Corrosión (con ciertos tipos de fluidos) Costo adicional de equipos y generación de gas.
3.7. Tipos de Inyección.3.8.1 Inyección Anular.Es más usada costa afuera, donde si se tiene un casing adecuado para completamiento es instalado en el pozo. Si el pozo es nuevo un liner debe ser colocado justo arriba de la formación objetivo, el cual llega hasta superficie como un revestimiento temporal instalado en cabeza de pozo usando un colgador creando un doble espacio anular por donde será inyectado el gas. El gas inyectado nos ayudará a alcanzar la presión requerida y el liner debe ser descolgado antes de correr el completamiento final. La principal ventaja de este tipo de inyección es que no se interrumpe la inyección durante las conexiones, generando una presión más estable en el fondo de pozo. A medida que el gas es inyectado por el anular un líquido monofásico es bombeado hacia abajo por la sarta de perforación permitiendo que el MWD por pulso de lodo opere en su ambiente. Se debe tomar en cuenta las modificaciones del cabezal que pueden surgir, la ubicación del punto de inyección para obtener las condiciones requeridas y los diferentes accesorios necesitados como manómetros y sensores de presión.
3.8.2 Inyección sarta parásita. Normalmente se instalan dos sartas de coiledtubing de 1” o 2” en el exterior del
revestimiento por encima del yacimiento para la inyección de gas se da solo en pozos verticales. La inyección se da en el anular a la profundidad diseñada. Es una operación complicada donde se requieren modificaciones en cabeza de pozo para realizar las conexiones. No se recomienda en pozos direccionales ya que la sarta parásita puede ser arrancada del revestimiento cuando entra en contacto con la pared inferior del hoyo.
3.8.3 Inyeccion Por La Sarta De Perforacion (DrillpipeInjection).La inyección en la sarta de perforación es el primer y más sencillo método de inyección de gas en el sistema de circulación. El gas comprimido es inyectado a través del múltiple de válvulas del stand pipe donde se mezcla con el fluido de perforación. VENTAJAS La ventaja más relevante de este tipo de inyección es que no se requiere ningún equipo especial en el fondo de pozo.
DESVENTAJAS Esta la necesidad de parar el bombeo y purgar cualquier presión remanente en la sarta de perforación siempre que se necesite hacer una conexión. Las tasas de inyección de gas usadas Como consecuencia habrá un Incremento en cuando se perfora con este sistema de la presión del fondo del pozo, lo que hace 8
inyección son normalmente menores que difícil tener un sistema estable y evitar los las usadas con inyección por el anular picos de presión sobre el yacimiento mientras que las presiones que se pueden cuando se usa este sistema. obtener con este sistema son menores que las que se pueden conseguir con el de un sistema de inyección anular.
El uso de herramientas de MWD del tipo de pulso de lodo solamente es posible cuando se usa hasta un 20 % de gas en volumen. Si se usan volúmenes mayores, el sistema de transmisión MWD por pulso no trabajara más. Estas herramientas no trabajan bien en operaciones costa afuera o si se está perforando a través de formaciones altamente resistivas. Como una alternativa se puede conectar el MD desde superficie usando un cable eléctrico. Esta técnica ha sido usada con éxito tanto con tubería flexible así como con la sarta de perforación. Una desventaja adicional para inyección por la sarta de perforación es la impregnación de gas en los sellos (rubberseals) en el equipo en fondo de pozo. Los motores de desplazamiento positivo (PDM) son susceptibles a fallas cuando los componentes de gaucho son impregnados con el gas de inyección y por consiguiente son enviados de regreso a la superficie, una vez que se ha hecho el viaje de regreso el caucho puede explotar o hincharse como resultado del gas en expansión cuya dispersión fuera del estator no fue lo suficientemente rápida. Este efecto se no se presenta únicamente en los motores, sino también en cualquier tipo de sellos utilizados en el fondo de pozo.
3.9 CONSIDERACIONES PARA SELECCIONAR EL FLUIDO CIRCULANTE A EMPLEAR: Como el fluido circulante debe realizar las funciones normales de un fluido de perforación y resolver los problemas planteados por la condición bajo balance, este debe reunir características de densidad, lubricación y acarreo de recortes, además de: Evitar que se presente corrosión en los elementos tubulares dentro del pozo. Evitar que se genere combustión espontánea. Evitar inestabilidad química. Tener el menor costo posible. Cuando se requiere una densidad equivalente menor que la que se logra con fluidos líquidos, se puede optar por sistemas de fluidos ultraligeros con esferas de vidrio de baja densidad, tecnología reciente que tiene limitantes en profundidad debido a la resistencia compresiva de éstas. Como solución alterna y más generalizada se emplea un liquido mezclado con gas en tal proporción que se obtenga la densidad equivalente necesaria, con
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las propiedades de lubricación y acarreo de recortes. Según el estado mecánico y la posición direccional del pozo, se realiza el siguiente análisis:
3.9.1 FASE GASEOSA: El gas más barato es el aire pero su uso incluye riesgos en corrosión y combustión espontánea, temas que debemos tomar en cuenta al realizar la PBB, es común tener en los pozos las condiciones de presión, temperatura y presencia de fluidos para caer en ambas situaciones, por lo que el gas más utilizado es el nitrógeno, ya sea abastecido en carro tanques provenientes de plantas o producido en sitio. La decisión de usar uno u otro depende de la facilidad para controlar la calidad y pureza del gas. Existen diversos métodos para calcular el volumen del gas requerido y obtener una columna estable con la densidad necesaria, pero todos están fundamentados en el comportamiento fisicoquímico y termodinámico de los gases. Las diferencias las constituyen consideraciones particulares como tipo de gas, fase liquida que se use, la relación con los factores geométricos del pozo, la estabilidad del surfactante empleado, las variaciones de densidad del gas por efectos de cambios en la temperatura y presión.
3.9.2 FASE LIQUIDA: La fase liquida que se usa normalmente es la misma que para un fluido de perforación. En Función de las condiciones del pozo se emplea: Diesel: Se lo emplea porque es un líquido comercialmente viable de menor densidad (0.87 gr/cc) y porque evita totalmente el desarrollo de problemas fisicoquímicos por la presencia de arcillas en la formación. Agua: En yacimiento calcáreos de presionados, profundos (mayores a 5000 m), con mínimo contenido de arcillas y con gradientes de presión menores a 0.7 (gr/cc), el uso de agua es la opción económicamente mas factible, dado que el uso del diesel no garantiza conseguir circulación, lo que puede implicar la pérdida de grandes volúmenes de fluido. Espumas: Recientemente se han logrado avances significativos con el empleo de sistemas de espumas, en donde la fase continua es el liquido y la fase dispersa es el gas. Permiten alcanzar densidades de hasta 0.6 gr/cc, y su mayor complicación es su manejo en superficie. Fluidos especiales para yacimientos tipo DRILL IN: Son limpios y libres de sólidos inertes, cuyo costo es significativo, su uso debe justificarse económicamente en función a los beneficios de evitar daño al yacimiento.
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Es necesario aplicar diversos modelos para simular los cambios en las condiciones de operación por efecto del uso del gas, para hacerlas óptimas y prever los casos críticos que deban evitarse. Asimismo, se requiere efectuar simulaciones del comportamiento de otras variables importantes, tales como:
TORSION Y ARRASTRE
El factor de fricción de una tubería de perforación en agujero entubado o abierto, puede variar entre 0.15 y 0.35 según los componentes de la fase liquida, asi como el tipo de cantidad de sólidos acarreados, pero, cuando se perfora con aire o gas, puede elevarse como 0.8 porque no existe lubricación. Ya sea que utilicemos diesel o fluidos de emulsión inversa o que tenga incorporación de hidrocarburos líquidos en el fluido de perforación, se reduce la fricción. De lo contrario, pueden agregarse materiales sólidos, como grafito o aditivos.
BARRENAS E HIDRÁULICA
Las barrenas deben ser adecuadas de acuerdo con el fabricante, debido a sus mejoras sustanciales en estructura de corte y sistema de rodamiento respecto a las convencionales. La condición es respetar los parámetros óptimos de gasto, peso, torsión y velocidad de rotación, considerando que se usa un fluido en dos fases cuya densidad puede provocar cambios en la flotación, en el WOB, y la torsión de la sarta de perforación. La condición bajo balance genera incrementos sustanciales en la velocidad de penetración, pero debe aplicarse el gasto óptimo para garantizar una limpieza adecuada del fondo del pozo y la velocidad anular requerida para el acarreo de los recortes.
3.10 PROYECTO DIRECCIONAL: Es conveniente analizar las severidades esperadas o las máxmas permisibles en todos los pozos, aunque este factor es mas critico en pozos con ángulo superior a 30 grados u horizontales. Dos son los fines específicos: Asegurarse que la presión hidrostática esta siendo bien calculada, sobre todo en pozos propensos a perdidas de circulación Cuidar que la geometría del pozo no genere grandes caídas de presión por fricción. En esta etapa de bajo balance de nuestro pozo el objetivo es mantener el ángulo, controlando la desviación con toma sencilla, múltiple o con una unidad de memoria, incluso hasta con la presencia de un fluido compresible como el gas, nitrógeno o aire. 3.11 MANEJO DE LOS FLUIDOS PRODUCIDOS:
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Una vez alcanzadas las condiciones de bajo balance en el pozo, hay que establecer el proceso de circulación acorde a la energía del yacimiento y al grado de bajo balance que se programe. Si esta relación lo permite, el pozo aportara aceite y gas.
3.12 CONDICIONES OPERATIVAS: Durante la ejecución de los trabajos se deben conjuntar todos los esfuerzos con objeto de asegurar la culminación exitosa de estos, de no ser así, se pone en riesgo el proyecto por una decisión mal tomada, planeación inadecuada, preparación deficiente del personal técnico.
3.13 PARAMETROS DE LA OPERACIÓN: Los parámetros mas importantes que limitan la perforación bajo balance son: Equipo Rotatorio: Presión máxima en condiciones dinámicas ( rotando y/o bajando) Presión máxima en condiciones estáticas Velocidad de rotación máxima Equipo de separación: Presión máxima de trabajo Volúmenes máximos de liquido y gas a procesar.
4. IMPORTANCIA DE LA PERFORACION BAJO BALANCE MAXIMIZAR LA RECUPERACIÓN DE HIDROCARBUROS. Debido al aumento de la productividad de un pozo perforado bajo balance combinado con la capacidad para perforar pozos de relleno en campos agotados, la recuperación de hidrocarburos pasados por alto es posible. Esto puede prolongar significativamente la vida de un campo.
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La mejora de la productividad de los pozos también conduce a una reducción más baja que puede reducir la conificación de agua.
MINIMIZAR LOS PROBLEMAS RELACIONADOS CON LA PRESIÓN DE PERFORACIÓN. Al reducir al mínimo los problemas de presión relacionados con la perforación impedirá que la sarta de perforación se convierta en un diferencial de pegado. En la UBD, la presión hidrostática se reduce a un nivel en el que no se producen pérdidas. Esto es especialmente importante en la protección de las fracturas en un depósito. La bajada de la presión del pozo relativa a la presión de la formación tiene un efecto significativo sobre la tasa de penetración. 5. BIBLIOGRAFIA http://www.ingenieriadepetroleo.com/2009/11/perforacion-bajo-balance.html http://es.scribd.com/doc/110585048/CAP12-Perforacion-Bajo-Balance. http://www.pdv.com/lexico/tesis/iunp-02kyrq.htm http://www.weatherford.com/ECMWEB/groups/web/documents/weatherfordcorp/ WFT082453 http://ingenieria-de-petroleo.lacomunidadpetrolera.com/2010/04/perforacion-bajo balance.html. http:// pemex-underbalanceddrilling.com.mex.html WEATHERFORD UNDERBALNCED- Introducción a la perforación bajo balance, Steve Nas DATALOG- Manual de perforación (procedimientos y operaciones en el pozo), David Hawker, Karen Vogt, Allan Robinson (secciones 11.8 y 11.9). OIL WELL DRILLING ENGINEERING HANDBOOK ADVANCED MITCHELL. MANUAL DE PERFORACION-PROCEDIMIENTOS Y OPERACIONES EN EL POZO-DAVID HAWKER, KAREN VOGT, ALLAN ROBINSON. MANUAL PARA AYUDANTE DE PERFORADOR (CABO), PERFORADOR Y MALACATERO. INTRODUCTION TO DIRECTIONAL AND HORIZONTAL DRILLING-J. A. "JIM" SHORT. TÉCNICAS ESPECIALES DE PERFORACION
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6. ANEXOS.Fig.1 Definicion de perforación bajo balance.
Fig.2.Arreglo de equipos para perforación con aire o con espuma.
Fig.3.- Retorno en superficie de un sistema de niebla a través retorno.
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de una línea de
Fig.4. Vista del retorno de un sistema de espuma (cortes perforados flotando sobre la espuma)
Fig.5 Inyección por la tubería de perforación.
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Fig.6. Inyección Anular de gas (sistema de sarta concéntrica).
Fig.7 Inyección de gas por sarta parasita
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