PERFORACIÓN MEDIANTE EL CONTROL DE LA PRESIÓN DE FONDO.pdf

UNIVERSIDAD MAYOR DE SAN ANDRÉS FACULTAD DE INGENIERÍA CARRERA DE INGENIERÍA PETROLERA

PERFORACIÓN MEDIANTE EL CONTROL DE LA PRESIÓN DE FONDO DE POZO POSTULANTE: FREDY PORFIRIO GUARACHI LAURA ASESOR: ING. WILSON MEDINACELI MENDOZA LA PAZ – PAZ – BOLIVIA 2009

AGRADECIMIENTOS

Es mi deseo expresar mis más sinceros agradecimientos a todo el entorno que me rodeo durante mi vida, y en última durante la culminación de este proyecto; a todos ustedes (familia, amigas, amigos, docentes)… muchísimas gracias.

ii

ÍNDICE DE FIGURAS

Fig. 1.1: Ventana de Perforación…………………………………………………………………………………… 6 Fig. 1.2: Ventana de Perforación Reducida…………………………………………………………………… 7 Fig. 1.3: Problemas relacionados con la reducción de la ventana de perforación…… 8 Fig. 1.4: Incremento de la presión de fondo por la adición de la presión por fricción en el anular………………………………………………………………………………………………………………………….. 9 Fig. 1.5: Idealmente, las presiones estáticas y dinámicas están dentro de las ventanas de presión de formación y presión de fractura………………………………………………………………… 10 Fig. 1.6: a) Presiones en la Perforación Convencional y b) Presiones en Perforación Bajo Balance………………………………………………………………………………………………………………………. 12 Figura 1.7: Zona de Pérdida de Circulación………………………………………………………………… 15 Figura 1.8: Empaquetamiento……………………………………………………………………………………. 20 Figura 1.9: Pegamiento diferencial…………………………………………………………….……………… 21 Figura 1.10: Pega de tubería al bajar la sarta de perforación …………………………………….. 22 Figura 1.11: Pega de tubería al sacar la herramienta……………………………………..…………… 22 Figura 1.12: Sistema cerrado para la perforación a presión de fondo constante…..…... 31 Figura 1.13: Perdida de circulación……………………………………………………………………………… 35 Figura 2.1: Dispositivo de Control Rotativo (Rotating Control Device, RCD)………….. 38 Figura 2.2: Válvula de chapaleta y embolo respectivamente……………………..…………… 39 Figura 2.3: Choke Manifold de perforación para el sistema MPD…………………………… 39 Figura 2.4: Bomba de contrapresión………………………………………………………..………………. 40 Figura 2.5: Medidor de flujo………………………………………………………………..…………………… 41 Figura 2.6: Separador………………………………………………………………………………………………… 41 Figura 2.7: Esquema de la bomba de contrapresión………………………………….……………. 44 Figura 2.8: Comparación entre la perforación convencional y la variante CBHP del MPD…………………………………………………………………………………………………………………………… 46 Figura 2.9: Comparación de la variación de la BHP en la perforación convencional y la variante CBHP……………………………………………………………………………………………………………. 48

iii

Figura 2.10: Perforación con tapón de lodo presurizado……………………………………..…….. 51 Figura 2.11: Ilustración de presión vs. profundidad de la variante PMCD……………..…… 53 Figura 2.12: Ilustración de la presión vs. Profundidad de la variante Dual – Gradient… 54 Figura 3.1: Ventana de los márgenes de presión de operación…………………………………. 57 Figura 3.2: Efecto de la velocidad de inyección en la concentración de recortes y la presión de fondo de pozo (BHP)………………………………………………………….……………………… 60 Figura 3.3: Efecto de la concentración de los recortes en la densidad equivalente de circulación (ECD)………………………………………………………………………………………………………… 61 Figura 3.4: Herschel‐Bulkley YP………………………………………………………………………………….. 63 Figura 3.5: Efecto del YP y el esfuerzo gel en la presión de bombeo……………..………… 65 Figura 4.1: Ubicación de del campo San Alberto…………………………………………..…………… 73 Figura 4.2: Corte estructural del pozo SAL – 15…………………………………………….…………… 79 Figura 4.3: Esquema sub‐superficial del pozo SAL – 15, vertical………………………………. 88 Figura 4.4: Ventana de perforación para el pozo SAL – 15, Sección A………………………. 89 Figura 4.5: Ventana de perforación para el pozo SAL – 15, Sección B……………………….. 90 Figura 4.6: Gradientes de poro y fractura………………………………………………………..………… 90

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ÍNDICE DE TABLAS

Tabla 4.1: Resumen de objetivos y responsabilidades…………………………………………………75 Tabla 4.2: Resumen diámetros y profundidades de asentamiento.................................80 Tabla 4.3: Resumen programa de lodos………………………………………………………….……….... 81 Tabla 4.4a: Especificación del equipo de perforación……………………………………..………… 82 Tabla 4.4b: Especificación del equipo de MPD…………………………………………………………… 82 Tabla 4.5: Resumen programa de cañerías…………………………………………….……….…………. 83 Tabla 4.6: Resumen programa de trépanos……………………………………………...……………….. 84 Tabla 4.7: Resumen programa de cementación…………………………………….…………………… 85 Tabla 4.8: Resumen Hidráulica………………………………………………………….……………………….. 86 Tabla 5.1: AFE preliminar SAL – 15………………………………………………………..………………….. 94 Tabla 5.2: Costo de la perforación del pozo SAL – 15 con la variante CBHP……………… 96 Tabla 5.3: Diferencia económica de la perforación del pozo SAL – 15 con la variante CBHP y en forma convencional………………………………………………………………….………………………… 97

v

NOMENCLATURA MPD = Managed Pressure Drilling, Perforación con Manejo de la Presión UBD = Underbalanced Drilling, Perforación Bajo Balance NPT = Non Productive Time, tiempo no productivo

PHyd = presión hidrostática PBH = presión de fondo pozo PAF = presión anular EMW = densidad equivalente del lodo ECD = densidad equivalente de circulación OBD = Perforación Sobre Balance RCD = Cabeza rotativa (rotating control device) LOT = pruebas de escape (leak‐off test) FIT = pruebas de integridad de la formación (formation integrity test) LCM = Lost Circulation Material IADC = International Association of Drilling Contractors CBHP = Perforación a presión de fondo constante, Constant Bottom Hole Pressure PWBS = La inestabilidad de pozo PBACK = Contrapresión BHP = presión de fondo pozo, bottomhole pressure PF = profundidad final del pozo ROP = velocidad de penetración, rate of penetration PMCD = perforación con tapón de lodo presurizado ( pressurized mudcap drilling) BHA = arreglo de fondo WBM = lodo base agua SBM = lodo base sintetico OBM = lodo base acite ESD = densidad equivalente estática YP = punto cedente PV = viscosidad plastica vi

TABLA DE CONTENIDOS

AGRADECIMIENTOS ...............................................................................................................ii ÍNDICE DE FIGURAS...............................................................................................................iii ÍNDICE DE TABLAS..................................................................................................................v NOMENCLATURA ..................................................................................................................vi INTRODUCCIÓN...............................................................................................................

1

CAPITULO I ......................................................................................................................

3

PERFORACIÓN CON MANEJO DE LA PRESIÓN (MPD) ....................................................... 3 1.1

PERFORACIÓN DE POZOS.........................................................................................3

1.2

PERFORACIÓN CONVENCIONAL...............................................................................4

1.3

PERFORACIÓN BAJO BALANCE...............................................................................10

1.4

PERFORACIÓN CON MANEJO DE LA PRESIÓN (MPD) ............................................13

1.4.1 Perdida de Circulación ...........................................................................................14 1.4.2 Pega de tubería ......................................................................................................19 1.4.3 Inestabilidad de pozo.............................................................................................24 1.4.4 Incidentes de control de pozo ...............................................................................25 1.4.5 Definición de perforación con manejo de la presión MPD ....................................30 1.5

MÉTODOS DEL MPD...............................................................................................33

1.5.1 MPD reactivo ..........................................................................................................33 1.5.2 MPD proactivo........................................................................................................33 1.5.3 Variaciones del MPD ..............................................................................................33 1.6

CRITERIOS SOBRE HIDRÁULICA DE PERFORACIÓN ................................................34

1.6.1 Estabilidad de pozo ................................................................................................34

vii

1.6.2 Pegamiento diferencial ..........................................................................................34 1.6.3 Perdida de circulación ............................................................................................35 1.6.4 Incidentes de control de pozo................................................................................36 CAPITULO II ...................................................................................................................

37

EQUIPO Y VARIACIONES DE LA PERFORACIÓN CON MANEJO DE LA PRESIÓN (MPD)..... 37 2.1

EQUIPO PARA LA PERFORACIÓN MPD...................................................................37

2.1.1 Cabeza rotativa.......................................................................................................37 2.1.2 Válvula sin retorno .................................................................................................38 2.1.3 Choke Manifold de perforación .............................................................................39 2.1.4 Equipo opcional ......................................................................................................40 2.2

VARIACIONES DEL MPD .........................................................................................42

2.2.1 Control del flujo de retorno ...................................................................................42 2.2.1.1 Características, ventajas y beneficios .................................................................43 2.2.2 Perforación a presión de fondo constante............................................................43 2.2.2.1 Características, ventajas y beneficios .................................................................47 2.2.2.2 Descripción operativa .........................................................................................49 2.2.3 Perforación con tapón de lodo presurizado (Pressurized Mud Cap Drilling).........51 2.2.3.1 Características, ventajas y beneficios .................................................................52 2.2.4 Método de perforación de doble – gradiente (Dual – Gradient)...........................53 2.2.4.1 Características, ventajas y beneficios ..................................................................54 2.3

FUTURO DE LA PERFORACIÓN A PRESIÓN CONTROLADA.....................................55

viii

CAPITULO III ..................................................................................................................

56

ANÁLISIS PARAMÉTRICO DE LA HIDRÁULICA DE PERFORACIÓN CUANDO SE PERFORA CON LA TÉCNICA MPD ...................................................................................................

56

3.1

GENERALIDADES ....................................................................................................56

3.2

PARÁMETROS CONTROLABLES ..............................................................................57

3.2.1 Ventana de perforación .........................................................................................57 3.2.2 Geometría del pozo................................................................................................58 3.2.3 Densidad del lodo...................................................................................................58 3.2.4 Rata de circulación y limpieza del pozo .................................................................59 3.2.5 Reología ..................................................................................................................63 3.2.5.1 Punto Cedente o Yield Point (YP)........................................................................63 3.2.6 Presión en el choke ................................................................................................65 3.3

DURANTE LA EJECUCIÓN DEL MPD........................................................................66

3.3.1 Durante la perforación ...........................................................................................67 3.3.3 Durante los viajes ...................................................................................................71 3.4

RESUMEN ...............................................................................................................71

CAPITULO IV ..................................................................................................................

73

APLICACIÓN PRACTICA DE LA TÉCNICA DE PERFORACIÓN CON MANEJO DE LA PRESIÓN, VARIANTE CBHP, PROGRAMA DE PERFORACIÓN DEL POZO SAL ‐ 15 ............................. 73 4.1

DATOS GENERALES DEL BLOQUE SAN ALBERTO ...................................................73

4.1.1 Ubicación ................................................................................................................73 4.1.2 Datos del pozo........................................................................................................74 4.1.3 Objetivos del pozo..................................................................................................74 4.1.4 Perfil del pozo y profundidad final .........................................................................76 ix

4.1.5 Secuencia estratigráfica .........................................................................................77 4.1.6 Propósito de la perforación....................................................................................79 4.2

PROGRAMA DE PERFORACIÓN ..............................................................................80

4.2.1 Diseño del pozo piloto............................................................................................80 4.2.2 Equipo de perforación............................................................................................82 4.2.3 Programa de cañerías.............................................................................................83 4.2.4 Programa de Trépanos ...........................................................................................84 4.2.5 Programa de cementación por tramos ..................................................................85 4.2.6 Hidráulica por tramos.............................................................................................86 4.2.7 Operaciones de perforación...................................................................................86 CAPITULO V...................................................................................................................

91

CONSIDERACIONES ECONÓMICAS ................................................................................. 91 5.1

ANÁLISIS DE COSTOS DE PERFORACIÓN................................................................91

5.1.1 Costos de la torre de perforación ..........................................................................91 5.1.2 Costos tangibles......................................................................................................92 5.1.3 Costos por Contratación de Servicios.....................................................................93 5.2

TIEMPO NO PRODUCTIVO (NPT, NON PRODUCTIVE TIME) ..................................93

5.3

CONSIDERACIONES DE COSTOS PARA EL POZO SAL – 15 (ML) .............................94

5.4

COMPARACIÓN DE COSTOS DE PERFORACIÓN ENTRE LA TÉCNICA

CONVENCIONAL Y LA VARIANTE CBHP DEL MPD.............................................................96 CAPITULO VI ..................................................................................................................

98

SEGURIDAD Y MEDIO AMBIENTE................................................................................... 98 6.1

GENERALIDADES ....................................................................................................98

6.2

DERRAMES DE FLUIDOS CONTAMINANTES...........................................................99

x

6.3

REUNIONES DE SEGURIDAD...................................................................................99

6.4

DESECHO DE RECORTES DE PERFORACIÓN .........................................................100

6.5

SIMULACROS........................................................................................................100

6.6

OTROS ..................................................................................................................100

CAPITULO VII...............................................................................................................

101

CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ....................................................................... 101 BIBLIOGRAFÍA.....................................................................................................................103 ANEXO ................................................................................................................................104 GLOSARIO...........................................................................................................................108

xi

PERFORACIÓN MEDIANTE EL CONTROL DE LA PRESIÓN DE FONDO DE POZO

INTRODUCCIÓN

El hecho de que existe un aumento en el número de reservorios depletados que limita el accionar dentro de los límites de la ventana de perforación (Figura 1.1) y una necesidad creciente de mayor eficiencia en la perforación y en la recuperación de hidrocarburos, ha hecho que la industria del petróleo mejore las técnicas de perforación continuamente. La combinación de técnicas de perforación que fueron conceptualizadas hace una centuria junto con los avances tecnológicos han dado lugar a técnicas especializadas de perforación; técnicas que correctamente diseñadas y ejecutadas permiten que la perforación sea más segura, económica y exitosa. Un claro ejemplo de estas técnicas es la perforación con manejo de la presión.

La perforación con manejo de la presión (MPD, Managed Pressure Drilling) es una nueva tecnología que se aplicó en principio en la perforación costa fuera (Offshore); su introducción en la perforación en tierra (Onshore), que es más reciente, mostró un incremento en la eficiencia de la perforación y reducción de los costos totales, por lo que esta técnica se perfila como una herramienta muy útil en determinadas situaciones.

El MPD usa equipos similares a los usados en la perforación bajo balance (UBD, Underbalanced Drilling) para un manejo más eficiente de las presiones mientras se perfora.

Esta nueva tecnología puede reducir los costos de perforación mediante la reducción del Tiempo No Productivo del equipo de perforación (NPT, Non Productive Time). El NPT es el tiempo que un equipo de perforación está parado debido a problemas imprevisibles de perforación como el pegamiento diferencial, pérdida de circulación, etc. MPD (Managed Pressure Drilling)

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La técnica MPD, al tratarse de una tecnología nueva, involucra el surgimiento de nuevos procedimientos y herramientas que necesitan ser descritos y entendidos para que esta tecnología adquiera un carácter de uso regular en la perforación de pozos y se convierta en una tecnología a ser tomada en cuenta por la industria.

MPD (Managed Pressure Drilling)

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CAPITULO I

PERFORACIÓN CON MANEJO DE LA PRESIÓN (MPD)

1.1 PERFORACIÓN DE POZOS El propósito principal de perforar es construir un pozo; y sin importar que el pozo a perforar, sea exploratorio o un pozo de desarrollo, este necesita de la ejecución de algunos elementos para alcanzar tal propósito principal.

•

Penetración efectiva del trepano

•

Mantener la integridad del pozo

•

Transporte de recortes

•

Libertad de movimiento de la tubería de perforación

•

Control de flujo en y fuera del pozo

•

Alcanzar el objetivo

•

Alcanzar el tiempo de ejecución esperado

•

Mantener el presupuesto

Con el tiempo, la posibilidad de encontrar reservas altamente productivas se ha reducido, y los actuales campos productores se depletan, las perspectivas de la perforación se hacen más marginales y de mayor reto; así la ejecución de los elementos mencionados arriba, en algunos casos, ya no pueden ser cumplidos con las técnicas comúnmente conocidas y usadas durante décadas.

La nueva tecnología viene a brindar una nueva oportunidad para la perforación de regiones que se pensaban imperforables por muchos aspectos, dando lugar a la iniciativa del planteamiento de nuevos procedimientos o mejoramiento de los existentes para la perforación y control del pozo.


3


1.2 PERFORACIÓN CONVENCIONAL Desde la perforación del primer pozo en Estados Unidos, se ha desarrollado un criterio básico para el control de las presiones de formación; este es el de evitar el influjo de fluidos de formación a superficie, esto se logra con el control de la columna estática ejercida por el fluido de perforación. A esta técnica se la conoce como perforación sobre balance, técnica en la que en todo momento se mantiene una presión de fondo de pozo mayor que la presión de la formación expuesta.

Para la aplicación de la perforación sobre balance, la presión de fondo de pozo debe ser mayor que la presión de formación; y cuando el fluido de perforación este estático, es decir sin circular, existe una presión hidrostática debida a la columna de lodo, donde la presión hidrostática (PHyd ) es mayor o igual a la presión de fondo de pozo (PBH):

PHyd ≥ PBH Pero una vez las bombas son activadas y el sistema es dinámico otra vez se añade un nuevo componente al equilibrio (PAF):

PHyd + PAF

=

PBH

La presión anular PAF es la presión debida a la fricción que ocurre entre el fluido de perforación y cualquier otra superficie, como las paredes exteriores de las tuberías o la pared del pozo. La presión anular es función de los siguientes parámetros:

•

Velocidad de flujo

•

Geometría del pozo o

Diámetro de la tubería

o

Diámetro del pozo abierto

o

Longitud de la tubería


4


o •

•

Longitud del pozo abierto

Rugosidad de la superficie o

Entre tubería y tubería

o

Entre la tubería y la formación

Propiedades de la lechada o

Densidad

o

Reología

o

Recortes

El manejo de la presión anular se realiza principalmente mediante el control de la densidad y las velocidades de flujo de las bombas de lodo; donde la presión de fondo de pozo PBH, es función de la columna hidrostática en la condición estática, y juntas PAF y PBH contribuyen dinámicamente al control de la presión de fondo cuando las bombas de lodo están circulando el fluido de perforación.

Otro término que describe la presión en el pozo es la densidad equivalente del lodo (EMW, Equivalent Mud Weight, por sus siglas en ingles), comúnmente conocida como densidad equivalente de circulación (ECD, Equivalent Circulating Density), ambos términos se definen como presiones en cualquier profundidad en términos de densidad.

     Desde un punto de vista hidráulico, el objetivo de la perforación es el de construir un pozo que este dentro de una ventana limitada por la curva de presión de fractura de la formación y la presión de poro de esta (Drilling Window, Ventana de Perforación, Figura 1.1).

En el pasado la curva de perforación mostrada en la Figura 1.1 era común, debida a que los reservorios encontrados eran nuevos; en el presente dicha ventana se ha reducido MPD (Managed Pressure Drilling)

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debido a que más frecuentemente se realizan re entradas en campos viejos pues los campos nuevos son cada vez más escasos.

Debido al agotamiento de los campos, las nuevas perforaciones se encuentran limitadas cada vez más, esto se refleja en la reducción, cada vez más común, del área limitada por la curva de la presión de fractura de la formación y la curva de presión de poro de la formación, esto es evidente en la ventana de perforación mostrada en la Fig. 1.2.

Fig. 1.1: Ventana de Perforación Fuente: Maurer Tech.


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Fig. 1.2: Ventana de Perforación Reducida Fuente: Maurer Tech.

Otro aspecto que no debe ser ignorado para la reducción de la ventana de perforación lo constituye la presión de colapso, que en algunos casos es igual o mayor que la presión de poro (Fig. 1.3).

Durante la perforación, la realización de ciertas operaciones que contribuyen en la fase de terminación del pozo, como bajada de cañería, Registros, pruebas de formación, etc., constituyen aspectos importantes para el normal desenvolvimiento de las operaciones de perforación. En la perforación convencional donde el circuito de lodos esta abierto a la atmósfera, con frecuencia se confronta problemas de pegamiento de herramienta y/o amagos de reventón, lo que causa un incremento en el costo del pozo, pues el tiempo no productivo (NPT) se incrementa, además causando situaciones que pueden ser desconocidas por la cuadrilla que podrían llevar a practicas inseguras si es que el personal no se encuentra bien entrenado. MPD (Managed Pressure Drilling)

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Fig. 1.3: Problemas relacionados con la reducción de la ventana de perforación Fuente: Maurer Tech.

El monitoreo adecuado de la presión en el anular para un sistema abierto no es posible, solo es posible cuando el pozo es cerrado durante un amago de reventón, durante esta operación se pierde tiempo valioso en la observación del flujo que retorna por el anular, tiempo durante el cual el influjo podría empeorar, este tiempo desperdiciado viene a sumarse al NTP que incide directamente en el costo del pozo.

Usualmente no se puede resolver de manera total un amago, pues la solución planteada a esta puede acarrear otros problemas, como perdidas de circulación cuando por tratar de ahogar el pozo y haber utilizado un lodo densificado se sobrepasa la presión de fracturamiento y se produce una perdida de circulación, debido a que cuando la circulación se reinicia la presión por fricción se suma a las condiciones dinámicas (Fig. 1.4), demoras que al final se traducen en un incremento del NPT.


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Fig. 1.4: Incremento de la presión de fondo por la adición de la presión por fricción en el anular. Fuente: Stress Engineering Services

La perdida de presión por fricción se define como la diferencia entre la presión de descarga aguas arriba y la presión de succión aguas abajo debida a la fricción; la cantidad de energía perdida entre los nodos depende del caudal, tamaño de la cañería, y características de fluido (Figuras 1.4 y 1.5).

La perdida continua del fluido de perforación hacia la formación no solo daña el potencial futuro de producción sino que también podría llevar a situaciones de control de pozo; la perdida de lodo tendrá que ser reemplazada de lo contrario la presión ejercida por la columna de lodo disminuirá y la posibilidad de un influjo y hasta su conversión en reventón aumenta con el tiempo.


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Fig. 1.5: Idealmente, las presiones estáticas y dinámicas están dentro de las ventanas de presión de formación y presión de fractura. Fuente: Stress Engineering Services

1.3 PERFORACIÓN BAJO BALANCE Los orígenes del MPD se pueden encontrar en la utilización de específicas tecnologías desarrolladas por su antecesor; la perforación bajo balance (UBD).

La perforación bajo balance ha sido definida como una condición generada en cualquier momento que la presión de fondo de pozo en una perforación, completación, estimulación o intervención (la presión ejercida por la columna hidrostática del fluido y caídas de presión por fricción) es menor que la presión efectiva de formación.

En una perforación bajo balance la presión hidrostática del fluido de perforación puede ser naturalmente menor a la presión de formación o puede inducirse a esta


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situación con la adición de gas natural, Nitrógeno o aire a la fase liquida del fluido de perforación.

La presión efectiva de circulación en fondo pozo del fluido de perforación es igual a la presión hidrostática de la columna de fluido, más las presiones debidas a fricción y la presión aplicada en superficie.

Perforación Sobre Balance OBD: Preservorio < P fondo pozo = Phidrostatica + P friccion + Pchoke Perforación Bajo Balance

UBD: Preservorio > P fondo pozo = Phidrostatica + P friccion + Pchoke

En la perforación convencional de pozos (sobre balance) existe una presión hidrostática debida a la columna de fluido de perforación que siempre es diseñada para ser mayor a la presión de formación y que además representa el primer mecanismo de control de pozo (Fig. 1.6a).

En la perforación bajo balance un fluido más liviano reemplaza a la columna de fluido utilizada en la perforación convencional; entonces la presión de pozo en la perforación bajo balance es diseñada intencionalmente para ser menor a la presión de formación (Fig. 1.6b). Debido a que en la perforación bajo balance el fluido de perforación no actúa como un mecanismo de control de pozo, es que tal control se ejerce por tres mecanismos diferentes:

1. Presión hidrostática (pasiva), debida a los materiales en fondo pozo (densidades del fluido de perforación y recortes). 2. Presión debido a la fricción (dinámica), producida por el movimiento del fluido. 3. Presión de Choke (de confinamiento o activa), producida por el sellado de la tubería que da como resultado una presión positiva en superficie.


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Cuando se perfora bajo balance se produce un influjo de fluidos de formación que deben ser controlados y manejados en equipos superficiales. En condiciones de bajo balance no existe la formación de revoque así como tampoco existe la invasión de sólidos ni fluido de perforación hacia la formación, lo cual mejora la productividad del pozo al minimizar o casi eliminar el daño a la formación.

Fig. 1.6: a) Presiones en la Perforación Convencional y b) Presiones en Perforación Bajo Balance Fuente: Gas Research Institute

Una de las principales diferencias entre la perforación bajo balance y la convencional es que en la perforación convencional el control de presión es el factor principal para el control de pozo, mientras en la perforación bajo balance el control de flujo es el factor principal para el control de pozo.

Durante la perforación bajo balance los fluidos del pozo retornan a un sistema cerrado en superficie el BOP permanece cerrado, pues el pozo permanece aportando durante la perforación. Mientras en la perforación convencional, el BOP permanece abierto y los fluidos de pozo retornan a un sistema abierto a la atmósfera. El control MPD (Managed Pressure Drilling)

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secundario de pozo para la perforación bajo balance es aun provisto por los BOP como lo es en la perforación convencional.

Las operaciones de perforación bajo balance se refieren a la construcción y mantenimiento de pozos con empleo de equipos apropiados y controles donde la presión en fondo pozo es menor que la presión de formación, dando lugar a influjo intencionado de los fluidos de formación a superficie.

En adición al mejoramiento de la rata de penetración, los principales objetivos de la perforación bajo balance son el de proteger, caracterizar y preservar el reservorio mientras se perfora, para que el potencial del pozo no se vea comprometido. Para alcanzar esto se alienta el influjo al pozo, situación que es controlada por tres equipos principales en superficie:

•

Cabeza rotativa (RCD)

•

Manifold de perforación

•

Separadores multifásicos

Si el pozo esta siendo producido mientras se perfora, el gas producido es quemado, re circulado o enviado a una planta.

1.4 PERFORACIÓN CON MANEJO DE LA PRESIÓN (MPD) Al contrario de la perforación bajo balance, la perforación con manejo de la presión no incentiva el influjo de fluidos al pozo. El objetivo principal del MPD es el de mitigar los riesgos durante la perforación e incrementar la eficiencia de operación por la disminución del tiempo no productivo (NPT). Los problemas operativos de perforación más relacionados con el NPT son:


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•

Perdida de circulación

•

Pegamiento diferencial

•

Inestabilidad de pozo

•

Incidentes de control de pozo

A continuación se brinda un breve resumen de cada uno de los problemas mencionados; incluyendo: causales, detección, prevención y soluciones convencionales a estos problemas.

1.4.1 Perdida de Circulación La pérdida de circulación, es decir la pérdida de fluido de perforación hacia la formación (Figura 1.7), es uno de los problemas más críticos que se pueden encontrar durante la perforación convencional.

Una pérdida parcial de lodo a la formación no tiene necesariamente consecuencias inmediatas que impidan continuar con la perforación. Sin embargo las consecuencias pueden ser más severas si la rata de pérdidas aumenta o si se pierde completamente la circulación. Las consecuencias más comunes debidas a la perdida de circulación se mencionan a continuación.

•

Una pérdida en la cabeza hidrostática puede hacer que entren al pozo fluidos provenientes de las formaciones perforadas.

•

Daño a la formación (reducción de la permeabilidad de la formación, debida a los sólidos del lodo, lo cual no sólo impediría tomar unos buenos registros, sino también dañara el potencial productor de la zona de interés).

•

La pérdida de lodo hacia la formación encárese los costos de perforación.

•

Problemas asociados de perforación.


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Figura 1.7: Zona de Pérdida de Circulación Fuente: Well Control for the Drilling Team

Ocurrencias

Hay varias situaciones de ocurrencias naturales o bien inducidas durante la perforación que pueden causar una pérdida de circulación: •

Arenas superficiales frágiles e inconsolidadas.

•

Formaciones cavernosas o fracturadas naturalmente.

•

Reservorios depletados o formaciones con presiones sub‐normales, donde la densidad del lodo supera a la de formación.


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•

Formaciones que se han debilitado o fracturado por operaciones de perforación incorrectas (Excesiva densidad del lodo, excesiva presión de circulación, presiones de surgencia o incrementos de presión al bajar tubería o al cerrar el pozo).

Detección

Una alerta por una zona de pérdida puede ser dada por un aumento en la rata de perforación, esto puede ser debido a que la formación encontrada es frágil, inconsolidada, cavernosa o extremadamente porosa.

Las fracturas pueden ser detectadas por un incremento súbito en la rata de penetración acompañada por torque alto y errático.

La pérdida de circulación inicialmente será detectada por una reducción de flujo de lodo hacia la superficie, acompañada de una pérdida de presión. Si la situación continúa o empeora, el nivel del lodo en el tanque de succión bajará a medida que se pierde el lodo. En una situación aún más severa, habrá una total ausencia de retorno del pozo.

Problemas

En el peor de los casos es cuando se pierde fluido a la formación, cae la altura de la columna de lodo dentro del anular y en consecuencia se reduce la presión hidrostática (Figura 1.7). Esta caída de presión hidrostática puede permitir que entren al pozo fluidos de otras formaciones (Kick).

En este caso, el pozo está fluyendo a una profundidad y perdiendo en otra. Los fluidos de formación pueden fluir entre los dos intervalos, resultando en un reventón subterráneo. Este flujo incontrolable de fluidos bajo la superficie, es una situación muy crítica y muy difícil de resolver.


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Otras consecuencias pueden ser: •

Daño a la formación

•

Incremento en los costos como resultado del tiempo que lleve resolver los problemas (NPT) y el costo del lodo perdido.

•

Cambio en las propiedades del lodo, y cambios en las ratas de flujo para controlar la pérdida de circulación pueden reducir la eficiencia en la perforación.

•

Pega diferencial de tubería en la zona de pérdida o por encima de ella, debido a la ausencia de lodo en el anular.

Prevención

La primera medida de prevención de una pérdida de circulación es evitar ser la causa de un fracturamiento de la formación. Con este fin se llevan a cabo pruebas de escape (leak ‐off test, LOT) y de integridad de la formación ( formation integrity test, FIT) debajo de cada zapata de revestimiento con el fin de determinar la presión de fractura antes de proseguir con la perforación en una nueva sección. Esta parte de la formación se estima que es la más frágil en dicha sección, pues es la que está más cerca de la superficie. Sin embargo es posible encontrar formaciones aún más frágiles.

Ya sabiendo la presión de fractura, el máximo peso del lodo y la presión de cierre para controlar un amago de pozo (sin fracturar la formación) pueden ser calculadas fácilmente. Estos valores no deben ser superados cuando se perfore la siguiente sección de pozo.

Si se encuentran formaciones con presiones que puedan requerir un peso de lodo superior para poder ser balanceada, el pozo generalmente deberá ser revestido antes de encontrar la zona con sobre‐presión. Así se puede proteger la formación más superficial y permitirá que se usen mayores pesos de lodo en las secciones más profundas del pozo. A MPD (Managed Pressure Drilling)

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partir de esto se puede decir que la rutina de control es mediante el peso adecuado del lodo.

Los procedimientos durante las maniobras de viaje, principalmente el control de la velocidad de movimiento de la tubería, deben ser seguidos con el fin de evitar excesivas presiones de surgencia.

Soluciones

Si ocurre una pérdida de circulación, se pueden adoptar ciertos procedimientos para minimizar y eventualmente evitar futuras pérdidas:

•

Reducir el peso del lodo (pero manteniendo el balance con las otras formaciones).

•

Reducir la rata de circulación (esto reduce la densidad equivalente de circulación, pero debe existir una velocidad anular suficiente para arrastrar los cortes y mantener limpio el hueco)

•

Incrementar la viscosidad del lodo (un lodo más viscoso reduce la rata de pérdida).

•

Estos parámetros, o la combinación de ellos pueden ser alterados sólo dentro de ciertos límites. Si estas modificaciones no detienen o reducen la pérdida de circulación, puede añadirse al lodo material de control de pérdidas (Lost Circulation Material, LCM) que puede ser fibra de madera, cáscaras de nueces,

cáscaras de semilla de algodón, cáscaras de arroz, conchas marinas, celofán o asfalto.

Este material de control de pérdidas (LCM) es bombeado en píldoras, pues el LCM no sólo hace más espeso el lodo sino que tiende a taponar las fracturas que estén causando la pérdida del lodo. Si ninguno de estos procedimientos funciona, un recurso


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final es el de bombear cemento en la zona fracturada. Se espera que esto selle la formación, evitando más pérdidas de circulación y se pueda continuar la perforación.

1.4.2 Pega de tubería El término hueco apretado se aplica en situaciones cuando el movimiento de la sarta, sea de rotación o bien vertical, se ve restringido por determinados eventos o fuerzas en el hueco. En general se reconoce esta situación porque el torque se incrementa y se torna errático, se incrementa la carga en el gancho necesaria para levantar la tubería, o se incrementa el peso en el trepano o el arrastre cuando se baja la tubería.

Cuando no se puede levantar la tubería, se dice que la tubería se ha pegado. Dependiendo del mecanismo en particular con que haya ocurrido la pega, puede suceder que tampoco se pueda bajar, rotar, ni circular por dentro de la tubería.

Las causas de pega de tubería pueden ser clasificadas en forma general bajo tres mecanismos principales.

• Empaquetamiento (Pack‐off) o puenteo (bridge) • Pega diferencial. • Geometría de pozo.

Empaquetamiento (Pack ‐off) o puenteo (bridge)

El empaquetamiento ocurre cuando partículas pequeñas de formación caen dentro del pozo, asentándose y llenando el anular alrededor de la sarta de perforación. Ocurre generalmente alrededor del portamechas de diámetro grande o herramientas de diámetro cercano al del pozo (Figura 1.8), como los estabilizadores. De esta forma el anular resulta empacado, pegando la tubería. MPD (Managed Pressure Drilling)

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El término puenteo (bridge) en general se reserva para material de gran tamaño que cae dentro del hueco y queda trabado entre la sarta y la pared del pozo, pegando la tubería.

Figura 1.8: Empaquetamiento Fuente: PEMEX Pega Diferencial

La pega diferencial puede ocurrir cuando se perfora una formación permeable, con presión de formación menor que la hidrostática.

Una torta o revoque de lodo se forma naturalmente sobre la pared del pozo. Un filtrado alto del lodo permitirá que se forme rápidamente un revoque muy grueso. Cuando existe un área de contacto entre la sarta y la pared del pozo, la presión diferencial atraerá la tubería hacia la pared del pozo. Algunas circunstancias como un pozo desviado o una sarta mal diseñada o sin estabilizadores pueden hacer que esta área de contacto se incremente, y por lo tanto la fuerza total sea mayor. Cuando existe área de contacto y la sarta queda estacionaria (durante conexiones, toma de registro de desviación, falla de equipo, etc.) el espesor del revoque puede incrementarse y formarse una zona de baja presión en el área de contacto de la tubería. MPD (Managed Pressure Drilling)

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Esta fuerza de adherencia, además del grosor de la torta de lodo, hace que la tubería quede pegada, evitando movimiento vertical y rotación de la sarta. La circulación no se verá afectada.

Figura 1.9: Pegamiento diferencial Fuente: DATALOG En general, si no se sabe reconocer zonas permeables de baja presión, la única indicación de una zona de pega diferencial es una sobre tensión cuando se levanta tubería. Puede que haya muy pocas señales de que puede ocurrir este tipo de pega.

Geometría de Pozo

Este tipo de pega de tubería ocurre cuando existe una combinación de geometría de pozo y cambios en la dirección del mismo, además de rigidez en el ensamblaje de fondo y la posición de los estabilizadores, lo que puede evitar que la sarta pase a través de una sección del pozo.

Las áreas con problemas pueden ser identificadas por el torque errático durante la perforación, pero la pega ocurrirá cuando se esté sacando o metiendo tubería (Figuras 1.10 y 1.11). MPD (Managed Pressure Drilling)

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Figura 1.10: Pega de tubería al bajar la sarta de perforación Fuente: DATALOG

Figura 1.11: Pega de tubería al sacar la herramienta Fuente: DATALOG


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Pega de tubería al bajar herramienta. Después de que una sección desviada, con posibilidad de patas de perro, ha sido perforada con un ángulo específico de levantamiento, el ensamblaje de fondo en general se cambiará para continuar la trayectoria dirigida del pozo.

Un ensamblaje de fondo demasiado rígido puede no ser suficientemente flexible para pasar dicha sección, pues los estabilizadores quedan colgados en secciones opuestas de la pared del pozo, evitando que la sarta pueda seguir bajando.

Si se han perforado formaciones abrasivas, y los trépanos han salido con su diámetro muy reducido, el hueco tendrá el diámetro efectivo reducido y al bajar el nuevo trepano se puede trabar en la sección del pozo de diámetro reducido. Si se registra una disminución en el peso cuando se pasa por esta sección, la sarta no debe ser forzada a pasar. En vez de esto, esta sección del hueco debe ser rimada cuidadosamente y ensanchada al diámetro correcto.

Pega de tubería al sacar la herramienta Aquí la pega de tubería ocurre generalmente cuando se saca tubería debido a una de las siguientes causas.

•

La ocurrencia de patas de perro severas y se está usando un ensamblaje de fondo excesivamente rígido para aceptar los cambios.

•

Si entre los ojos de llave que han resultado de una pata de perro se traban los Portamechas.

•

Pueden producirse escalones producidos en la intercalación de formaciones duras y blandas.

•

También puede haber micro patas de perro que se forman debido a los cambios de dirección cuando se han perforado intercalaciones de formaciones duras y blandas.


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1.4.3 Inestabilidad de pozo La inestabilidad del agujero es responsable del tipo más serio de pegadura de tubería. Cuando el empacamiento se debe al colapso del agujero, con frecuencia se pierde

herramienta y se tiene que hacer un sidetrack. Tal como su nombre lo indica, la inestabilidad del agujero se refiere a un agujero inestable que tiende a derrumbarse o colapsarse. Las formaciones no consolidadas, las formaciones fracturadas y las lutitas sometidas a esfuerzos químicos o mecánicos, son formaciones inestables que pueden llegar a derrumbarse y causar un empacamiento.

Cuando esperar problemas de inestabilidad de las lutitas

Si la lutita está expuesta, los problemas de inestabilidad del agujero deben ser anticipados. Aún si la lutita es estable cuando se perfora, se debilitará con el tiempo debido a la invasión del filtrado. A medida que el filtrado invade a la lutita, el beneficio del esfuerzo radial es reducido y el daño al esfuerzo tangencial es incrementado. También se ve reducida la resistencia aparente de la roca por la reducción de la presión de confinamiento, producida por la presión diferencial, y la reducción de la fricción interna y cementación. Si la resistencia de la roca se reduce y se incrementa el esfuerzo tangencial, eventualmente, la lutita fallará. Es únicamente una cuestión de tiempo. La lutita también es problemática cuando:

•

El agujero no es perforado en forma perpendicular a los planos de sedimentación.

•

Existe una elevada anisotropía de esfuerzos como la de un régimen de falla inversa en comparación con el de una falla normal.

•

La lutita contenga un contenido elevado de bentonita, sea joven y relativamente débil.

•

La invasión del filtrado es grande debido a la permeabilidad elevada, las fracturas, y las intercalaciones de arena y lutita, etc.


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•

La densidad del lodo es reducida. Esto ocasiona una rápida reducción del esfuerzo radial debido a que los poros se cargarán con la invasión del filtrado de un previo sobrebalance.

•

La temperatura se incrementa, durante un viaje.

•

El tiempo de exposición del agujero descubierto es extenso.

•

La sarta es sujeta a una duración prolongada de vibraciones. La vibración de la sarta es incrementada con el aumento de la relación diámetro del agujero/ diámetro de la tubería, y con el aumento de la tensión y la velocidad de rotación de la sarta.

•

La sarta de perforación realiza frecuentes viajes.

•

La forma del agujero no es circular.

Medidas Preventivas

Para evitar los problemas de inestabilidad, debemos minimizar las condiciones que la originan. Algunas de estas condiciones, como la resistencia de la roca y los regímenes de esfuerzos, son propiedades inherentes que no podemos cambiar. Las propiedades del lodo, trayectoria del pozo, el diseño de la sarta, y los parámetros de perforación son los factores a los cuales debemos poner atención.

1.4.4 Incidentes de control de pozo Un amago (kick) de pozo es un influjo de formación dentro del pozo que puede ser controlado en superficie. Para que esto ocurra, se deben cumplir dos criterios:

•

La presión de formación debe exceder la presión anular o la hidrostática. Los fluidos siempre fluirán en la dirección de la menor presión.

•

La formación debe ser permeable con el fin de que los fluidos puedan pasar de un sitio a otro.


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Un reventón (blowout) sucede cuando no se puede controlar en superficie el flujo de fluidos de formación. Un reventón subterráneo ocurre cuando hay un flujo incontrolable entre dos formaciones. En otras palabras, una formación presenta un amago y al mismo tiempo en otra se está perdiendo circulación.

Causas de amagos de reventón (Kicks)

• No mantener el hueco lleno cuando se esté sacando tubería. Cuando se saca tubería fuera del pozo, se debe bombear lodo dentro del pozo para reemplazar el volumen del acero que se ha sacado, de otra manera el nivel de lodo dentro del pozo descenderá causando a una reducción de la cabeza hidrostática. Mantener el pozo lleno es sumamente crítico especialmente cuando se sacan los Portamechas, debido a su gran volumen de acero.

• Pérdida de circulación Si se pierde fluido de perforación hacia la formación, esto puede llevar a una caída del nivel de lodo y reducir la presión hidrostática.

• Rata de penetración excesiva cuando se perfora a través de arenas gaseosas. Si se permite que entre mucho gas en el espacio anular, especialmente que suba y se expanda, esto causará una reducción en la presión anular.

• Formaciones sub‐presionadas. Pueden estar sujetas a fractura y pérdida de circulación, lo cual puede resultar en la pérdida de cabeza hidrostática en el anular.

• Formaciones sobre‐presionadas. Obviamente, si una presión de formación supera la presión anular, puede haber un amago de pozo.


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Indicaciones de los amagos durante la Perforación

Las siguientes indicaciones de flujo se describen en el orden típico en que se hacen presentes o son mesurables en superficie.

• Decreciendo gradual presión de la bomba. También puede verse asociada con un aumento en la rata de bombeo. La caída en la presión de bomba es el directo resultado de la densidad más baja de los fluidos que estén entrando al pozo, reduciendo la cabeza hidrostática. La caída de presión será más significativa a medida que ocurra la expansión del gas aportado. La caída de presión puede ser suave y gradual al principio, pero entre más tiempo pase sin que el amago sea detectado, más exponencial será la caída de presión.

• Incremento en el flujo de lodo que proviene del anular seguido de un incremento asociado en los niveles de los tanques. A medida que los fluidos de formación entran al pozo, un volumen equivalente de lodo necesariamente será desplazado a superficie. Esto se añade al volumen circulado, de tal forma que puede detectarse un aumento en la rata de flujo. En caso de que el influjo sea de gas, el desplazamiento de lodo se incrementará dramáticamente a medida que se efectúa la expansión.

• A medida que el influjo continúa se dan variaciones en el peso sobre el gancho (Hookload) y sobre el peso en el trepano (WOB) Aunque no es ciertamente un indicador primario, estas indicaciones se pueden detectar a medida que varía el efecto de boyancia sobre la sarta.

• Si el influjo llega a la superficie existirá lodo contaminado, especialmente corte de gas. Densidad de lodo reducida. Cambio en contenido de cloruros (generalmente un incremento) Detección de Gas.


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Indicaciones de presión, como derrumbes e incremento en la temperatura del lodo a la salida.

Indicadores de los amagos durante maniobras o viajes.

• Llenado de hueco insuficiente Cuando se está sacando tubería, y el pozo no está recibiendo el volumen de lodo igual para compensar la cantidad de tubería que se ha sacado, es muy probable que el fluido de un amago o kick haya entrado al hueco, o que se haya perdido lodo en la formación.

• Un viaje húmedo (“wet trip” ) Cuando hay presión e influjo debajo de la sarta, se impide que el lodo salga naturalmente por entre las boquillas del trepano, derramándose lodo cuando se abre la conexión.

• Pistoneo (Swabbing) El pistoneo excesivo puede ser identificado a través de un cambio en el volumen en el tanque de maniobra cuando se esté sacando tubería. Se puede apreciar inicialmente que el volumen en el tanque de maniobra aumenta antes de volver a caer para llenar el espacio dejado por la tubería al ser sacada.

• Ganancia de volumen en los tanques. Un aumento constante en el tanque de maniobra muestra claramente que está ocurriendo un amago de pozo.

• Trepano perforado Un trepano perforado es más una alarma que un indicador de que el hueco está apretado, por el diámetro reducido del pozo a causa de la sobre‐presión. Deben tomarse todas las precauciones (por ejemplo, monitorear el pozo antes de sacar, minimizar el pistoneo, chequear el flujo) para evitar un amago durante las maniobras.


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El control de pozo es más difícil si el trepano está fuera del pozo o por encima de la zona de influjo. • El pozo no se puede cerrar (ni para tubería ni por el anular) si los Portamechas están pasando por los BOP.

Chequeos de flujo

Un chequeo de flujo, para determinar si el pozo está estático o fluyendo se realiza de alguna de estas dos maneras: •

Mirar personalmente dentro del hueco a través de la cabeza del pozo y determinar visualmente si el pozo está fluyendo. (Este método es mejor para verificar si se está perdiendo lodo dentro del hueco)

•

Conectar la cabeza del pozo al tanque de viaje, y verificar el nivel por si hay cambios.

Estos chequeos se realizan en las siguientes situaciones:

•

Cambios significativos en la rata de perforación.

•

Cualquier indicativo de un amago, especialmente cambios en el flujo de lodo.

•

Antes de bombear una píldora viscosa, antes de sacar tubería.

•

Después de que se han sacado las primeras paradas, para verificar que el pistoneo no ha inducido flujo.

•

Cuando el trepano está en la zapata del revestimiento.

•

Antes de sacar los Portamechas a través de la BOP.

•

Monitoreo constante del tanque de viaje aunque el pozo no tenga tubería dentro.

•

Si el pozo está fluyendo, el pozo debe cerrarse.


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1.4.5 Definición de perforación con manejo de la presión MPD El comité de perforación bajo balance y de presión manejable de la IADC (International Association of Drilling Contractors), ha definido al MPD como:

“La perforación con manejo de la presión es un proceso de perforación adaptativo usado para el control preciso del perfil de la presión anular a través del pozo. Los objetivos son el de averiguar los limites de presión de fondo pozo y manejar el perfil hidráulico de presión anular. La intención del MPD es evitar el influjo continuo de fluidos de formación a la superficie. Cualquier influjo incidental a la operación será contenida usando un proceso adecuado.

El proceso MPD emplea una colección de herramientas y técnicas que pueden mitigar los riesgos y costos asociados con la perforación de pozos que tienen limites ambientales en fondo pozo; mediante el manejo proactivo del perfil de presión hidráulica en el anular.

El MPD puede incluir un control de la contra presión, densidad del fluido, reología, nivel de fluido en el anular, fricción por circulación y la geometría del pozo, o la combinación de los mencionados.

El MPD puede permitir una acción correctiva más rápida para tratar con variaciones de presión observadas. La habilidad para controlar dinámicamente las presiones anulares con los equipos que de otra manera serian antieconómicos”.

El objetivo del MPD es utilizar un sistema cerrado y presurizable de retorno de lodos (Figura 1.12) para controlar la presión de fondo de pozo (bottomhole pressure, BHP) en una forma que elimina muchos de los problemas de perforación y estabilidad del pozo que son inherentes a las técnicas de perforación convencional.


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Fig. 1.12: Sistema cerrado para la perforación a presión de fondo constante Fuente: Weatherford

El evitar influjos de formación a la superficie es también un objetivo de la perforación convencional, influjo que en esta técnica se denomina generalmente amago.

Debido a que la perforación bajo balance (UBD) favorece el influjo de los fluidos de formación al pozo, es que la perforación a presión controlada (MPD) se encuentra más alineada con la perforación convencional.

La mayor dificultad con la perforación convencional es que típicamente para mantener bajo control el pozo la presión hidrostática ejercida por la columna del fluido de perforación debe ser mayor a la presión de fondo de pozo tal que:


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PHyd > PBH Cuando las bombas de lodo son activadas después de que se realizo alguna operación o se tuvo que cerrar el pozo por razones de seguridad, una nueva presión se añade a la presión hidrostática; esta es la presión en el anular debida a la fricción, esta causa un aumento dramático en el riesgo de perdida de circulación.

PHyd + PAF >> PBH Como en la perforación convencional, con la técnica MPD se intenta perforar dentro de la ventana de perforación sin comprometer la línea de presión de poro/estabilidad del pozo a la izquierda y el gradiente de fractura a la derecha. Otra manera de expresar esta relación es:

PWBS ≤ PPP ≤ PHyd ≤ PDS ≤ PLC ≤ PFrac Donde:

PWBS es la presión de estabilidad del pozo PPP es la presión de poro PHyd es la presión hidrostática del pozo PDS es la presión de pegamiento diferencial PLC es la perdida de circulación PFrac es la presión de fractura de la formación


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1.5 MÉTODOS DEL MPD Existen dos enfoques básicos para utilizar la técnica MPD; reactivo y proactivo. 1.5.1 MPD reactivo El MPD reactivo utiliza métodos y/o equipo como una contingencia para mitigar problemas de perforación. Típicamente, el pozo se planea convencionalmente y el equipo/procedimientos de MPD se ejecutan en condiciones no esperadas, equipo como el dispositivo de control rotativo (RCD) que es una herramienta de reacción altamente efectiva que puede ser usada para mitigar el escape de fluidos del pozo a superficie. Este método es descrito a veces como una variación de HSE (Health Safety Environmental).

1.5.2 MPD proactivo El MPD proactivo utiliza métodos y/o equipos para controlar activamente el perfil de presión anular a través de la perforación. Este enfoque utiliza un amplio rango de herramientas disponibles para controlar mejor el asentamiento de cañería, mejor control de los requerimientos de densidad y costo de lodos, y un control más fino de la presión para proveer advertencias más avanzadas de incidentes potenciales de control de pozo. Todo esto lleva a más tiempo perforando y menos tiempo desperdiciado en actividades NPT.

1.5.3 Variaciones del MPD Existen muchas variaciones de la técnica de perforación MPD, las relevantes con la perforación en tierra son:

1. Control del flujo de retorno (Returns flow control) 2. Perforación a presión de fondo constante (CBHP) 3. Perforación con tapón de lodo presurizado (Pressurized Mud cup drilling) 4. Método de perforación con gradiente doble (Dual – Gradient)


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La descripción de cada una de estas variaciones se presenta más adelante en el capitulo II.

1.6 CRITERIOS SOBRE HIDRÁULICA DE PERFORACIÓN Como ya se dijo con anterioridad, la técnica MPD permite el control de la presión en fondo pozo, por la aplicación de una contrapresión que es regulable a mediada que las bombas se detengan o reactiven; lo que permite la casi eliminación de problemas relacionados con la puesta en marcha de las bombas y el incremento de la presión de fondo pozo en esta operación.

1.6.1 Estabilidad de pozo La inestabilidad de pozo (PWBS) ocurre cuando la presión hidrostática de la columna de lodo es insuficiente para mantener la integridad del pozo, causando el derrumbamiento del pozo.

PWBS > PHYD o PWBS > PHYD + PAF

Otro mecanismo para la inestabilidad del pozo es la exposición intermitente de la formación a un ciclo de presión causado por la parada y reinicio de las bombas de lodo.

1.6.2 Pegamiento diferencial La condición de sobre balance es quizás el factor que contribuye en mayor medida al pegamiento de la cañería de perforación, donde la presión ejercida por la columna del lodo de perforación es mayor que la presión de formación.

Cuando la sarta de perforación esta centrada en el pozo, la presión hidrostática es igual en todas direcciones, pero cuando la sarta de perforación entra en contacto con el revoque de la pared opuesta de una formación permeable de menor presión de poro, la sarta de perforación puede atascarse o pegarse al revoque de la pared del pozo. Entonces una fuerza hidráulica actúa sobre la porción aislada de la sarta, por cada pulgada cuadrada


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aislada por el revoque, existe una fuerza de confinamiento de la presión hidrostática diferencial conocida como el mecanismo de pega diferencial.

1.6.3 Perdida de circulación La perdida de circulación puede ser definida como la perdida de lodo en la formación, esta perdida ocurre cuando la presión hidrostática del fluido de perforación excede el gradiente de fractura de la formación.

Figura 1.13: Perdida de circulación Fuente: MI Swaco Handbook

La condición de sobre balance es la principal causa de perdida de circulación, allí donde la presión de la columna de lodo sobrepasa la presión de fractura. Con el uso de la técnica MPD se evita en gran manera un sobre balance que podría derivar en un fracturamiento de la formación y posterior perdida de circulación, esto se logra con el control activo del perfil hidráulico de perforación.


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1.6.4 Incidentes de control de pozo Los incidentes de control de pozo se desarrollan cuando la presión de pozo es menor a la presión de formación, lo que ocasiona un influjo de fluidos de formación al pozo causando problemas en superficie; la condición de sobre balance puede también crear las condiciones para el influjo de fluidos de formación al pozo cuando por exceso de la hidrostática se produzca una perdida de circulación en determinada formación y de no controlarse la caída de nivel del lodo podría llevar a una situación de influjo al pozo por la insuficiente presión ejercida por la columna ya disminuida.

Otra circunstancia para problemas de control de pozo seria el efecto de pistoneo creado por jalar la herramienta embotada y crear una diferencial de presión en fondo pozo que ocasionaría el influjo de fluidos de formación hacia el pozo.

En ambos casos descritos arriba, de no intervenir en el influjo de fluido en tales situaciones, este podría crecer a tal punto de ocasionar un amago de reventón y en situaciones críticas esta podría llevar a un reventón.

En muchas aplicaciones de la perforación con manejo de la presión (MPD), el pozo es cerrado para tolerar la presión, con esto la presión de fondo pozo puede ser controlada mejor con una contrapresión impuesta por un fluido incompresible junto con la presión hidrostática del lodo y la presión por fricción en el anular.

PBH = PHYD + PAF + PBACK


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CAPITULO II

EQUIPO Y VARIACIONES DE LA PERFORACIÓN CON MANEJO DE LA PRESIÓN (MPD)

2.1 EQUIPO PARA LA PERFORACIÓN MPD La perforación con MPD requiere de ciertos equipos para el control de la presión anular. La mayoría de las variaciones del MPD utilizan un sistema cerrado; un dispositivo de control rotativo (RCD), una válvula sin retorno en al menos un tubo de la sarta y un choque manifold de perforación. Los RCD’s se encuentran especificados en la norma API 16RCD y los manifolds en la norma 7NRV.

2.1.1 Cabeza rotativa La localización típica del RCD (Figura 2.1) es sobre el preventor anular; esto significa que su uso no reemplaza al preventor anular sino brinda al BOP mayor rango de operaciones y flexibilidad. El diseño del RCD sigue consideraciones específicas para cada caso, como ser:

•

La geometría de la subestructura del mástil

•

Elementos sellantes

•

Simple

•

Doble

•

Tipo de presión

•

Estática

•

Dinámica

•

Conexión a bridas

•

Preferencia de la operadora


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Una buena parte de los RCD tienen un rango de operación de 3000 psi de presión o más; pero se recomienda mantener una diferencial de presión de 200 a 300 psi a lo largo del RCD (según la norma 16RCD) para operaciones de MPD, esto con el fin de:

•

Reacciones más rápidas ante situaciones de control de pozo

•

Longevidad de los elastómeros del RCD

Figura 2.1: Dispositivo de Control Rotativo (Rotating Control Device, RCD) Fuente: AT BALANCE

2.1.2 Válvula sin retorno Las válvulas sin retorno son válvulas de un solo sentido que previenen el flujo aguas abajo en la sarta de perforación. Algunas de las válvulas sin retorno más comunes son: •

Válvula de chapaleta (Figura 2.2)

•

Válvula de embolo (Figura 2.2)


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Figura 2.2: Válvula de chapaleta y embolo respectivamente Fuente: Gas Research Institute

2.1.3 Choke Manifold de perforación El uso del manifold para la perforación MPD (Figura 2.3) se recomienda solo cuando se tiene incidentes de control de pozo. Este puede ser manual, automático o semi – automático.

Figura 2.3: Choke Manifold de perforación para el sistema MPD Fuente: AT BALANCE MPD (Managed Pressure Drilling)

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2.1.4 Equipo opcional El uso de equipo opcional mejora la ejecución de las variaciones del MPD, usando las herramientas apropiadas dentro de los confines de la ventana de perforación permite una construcción del pozo sin invitar un influjo no deseado.

Dentro del equipo opcional usado por el MPD se tiene:

•

Microprocesador

•

Bomba de contrapresión (Figura 2.4)

•

Medidor de flujo (Figura 2.5)

•

Separadores (Figura 2.6)

Figura 2.4: Bomba de contrapresión Fuente: AT BALANCE


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Figura 2.5: Medidor de flujo Fuente: AT BALANCE

Figura 2.6: Separador Fuente: MI Swaco MPD (Managed Pressure Drilling)

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2.2 VARIACIONES DEL MPD Como ya se dijo la técnica MPD tiene sus orígenes y aplicación en la perforación costa fuera, con una gran variedad de técnicas derivadas del MPD; su aplicación a la perforación en tierra contempla las siguientes variaciones:

•

Control del flujo de retorno

•

Perforación a presión de fondo de pozo constante

•

Perforación con tapón de lodo presurizado

•

Perforación con gradiente doble

Estas se describen a continuación.

2.2.1 Control del flujo de retorno Cuando se perfora en un ambiente peligroso, es decir con altas concentraciones de gases tóxicos o cuando se utiliza fluidos de perforación peligrosos en un sistema de retorno de fluido abierto a la atmosfera más el agravante de la posibilidad de enfrentar amagos de reventón, existe un riesgo evidente para el personal de perforación y el medio ambiente.

La eficiencia de perforación debe mantenerse sin incurrir en situaciones de exposición a riesgo al personal y medio ambiente. Para tal efecto se deben ejecutar procedimientos para la minimización de tales riesgos.

La perforación con control del flujo de retorno viene a aplicarse en estos casos para minimizar los riesgos; esta variación del MPD, también llamada HSE MPD (Health Safety Environmental MPD), usa un sistema cerrado para manejar el retorno del anular que contiene fluidos peligrosos.


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Con la simple instalación de un dispositivo de control rotativo (RCD), válvulas de retención en la sarta de perforación y un manifold; se lograra una perforación más segura con el manejo seguro de los fluidos tóxicos en este sistema cerrado. Cualquier retorno de gas es manejado en el sistema desgasificador convencional de la torre.

2.2.1.1 Características, ventajas y beneficios •

Total contención de todos los retornos del anular, previniendo la emisión de gases tóxicos a la atmosfera.

•

Control del gas entrampado en el lodo y su manejo con el sistema convencional de manejo de gas del equipo de perforación.

•

Cuando se opera en cercanías a zonas pobladas, se evita la contaminación por gases tóxicos del aire.

2.2.2 Perforación a presión de fondo constante La perforación a presión de fondo de pozo constante (CBHP, Constant Bottomhole Pressure) implica la perforación con el control constante de la presión de fondo de pozo; aunque su objetivo principal es el de controlar las zonas más conflictivas con anomalías en la presión de formación expuesta en la perforación.

Este método utiliza un fluido de perforación más liviano de lo “normal” por lo que en condiciones estáticas la columna de lodo de hecho permanece estáticamente bajo balance, es decir, con una presión menor a la de la formación; el influjo de fluidos se evita con el incremento de la presión por fricción en el anular:

PHyd + PAF


=

PBH

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Durante las conexiones se mantiene constante la presión de fondo con la aplicación de contrapresión:

PHyd + PBack

=

PBH

La aplicación de la contrapresión se logra mediante el choke manifold de perforación o mediante una bomba como se muestra en la Figura 2.7. La perforación con CBHP es una de las muchas variantes de MPD que permite “hacer un equilibrio” entre la presión de poro y la presión de fractura. El objetivo es perforar con un fluido más liviano que el que se utilizaría convencionalmente y mantener constante la presión de fondo de pozo (bottomhole pressure, BHP) independientemente de que el fluido se mantenga estático ó esté circulando. La disminución de presión en el anular cuando el fluido no está circulando es contrarrestada por una contrapresión aplicada en superficie.

Figura 2.7: Esquema de la bomba de contrapresión Fuente: AT BALANCE


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Un dispositivo de control rotatorio (rotating control device, RCD), es instalado sobre la válvula preventora de surgencia (blowout preventer , BOP) y un múltiple de estrangulación (choke manifold ) adicional permiten realizar este control. De hecho, el cambio en la BHP que se produce a partir de la densidad equivalente de circulación (DEC) durante la perforación convencional se traslada a la superficie. En otras palabras en la variante CBHP, se reduce la densidad del lodo reemplazándose dicha disminución de densidad por contrapresión anular aplicada en superficie (Figura 2.8).

Al realizar las conexiones las bombas de lodo se detienen y el estrangulador se cierra para aplicar contrapresión en superficie. En el fondo del pozo la presión se mantiene constante.

El resultado final es que, a medida que avanza la perforación del pozo ó se circula el mismo para limpiarlo, el valor estático de la BHP no se modifica. La perforación se puede realizar con menos DEC que en los pozos perforados convencionalmente, es menos probable que se supere la presión de fractura de la formación, no se producen pérdidas y la sección de pozo abierto se puede perforar a una mayor profundidad; tampoco se promueve el influjo de fluido de formación ya que la BHP estática proyectada se encuentra por encima de la presión poral de la formación. El pozo en ningún momento está en una situación de desbalance.

El MPD en su variante CBHP permite un asentamiento más profundo de los zapatos de las tuberías de revestimiento y puede, en última instancia, reducir la cantidad total de tuberías necesarias para alcanzar la profundidad final del pozo (PF). Esta ventaja entonces permite alcanzar la PF con un diámetro de pozo lo suficientemente grande para asegurar los objetivos de producción del mismo.


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Figura 2.8: Comparación entre la perforación convencional y la variante CBHP del MPD Fuente: Weatherford


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La contrapresión aplicada al anular es controlada en superficie utilizando un estrangulador, lo que significa que no se producen los cambios que suelen producirse en la BHP al operar las bombas de lodo para circular y continuar la perforación.

•

Ya sea que la columna de lodo esté en condición estática ó dinámica la BHP es constante y puede mantenerse más fácilmente dentro de límites seguros cuando hay un margen estrecho entre gradiente de presión de poro y la presión de fractura.

•

La capacidad de “hacer equilibrio” entre el gradiente de presión poral y la presión de fractura con mayor precisión significa que la sección del pozo se puede perforar a una mayor profundidad antes de cambiar la densidad del lodo de perforación y de asentar el revestimiento.

•

La incertidumbre relacionada con la estimación de la presión de poro a menudo asociada con la perforación de pozos profundos de alta temperatura y presión (HTHP) y con características geológicas complejas tales como los entornos sub‐ salinos, puede acomodarse fácilmente mediante un simple ajuste de la contrapresión aplicada en superficie.

•

El asentamiento más profundo de los zapatos de las tuberías de revestimiento ayuda a asegurar que se pueda perforar el pozo hasta la PF en el tamaño de pozo programado. A medida que se avanza en la perforación del pozo ó se circula para limpiarlo la BHP se mantiene más cerca de la presión de poro que con la perforación convencional. La reducción de la presión en la cara de corte del trepano mejora la velocidad ó tasa de penetración (rate of penetration, ROP).


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Figura 2.9: Comparación de la variación de la BHP en la perforación convencional y la variante CBHP. Fuente: Weatherford


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•

A medida que se realizan las conexiones de la tubería de perforación la contrapresión aplicada al anular en superficie mantiene la BHP para controlar el influjo de fluidos.

•

Mantener una BHP constante permite reducir las variaciones de presión que, de lo contrario, generarían inestabilidad en el pozo.

•

Al restablecer la circulación, el manejo de la contrapresión anular asegura que no se supere el gradiente de fractura y que no se generen pérdidas.

•

Realizar la perforación con un fluido más liviano de lo que indicaría la opinión convencional redunda en un aumento notable de la velocidad ó tasa de penetración.

2.2.2.2 Descripción operativa •

Realizar una operación de MPD con CBHP por primera vez puede parecer desalentador por la complejitud que aparenta la operación del equipo necesario, pero es más sencillo de lo que se puede imaginar. Weatherford y Halliburton son algunas de las empresas de servicios con mayor experiencia en el desarrollo e implementación de esta técnica; estas compañías brindan asesoramiento y orientación a través de sus expertos en ingeniería de perforación en lo que respecta a la planificación y programación de los pozos así como en la ejecución en locación.

•

Weatherford, por ejemplo, asiste durante la fase de planificación de una sección de pozo con CBHP con un modelo de flujo hidráulico. Este modelado determina el rango de contrapresión a aplicar en superficie para mantener una BHP constante. Es fundamental determinar la contrapresión máxima necesaria para lograr un sobre‐balance aceptable durante las conexiones de la tubería de perforación.


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•

El montaje de los equipos para MPD con CBHP varían en función de las características de las aplicaciones, el tipo de equipo y el entorno operativo; no obstante, los componentes fundamentales del sistema siguen siendo los mismos: un RCD adecuado, un múltiple de estrangulación adicional y válvulas de flotación para la sarta de perforación.

•

Al utilizar la MPD con CBHP, estos componentes se montan y prueban antes de comenzar la perforación en la zona de riesgo prevista. Una vez montados los componentes, la transición al modo CBHP se puede realizar rápidamente a fin de evitar que se produzcan situaciones inesperadas con pérdidas extremas.

•

Algunas mejoras opcionales para el MPD con CBHP incluyen: válvulas de retención para evitar el influjo de fluidos de formación por directa, así como el uso de programas especializados para el control de la BHP; software como DataPro™ para mejorar el manejo de la presión de fondo de pozo y de superficie de Weatherford y Geobalance de Halliburton.

•

Se adoptan las prácticas estándar de perforación y control de pozo y los únicos cambios son los relacionados con el manejo proactivo de la contrapresión anular y pequeñas modificaciones en los procedimientos de conexión y desconexión de la sarta de perforación.

•

Cuando se utiliza MPD variante CBHP, la contrapresión anular se ajusta para asegurar que la BHP se mantenga constante. El monitoreo continuo de las presiones del sistema de circulación de fluidos (en superficie y fondo de pozo) informa sobre la necesidad de efectuar ajustes de control.


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2.2.3 Perforación con tapón de lodo presurizado (Pressurized Mud Cap Drilling) La perforación con tapón de lodo presurizado PMCD ( pressurized mudcap drilling) resuelve el problema de las pérdidas de lodo en las fracturas, cavernas u otros posibles riesgos de perforación cuando hay pérdidas de circulación. Al utilizar PMCD, se bombea un lodo pesado y viscoso por el anular y ese lodo funciona como un tapón sobre la zona de pérdida de circulación (Figura 2.10). Luego, se utiliza un fluido de perforación “de sacrificio” de bajo costo (como el agua de mar) para perforar la zona de perdida. La perforación se agiliza con un fluido liviano, y tanto el fluido de sacrificio como los recortes terminan en la zona de pérdida de circulación; no se producen problemas de eliminación de los recortes ni de gases nocivos que alcancen la superficie. En muchos casos, los recortes y el fluido de perforación también ayudan a estabilizar la formación.

Figura 2.10: Perforación con tapón de lodo presurizado Fuente: Weatherford Magazine MPD (Managed Pressure Drilling)

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La introducción de un tapón de lodo presurizado permite la perforación de zonas peligrosas con un fluido de sacrificio barato, como por ejemplo el agua.

•

La perdida del fluido de sacrificio de bajo costo es aceptable en comparación con la perdida de fluido densificado de alto costo.

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Dependiendo de las características de la zona peligrosa, los recortes de perforación pueden ser simplemente inyectados dentro de tal zona, eliminando la necesidad de limpiar y disponer de estos en superficie. Una característica negativa se convierte ahora en positiva.

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Un fluido más liviano es utilizado para perforar en adelante, esto significa que el ROP se incrementa, se ahorra en tiempo de torre, lodos costos no se incrementan, la pega diferencial se elimina y se logra una significante reducción de costos totales.

•

A pesar de la existencia de perdidas casi totales, el control de pozo se mantiene con la incorporación del RCD instalado sobre el BOP, junto con un choke adicional; esta ventaja permite un manejo proactivo de la contrapresión en el anular.

•

Con la incorporación de válvulas flotadoras sobre el arreglo de fondo (BHA) permite realizar las conexiones de enrosque y desenrosque mientras se mantiene una contrapresión en el anular y se previene el efecto “U” del fluido.


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Figura 2.11: Ilustración de presión vs. profundidad de la variante PMCD. Un fluido de alta densidad “tapón de lodo” se posiciona alrededor de la sarta. Un RCD y un choke permiten el control de la contrapresión en superficie mientras se perfora con un fluido más liviano y menos costoso. Perdidas dentro de la zona peligrosa son aceptadas. Fuente: Weatherford

2.2.4 Método de perforación de doble – gradiente (Dual – Gradient) La variante doble – gradiente del MPD permite la perforación de pozos con el uso de dos diferentes gradientes de fluido en el anular, como se logra esto depende del ambiente en el cual se perfore. Las técnicas para alcanzar un gradiente doble incluyen la inyección de un fluido de baja densidad a través de una cañería parasitaria sobre un fluido de mayor densidad en el anular. En todos los casos el objetivo principal es el de controlar la BHP dentro de un predeterminado rango sin cambiar el peso base del fluido de perforación. MPD (Managed Pressure Drilling)

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Figura 2.12: Ilustración de la presión vs. Profundidad de la variante Dual – Gradient La instigación intencional de un doble gradiente en el pozo mitiga peligros causados por incrementos rápidos de presión o reduce radicalmente la BHP aplicada. Fuente: Weatherford


La perforación con doble – gradiente presenta la oportunidad de ajustar el peso equivalente del lodo y la presión efectiva de fondo tanto como 0.5 ppg equivalentes o más, sin tener que incurrir en demora por cambiar la densidad del lodo.

•

Esta técnica puede ser utilizada con otras variantes del MPD como el PMCD y CBHP.


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2.3 FUTURO DE LA PERFORACIÓN A PRESIÓN CONTROLADA Como se dijo la perforación a presión controlada tubo su aplicación inicial en la perforación costa fuera; su aplicación en tierra aun es limitada y de las muchas variaciones que existen de esta en costa fuera, en tierra solo fueron practicadas cuatro variaciones. De estas la técnica de perforación con presión de fondo constante ha sido utilizada por primera vez en América del sur en Argentina, con la perforación del pozo Ramos XP – 1012 el año 2008 por la compañía Pluspetrol y la dueña de la tecnología Weatherford. Su éxito demuestra y comprueba los beneficios potenciales que ofrece esta técnica, haciéndola una opción respetable frente a otras cuando se diseñe la perforación de un determinado pozo. El reto para el futuro del MPD esta en convencer a la industria sobre los beneficios que ofrece esta, y la mejor manera para hacerlo es que las compañías utilicen esta técnica y comprueben su aplicación técnica y económica.

Otro reto para la perforación con manejo de la presión es que las compañías piensan que las técnicas convencionales que han usado hasta ahora trabajan lo suficientemente bien para arriesgarse en la utilización de técnicas más nuevas. Lo mismo sucedió cuando las técnicas de perforación horizontal y la perforación bajo balance fueron por primera vez introducidas en la industria como técnicas de perforación. Entonces, la técnica MPD solo necesita de tiempo para ser aceptada como un método regular de perforación.

Una compañía puede también ver la historia de un campo para determinar si la utilización del MPD ayudaría a la compañía; mirando la historia del campo y observando el NPT (Tiempo no productivo) regular desperdiciado en un campo determinado. Un estudio estadístico – económico mostrara como el uso de la técnica del MPD puede reducir estos problemas y mejorar la economía del pozo y así hacer que las compañías cambien a la perforación con manejo de la presión.


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CAPITULO III

ANÁLISIS PARAMÉTRICO DE LA HIDRÁULICA DE PERFORACIÓN CUANDO SE PERFORA CON LA TÉCNICA MPD

3.1 GENERALIDADES La hidráulica en la perforación con la técnica MPD no varia en comparación con la perforación convencional, en lo que respecta a las ecuaciones básicas para su diseño y elaboración (las ecuaciones implicadas en la hidráulica de perforación se detallan en el anexo), con la salvedad que en la perforación con la técnica MPD se presta mas atención en determinados parámetros que se explican mas adelante.

Existen muchos parámetros que juegan su parte en el control de la presión de fondo durante el flujo del lodo; las presiones de pozo son afectadas por la densidad del lodo, propiedades reológicas, caudales de inyección, transporte de recortes, influjos mientras se perfora, el choke, geometría del pozo y la configuración de la sarta de perforación. Los efectos de estos parámetros en la presión de pozo son diferentes pero interactúan uno con otro. Por lo tanto se debe tener consideración especial cuando se este seleccionando cual de estos parámetros debe ser ajustado para manejar la presión de pozo en cualquier situación particular.

Un buen entendimiento de estos parámetros es esencial para el buen diseño de las operaciones de la técnica MPD; esto es especialmente importante al hablar de la reología del lodo, pues esta tiene gran influencia sobre la variación de la presión de pozo en cualquier operación de MPD, así pues, la mayoría de los fluidos de perforación (WBM, SBM y OBM) tienen un yield point mayor a cero lo que implica una variación de la presión de fondo pozo cuando el lodo este reiniciando su circulación o cuando este apunto de detenerse; estos cambios repentinos hacen difícil minimizar las variaciones de la presión de fondo de pozo.


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3.2 PARÁMETROS CONTROLABLES Cuando se realiza la preparación para la perforación con MPD se debe poner atención en la selección de todos los parámetros que pueden ser controlados y hacen la mayor diferencia. Cuando se perfore o diseñe el MPD, se debe realizar un seguimiento de la interacción entre todos los parámetros controlables durante todo el proceso.

3.2.1 Ventana de perforación La ventana de perforación (Figura 3.1) comúnmente no se considera un parámetro controlable, pero una manera de hacerlo es a través de la geometría del pozo más específicamente, la selección de la profundidad de asentamiento es el principal factor para el control de la ventana de perforación.

Figura 3.1: Ventana de los márgenes de presión de operación Fuente: AADE MPD (Managed Pressure Drilling)

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3.2.2 Geometría del pozo Otro ejemplo de parámetro que es analizado antes de la planeación del MPD es la geometría del pozo. La geometría, incluyendo la trayectoria, diámetros del pozo y la configuración de la sarta afecta cada uno de los otros parámetros en maneras que pueden no ser obvias con solo un análisis superficial.

Aunque los efectos más obvios de la geometría de pozo están en la fricción hidrodinámica y la cabeza hidrostática, el espacio en el anular puede incrementar o disminuir la fricción del fluido moviéndose a través de esta. La inclinación del pozo, especialmente en pozos horizontales, puede causar que las largas secciones del pozo estén expuestas a la misma presión hidrostática. Un efecto frecuentemente pasado por alto y olvidado es el impacto de la contrapresión en el anular en la superficie cuando el pozo es vertical vs. Horizontal; tal contrapresión tendrá una densidad equivalente mayor a profundidades verticales someras que en horizontes más profundos.

El efecto de la geometría en algunos casos es perjudicial para el control de la presión en el anular mientras en otros casos la misma geometría puede probar ser beneficiosa para el control de la presión en anular. Desafortunadamente, la geometría es frecuentemente establecida por agentes externos al proceso de perforación, entonces otros parámetros tendrán que ser ajustados durante la perforación para compensar la geometría.

3.2.3 Densidad del lodo Este es el parámetro comúnmente más controlado en cualquier operación de perforación, así como lo es en especial en proyectos de la técnica MPD.

Cuando se este definiendo la ventana de perforación, resulta practico pensar en términos de densidad del fluido; pues esta brindara pautas para la construcción de las curvas en la ventana de perforación. Además, es importante un entendimiento cabal de


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las siguientes densidades: densidad equivalente del lodo (EMW), densidad equivalente de circulación (ECD), y más recientemente la densidad equivalente estática (ESD).

La EMW y la ECD son técnicamente las mismas, a pesar que con frecuencia se hace referencia a la EMW cuando se piensa en términos de una condición hidrostática de la presión de fondo de pozo y se hace referencia a la ECD cuando se piensa en términos de una condición dinámica de circulación. Ambos términos incluyen el efecto de la contrapresión en la superficie de fricción generado por el movimiento del fluido.

Perforadores experimentados que usan lodos base aceite y base sintético, han dado a conocer recientemente que los fluidos mencionados experimentan condiciones de compresibilidad bajo ciertas condiciones de profundidad y temperatura; la densidad efectiva del fluido en fondo pozo puede ser 0.5 ppg mayor que la densidad medida en los tanques de lodo en superficie. Para explicar esta compresibilidad, el termino ESD ha venido en boga. La ESD, usada correctamente, explicara todos los elementos que actúan en el cambio de la cabeza efectiva hidrostática del fluido, incluyendo la contrapresión, pero expandiendo el criterio para explicar no solo la compresibilidad sino también el aporte de recortes.

Si todos los recortes no son removidos del pozo antes de realizar una conexión por ejemplo, los efectos de la concentración de los recortes en la densidad efectiva deben ser tomados en cuenta.

3.2.4 Rata de circulación y limpieza del pozo El efecto de la concentración de recortes en el torque, arrastre y pega de tubería e incluso la reología ha sido apreciado durante décadas, pero en los últimos años el personal de perforación ha empezado a apreciar de manera más completa los efectos que tienen la concentración de recortes en la presión efectiva a lo largo del anular. La mayoría


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de los modelos reológicos ignoran tal efecto o tratan de enfrentarlo con el uso de alguna correlación empírica.

El efecto de la velocidad de circulación en la concentración de los recortes y la presión de fondo pozo (BHP) se muestra en la Figura 3.2, a medida que la velocidad de circulación del lodo incrementa el BHP decrece. La concentración de recortes en el anular decrece al mismo tiempo, y este efecto es de hecho la principal razón de la reducción del BHP.

Figura 3.2 Efecto de la velocidad de inyección en la concentración de recortes y la presión de fondo de pozo (BHP) Fuente: IADC/SPE

Al final la concentración de recortes alcanza el nivel bajo el cual tiene un efecto casi nulo en el BHP. Una vez que este nivel es alcanzado, el incremento continuo de la velocidad de inyección causa un incremento del BHP, este efecto es causado por la predominancia de la fricción dinámica sobre los otros efectos de la circulación. El incremento repentino del BHP en la Figura 3.2 es aparente entre los 420 y 450 gpm y es MPD (Managed Pressure Drilling)

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causado por la transición de flujo laminar a turbulento en el anular; la ausencia o presencia de lo antes mencionado esta directamente relacionado con la base reológica del fluido circulante.

Figura 3.3: Efecto de la concentración de los recortes en la densidad equivalente de circulación (ECD) Fuente: IADC/SPE

El aporte de recortes para un pozo mostrado en la Figura 3.3 con el mismo fluido y la misma velocidad de circulación, muestra que los recortes siempre contribuyen al incremento del BHP (curva azul en la Figura 3.3) que si no hubiese recortes (curva rosada de la Figura 3.3). Cuando la circulación es suficiente (velocidad de circulación mayor a 400 gpm en el caso de la Figura 3.3, las dos curvas en la figura son paralelas; pero cuando la velocidad de circulación esta por debajo de la velocidad optima (400 gpm en este caso) la curva azul muestra que la presión de fondo empieza a incrementar, mientras que la curva rosada muestra una reducción de la presión de fondo con la reducción de la velocidad de circulación. Esto indica que con una insuficiente velocidad de circulación, los recortes MPD (Managed Pressure Drilling)

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comienzan a acumularse y resulta en una columna de fluido más pesada en el anular; y a pesar que se puede seguir perforando con una velocidad de circulación menor a la optima, la acumulación de recortes en el anular puede causar problemas de fondo y reducir la eficiencia de la perforación.

Otros dos parámetros que están íntimamente relacionados con la limpieza de pozo y la concentración de recortes son la excentricidad y la rotación de la sarta de perforación.

La excentricidad en este caso se refiere a cuan centrada esta la sarta en el pozo durante la perforación; esto es afectado por la geometría del pozo, ya que la tubería de perforación tiende a ser más excéntrica en un pozo horizontal o dirigido que en un pozo vertical. Cuando la sarta no esta centrada, esta crea diferencias en la capacidad de limpieza de recortes entre el lado “amplio” y el lado “estrecho” de la sarta con relación al pozo. La excentricidad de la tubería también puede reducir la presión por fricción en el lado “amplio” del pozo e incrementarla en el lado “estrecho” del pozo.

La rotación de la tubería de perforación resulta de dos efectos opuestos al mismo tiempo; cuando la tubería de perforación es rotada, la velocidad absoluta de circulación del fluido, se incrementa, tendiendo a incrementar la presión por fricción y por lo tanto el ECD. Mientras esto pasa, la velocidad absoluta incrementada ayuda a transportar los recortes más eficientemente, reduciendo el ECD. El efecto predominante será beneficioso en la reducción del ECD, pero en ultima instancia dependerá del tamaño de los recortes y la velocidad a la cual son generados (eso es, la rata de penetración, ROP). Mientras tanto, el ingeniero de perforación no debe perder de vista los otros beneficios de la rotación de la tubería, principalmente la reducción del torque y el arrastre que generalmente son proporcionados por la rotación de la tubería de perforación.


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Mientras el incremento de la velocidad de circulación ayuda a remover los recortes del pozo, este parámetro es interdependiente con los otros parámetros mencionados, pero es afectado en especial por la reología del fluido de perforación.

3.2.5 Reología Las propiedades reológicas de los fluidos de perforación juegan papeles importantes en el manejo de la presión del pozo. La mayoría de los lodos (base agua, sintética o aceite) comúnmente usados en el campo tienen un YP diferente de cero, esto causa variaciones repentinas de la presión cuando el fluido empieza a moverse (incremento de la presión) o cuando el fluido esta por detenerse (reducción de la presión).

3.2.5.1 Punto Cedente o Yield Point (YP) Punto cedente es el termino usado para medir la intersección de la fuerza de corte en la ordenada debida a la relación del esfuerzo de corte (τ) y la velocidad de corte (γ) de un fluido (esto significa que el YP es el esfuerzo de corte a velocidad de corte cero, como se muestra en la Figura 3.4).

Figura 3.4: YP según Herschel‐Bulkley Fuente: IADC/SPE MPD (Managed Pressure Drilling)

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Algunos fluidos (como los fluidos Newtonianos y los de ley de potencia) interceptan la relación del esfuerzo y velocidad de corte en el origen, es decir, tienen un YP igual a cero. Pero, como la mayoría de los fluidos de perforación son no Newtonianos, estos tienen un valor inicial de esfuerzo de corte a una velocidad de corte nula, esto es el YP. El termino Yield Point fue introducido por primera vez con el modelo plástico de Bingham, más tarde esta fue usada en conjunción con el modelo de Herschel – Bulkley (también conocida como la Ley de potencia modificada).

Históricamente, el YP ha sido estimado como la diferencia entre la lectura a 300 RPM y la Viscosidad plástica (PV), esta última estimada como la diferencia entre la lectura a 600 rpm y la lectura a 300 rpm del viscosímetro rotativo Fann. Esta aproximación fue necesitada para realizar una estimación rápida y sencilla de las propiedades reológicas del lodo en campo; desafortunadamente, excepto en raros casos, esta estimación es usualmente sobrestimada, debido a que el YP esta definido como el esfuerzo de corte a velocidad de corte cero, pero este puede ser mejor estimado usando lecturas más bajas en el viscosímetro Fann, y cuando es calculado correctamente dará un valor algo menor que la lectura de 3 rpm del viscosímetro.

Se ha aceptado como regla general que los fluidos de perforación son representados mejor por modelo de Herschel – Bulkley que por cualquier otro de los tres modelos (Newtoniano, Plástico de Bingham y Ley de potencia). Tal modelo es representado por la siguiente ecuación:

 Como se indica en la ecuación, para que el fluido se mueva (velocidad de corte mayor a cero), el esfuerzo de corte debe ser mayor al YP, en otras palabras, cuando el esfuerzo de corte es menor o igual al YP, el fluido se comporta como un solido.


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El YP es similar al esfuerzo gel, pero la mayor diferencia entre el YP y el esfuerzo gel en términos de hidráulica, es que el esfuerzo gel no existirá una vez el fluido se mueva y el gel haya sido roto; mientras que el efecto del YP no desparecerá cuando el fluido se este moviendo. La Figura 3.5 muestra la presión de bomba causada por el esfuerzo gel y el YP al inicio del bombeo. Como indica el cuadro derecho de la Figura 3.5, la presión de surgencia causada por el esfuerzo gel al empiezo del bombeo desaparece rápidamente, mientras la presión de surgencia causada por el YP no lo hace (grafica izquierda).

Figura 3.5: Efecto del YP y el esfuerzo gel en la presión de bombeo Fuente: IADC/SPE

La presión de surgencia creada por el YP debe ser considerada en cada conexión mientras se perfora, y también debe considerarse implicaciones cuando se este sacando la sarta del pozo, especialmente si el lodo en el pozo esta hidrostáticamente bajo balance.

3.2.6 Presión en el choke La manipulación del choke para el control de la presión en fondo pozo tiene su génesis en aplicaciones de control de pozo. El control de la presión del choke (o contrapresión, o presión anular superficial) durante la perforación con manejo de la


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presión (MPD) normalmente se requiere solo cuando el lodo en el pozo esta hidrostáticamente bajo balance. En algunos casos el control de la presión en el choque será requerido durante las conexiones o algunas porciones de viaje, pero en algunas aplicaciones especiales el control de la presión del choke puede requerir manipulación durante la circulación mientras se perfora. Estos casos están muy cercanos con la perforación bajo balance.

En un sentido histórico, el control de la presión del choke estaba ligado directamente con el control de la presión de la tubería de perforación, o la presión en el standpipe. Para el MPD la presión de choke será controlada basada en la presión de fondo de pozo (BHP), y si un dispositivo PWD esta presente en la sarta, esas medidas pueden ser usadas para controlar la presión del choke, pero cuando una herramienta PWD es una herramienta de pulso de lodo, ni las medidas del PWD ni de la tubería de perforación estarán disponibles durante el control actual de presión (durante una conexión). Consecuentemente, la interacción entre la presión de choke y todos los otros parámetros controlables tendrán que ser advertidos y controlados mientras la presión de choke esta siendo manipulada.

El control de la presión anular es la manera más simple y común utilizada para mantener la presión de fondo constante, el objetivo original del MPD.

3.3 DURANTE LA EJECUCIÓN DEL MPD Durante la ejecución del MPD, muchos parámetros, en adición con los mencionados, pueden y deberían ser monitoreados donde sea posible. Los parámetros descritos hasta ahora pueden ser pensados en forma más simple como categorías de parámetros. En última instancia, la única categoría verdadera es el control del EMW. Este nivel de control requiere un entendimiento no solo de cada parámetro individual sino también de la interdependencia de todos los parámetros.


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El MPD es simplemente la aplicación de esta interdependencia para manipular la presión anular y mantener la presión de fondo de pozo constante (CBHP). En un pozo horizontal, la presión de fondo de pozo a lo largo de la sección horizontal alcanzara un valor constante cuando el pozo este estático; cualquier contrapresión aplicada en superficie tendrá el mismo efecto en cada punto de la sección horizontal debido a que el TVD es el mismo, pero cuando la circulación se reinicie, el ECD será más alto en el trepano y cualquier contrapresión aplicada en superficie, se sentirá como un aumento del EMW mas cerca de la superficie que en el trepano. Las consecuencias de estos efectos de la geometría es que lo mejor que podemos esperar es una presión de fondo constante en un determinado punto. Los esfuerzos para controlar la presión de fondo deben ser dirigidos a mantenerse dentro de la ventana de perforación más que en mantener la presión de fondo constante.

3.3.1 Durante la perforación Existen tres componentes principales para crear una presión de fondo constante durante las operaciones de perforación: la densidad de la columna de fluido, la presión de choke en superficie y la presión debida a la fricción a lo largo del anular. Estos tres componentes son controlables e interdependientes con los otros parámetros.

Inmediatamente antes de la perforación, el principal medio para el control del BHP será a través del ajuste de la densidad del fluido. Durante la perforación, la densidad del fluido puede ser más alterada, pero el medio más rápido para el control será mediante el cambio de la presión del choke; la alteración en la contrapresión tendrá un efecto inmediato en la presión así se este circulado o mientras el fluido permanece estático, como en las conexiones por ejemplo.

La presión por fricción en el anular puede ser controlada a través de dos maneras. La reología del fluido puede ser diseñada de modo que la viscosidad, componente de la presión dinámica, sea fijada dentro del rango deseado. Mientras la reología del fluido


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puede ser alterada durante las operaciones de perforación, esto normalmente no se hace a menos que los parámetros reológicos sean alterados por condiciones de pozo, al punto donde estos son la principal razón de que la presión de fondo pozo este fuera de la ventana de operación. En la mayoría de los casos será más fácil y rápido controlar la presión por fricción en el pozo ajustando la velocidad de circulación. Los efectos por la geometría del pozo deben ser considerados, especialmente si la geometría anticipada no es alcanzada debido a lavados en el pozo, problemas con el control direccional, cambios hechos en la disposición de la sarta, o cualquier otra razón.

La limpieza del pozo y la concentración de los recortes deben ser continuamente controladas, porque este parámetro afecta y es afectado por los parámetros de la densidad y la presión por fricción.

3.3.2 Durante las conexiones El mantener la presión de fondo constante durante las conexiones puede requerir el uso de un sistema de circulación continuo (CCS, Continue Circulating System). Si se alcanza un estado estático en fondo pozo y no cambia, la teoría dice que las formaciones en el fondo no experimentaran un cambio en la presión impuesta. Un CCS mantendrá la circulación en el pozo incluso cuando se estén haciendo una conexión. Más de un dispositivo mecánico esta disponible para alcanzar este objetivo, y mientras estos se acercan cada vez más al mantenimiento de un estado estático del CBHP, en ultima instancia la presión por fricción cambia en función del cambio de geometría del pozo mientras la tubería de perforación avanza en profundidad. En cualquier conexión, la presión de fondo pozo puede ser mantenida constante comparado con la circulación y perforación antes e inmediatamente después de realizar la conexión. Incluso con la mantención de la circulación en la misma velocidad, perforando o realizando conexiones, la densidad del fluido circulante variara debido a la reducción de la concentración de los recortes una vez que la perforación cese y el trepano pare de producir recortes. Mientras


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más largo sea el tiempo sin penetración, menor la concentración de recortes y menor la densidad del fluido.

Desde al menos 2004, una técnica de circulación ha sido usada en un intento de mantener la presión de fondo sin cambio durante las conexiones, sin el uso de un CCS. En vez de iyectar fluido dentro de la tubería de perforación y el retorno de este por el anular, esta técnica dirige la circulación del fluido directamente hacia el choke de superficie y aplica una alta contrapresión para contrarrestar la perdida de presión por fricción que no existe durante las conexiones. En otras palabras, la perdida de presión por fricción cuando el fluido de perforación para de circular es reemplazada con la contrapresión en la superficie impuesta por la circulación del mismo fluido a través del anular.

Como se dijo antes, esta técnica mantiene la presión de fondo constante en un punto en el anular. El operador controlara donde ocurrirá en el pozo la CBHP, en adición a las variaciones en la presión de fondo resultantes del cambio en la fricción cuando las bombas de la torre se desactivan y las variaciones en la EMW impuestas por el cambio de la contrapresión en el anular vs. la profundidad, hay frecuentemente un cambio serio de presión o un salto creado por el YP solo por cesar o iniciar la circulación en fondo pozo. Este salto de la presión por el YP debe ser considerado y controlado por el control de los otros parámetros, más notablemente la velocidad de circulación y la contrapresión al mismo tiempo.

El control del salto de la presión por el YP requiere un cuidadoso diseño de programa de operación de la bomba y del choke y una buena cooperación entre los operadores de la bomba y el choke. Durante la desactivación de la bomba de la torre la velocidad de circulación debe ser reducida paso a paso, mientras la presión de choke debe ser incrementada de acuerdo a cada paso para contrarrestar la reducción de la perdida de presión por fricción debida a la reducción de la velocidad de circulación. Para mantener la presión de fondo durante una conexión así como durante la perforación, el incremento


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total de la presión de choke cuando la bomba esta totalmente parada debería ser igual a la perdida de presión total por fricción en el anular más el peso total de los recortes en el anular durante la perforación. En la práctica, esto se simplifica permitiendo que la concentración de recortes permanezca igual durante la conexión así como durante la perforación. Un aumento inverso al incremento de la velocidad de circulación correspondiente a un aumento del decremento en la presión de choke debería ser seguido durante la reanudación de la circulación después que la conexión ha sido realizada.

Uno de los primeros pasos en el desarrollo del programa es el de calcular el salto de presión causado por el YP al que se hizo referencia. Una simple manera de determinar este salto de presión debido al YP se realiza con la siguiente ecuación:

     Donde: dP/dL es el gradiente de presión, psi/ft d 2 es el diámetro del anular, plg d 1 es el diámetro de la tubería, plg

La caída de presión representa el ultimo incremento de la presión de choke que debe ser impuesto antes de parar completamente las bombas y antes de realizar una conexión y representa también el primer incremento de la presión de choke que debe ser purgado del anular cuando las bombas de la torre se regresan al pozo después de realizar una conexión.

Cualquier modelo hidráulico exacto puede ser utilizado para calcular la presión por fricción representada por cualquier incremento de la velocidad de circulación. Por ejemplo, si la velocidad total de circulación es 400 gpm mientras se perfora, y los ajustes a la velocidad de circulación (y en correspondencia la presión de choke) serán hechas en MPD (Managed Pressure Drilling)

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diez incrementos; para que se pueda calcular la perdida de presión por fricción por cada decremento de 40 gpm en la velocidad de circulación.

3.3.3 Durante los viajes Mantener una CBHP en algún lugar del anular se convierte en un proceso aun más exigente. Típicamente la contrapresión debe ser impuesta en la superficie para contrarrestar la perdida de presión por fricción como se describió cuando se realizan conexiones. La tubería de perforación puede ser sacada del pozo manteniendo esta contrapresión constante. Se debe notar que algunos ajustes pueden requerir el considerar efectos de pistoneo al sacar la sarta del pozo.

3.4 RESUMEN El considerar tantos parámetros como sea posible junto con la consideración de la interacción entre estos parámetros es crítica para la aplicación efectiva del MPD.

Los efectos de parámetros operacionales (velocidad de circulación, presión del choke, y limpieza del pozo) y los parámetros del fluido (densidad y propiedades reológicas) en la hidráulica del MPD descritas en este capitulo, resultaron de pozos reales usados como ejemplos de aplicación en la industria.

Un buen entendimiento de los efectos de estos parámetros/propiedades es esencial en el diseño optimo de cualquier proyecto MPD. Se necesita de cuidadosa consideración cuando se esconjan que parámetro (s) deben ser ajustados para manejar la presión de pozo durante un evento particular de operación.

La reología del MPD juega un papel importante en la perdida de presión por fricción. Los parámetros del modelo reológico deber ser determinados por la lectura de las seis mediciones del viscosímetro Fann. Los parámetros reológicos determinados por solo


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dos lecturas (600 y 300 rpm) pueden causar una predicción inexacta de la presión de fondo. Un YP mayor a cero causa un salto repentino en la presión cuando el fluido empieza a moverse o cuando el fluido esta por detenerse; esto también causa un salto repentino en la presión de fondo pozo cuando la tubería de perforación empieza a moverse arriba o abajo durante un viaje sin importar cuan lento se mueva la tubería. Los fluidos de bajo YP ayudan a reducir los saltos en la presión.

La velocidad de circulación debería siempre ser igual o mayor que la velocidad optima para el MPD. La acumulación de recortes a lo largo del pozo puede no solo causar problemas de fondo al reducir la eficiencia de perforación, sino también crear una presión de pozo mayor o más inestable, y tiene un impacto significativo en los otros parámetros controlables.

La rotación de la tubería de perforación y su excentricidad afecta a la perdida de presión por fricción y limpieza de pozo en direcciones opuestas, seria mejor circular fluido suficiente para prevenir la formación de lechos de recortes en fondo pozo que depender de la rotación de la tubería de perforación para remover el lecho de recortes.

Un programa de bombeo especialmente diseñado debería ser seguido durante las conexiones cuando se aplique presión en el choke para compensar por la perdida de presión por fricción. El perfil de presión a lo largo de toda la longitud de la sección de pozo abierto, no solo la BHP, necesita ser considerada en el proceso del diseño del programa de bombeo.


72


CAPITULO IV

APLICACIÓN PRACTICA DE LA TÉCNICA DE PERFORACIÓN CON MANEJO DE LA PRESIÓN, VARIANTE CBHP, PROGRAMA DE PERFORACIÓN DEL POZO SAL ‐ 15

4.1 DATOS GENERALES DEL BLOQUE SAN ALBERTO 4.1.1 Ubicación El Campo San Alberto esta ubicado en el Subandino Sur Boliviano, Provincia Gran Chaco del Departamento de Tarija (Fig. 4.1), con una extensión aproximada de 540 Km2. El bloque San Alberto limita por el Sur con la frontera argentino‐boliviano, hasta la latitud de Agua Blanca‐Rancho Santa Rosa por el Norte, al Oeste hasta aproximadamente el pié de la serranía de Suaruro (Estructura de Iñiguazu) y por el Este, hasta la carretera que une las ciudades de Camiri y Yacuiba (Fuente: “Optimización del programa de perforación, aplicado a pozos petroleros en el Subandino sur de Bolivia”, Santos J. Vargas).

Fig. 4.1: Ubicación de del campo San Alberto Fuente: Aéreas de exploración y explotación petrolera YPFB MPD (Managed Pressure Drilling)

73


4.1.2 Datos del pozo BLOQUE:

SAN ALBERTO

CAMPO:

SAN ALBERTO

POZO:

SAN ALBERTO N° 15 (SAL – 15 ML)

CLASIFICACIÓN INICIAL:

A‐0 (DE DESARROLLO)

CUENCA:

SUBANDINA SUR

DEPARTAMENTO:

TARIJA

PROVINCIA:

GRAN CHACO

PAÍS:

BOLIVIA

UBICACIÓN FISIOGRÁFICA: SUBANDINO SUR

4.1.3 Objetivos del pozo 4.1.3.1 Objetivo de la perforación del pozo SAL – 15 (ML) relevante a este proyecto El objetivo principal del proyecto es el de demostrar la vialidad económica y técnica del uso de la técnica de la perforación con manejo de la presión (MPD) con su variante: Perforación a Presión de Fondo Constante (CBHP, Constant Bottom Hole Pressure), para ello se propone el uso de esta técnica en la perforación de dos secciones del pozo SAL – 15 (ML); pozo que será perforado por Petrobras, Andina y la Total.

La primera sección en ser perforada con la variante CBHP, será desde superficie hasta los 1400 m de profundidad, los tipos de lodo utilizados para perforar esta sección se mencionan más adelante. La segunda sección se perforara desde el tope de Huamampampa (H0), 4407 m hasta atravesar la formación Santa Rosa, 5450 m; los tipos de lodo utilizados para perforar esta sección se mencionan más adelante.

Cabe señalar que se pondrá más atención en la perforación del pozo piloto de 0 a 5450 m, pues en esta se encuentran las dos secciones en las cuales se aplicara la variante CBHP.


74


4.1.3.2 Objetivos de la perforación El objetivo principal, es perforar el pozo SAL‐ SAL‐15 (ML) satisfactoriamente atravesando todas las formaciones propuestas por Geología y terminar el pozo como productor de gas de las formaciones Huamampampa, Icla y Santa Rosa. En la Tabla 4.1 se muestran el resumen de objetivos y responsabilidades.

4.1.3.3 Diseño – Diseño – Operación – Operación – Revisión – Revisión – Objetivos •

Asegurar el desarrollo e implementación de las prácticas operacionales mejoradas para facilitar la ejecución de la perforación.

•

Aplicar las lecciones aprendidas en la perforación de pozos en el bloque San Alberto.

•

El pozo debe ser perforado en 470 días.

•

El tiempo no productivo estimado será menor al 15%.

Tabla 4.1: Resumen de objetivos y responsabilidades Fuente: Propuesta de perforación SAL – SAL – 15, Petrobras OBJETIVOS Atravesar

las

formaciones

RESPONSABILIDAD productoras,

Huamampampa, Icla y Santa Rosa en el pozo

Perforación

piloto vertical. Atravesar

las

formaciones

productoras,

Huamampampa, Icla y Santa Rosa en la rama

Perforación

inferior en forma direccional. Atravesar

las

formaciones

productoras,

Huamampampa e Icla en la rama superior en

Perforación

forma direccional. Cubrir la sección basal de Los Monos y la arena H0 con la cañería de 9 5/8”, las arenas H1, H2,


Perforación

75


H3, H4, Icla1 e Icla2 de la rama inferior con liner de 7” y la arena Santa Rosa con liner perforado de 5”. Cubrir la arena H0, H1, H2, H3 y H4 de la rama superior con liner de 7” y las arenas Icla1 e

Perforación

Icla2 con liner perforado de 5”. Minimizar el daño mecánico a no más de 1.5.

Perforación

Preservar la integridad de la cañería de producción, así como así como los liners de 7”. Optimizar los trabajos de cementación, principalmente en

Perforación

las fases con lodo base aceite. Controlar la trayectoria del pozo y minimizar la tortuosidad y el espiralamiento.

Perforación

4.1.4 Perfil del pozo y profundidad final El pozo SAL‐ SAL‐15 (multilateral) será perforado verticalmente hasta llegar a la formación Huamampampa, se asentarán cañerías de 30” en 80 m, de 20” en 1400 m, de 13 3/8” en 2800 m, y de 9 5/8” en 4407 m, tope de la formación Huamampampa. Para las fases de 24” y 17 ½” se gestionará la utilización del Vertitrack, para el control de la verticalidad. Posteriormente se continuará la perforación del pozo piloto vertical de 8 ½” con turbina y trépanos impregnados hasta la profundidad de 5450 m. hasta atravesar la formación Santa Rosa. Luego de la toma de registros eléctricos en este tramo y la correspondiente identificación de los topes y buzamiento de las zonas de interés, el tramo será abandonado con tapones de cemento desde el fondo hasta 4950 m.

La perforación de la rama inferior se iniciará en 4950 m. (KOP) con trépano de 8 ½” y turbina, con rumbo de 195° y un ángulo vertical de 60° al llegar al tope de la formación Santa Rosa (5386 m. TVD y 5474 m. MD). Se tomarán los registros eléctricos correspondientes y este tramo será aislado con liner de 7”. Continuará la perforación con trépano de 6 1/8” y turbina de 4 ¾” hasta 5813 m. (MD), 5544 m.TVD, para atravesar la


76


formación Santa Rosa y lograr un desplazamiento de 542 m. en dirección de 195° de azimuth. Se correrán los registros eléctricos correspondientes y se aislará con liner perforado de 5”.

Para la perforación de la rama superior, inicialmente se bajará el packer 9 5/8” de producción con su correspondiente tapón de aislamiento y será fijado en +‐4360 m., lo cual permitirá fijar el whipstock en +‐ 4355 m para abrir la ventana correspondiente en cañería de 9 5/8”. Luego se continuará con la perforación de la fase de 8 ½” con trépanos impregnados y turbina, con rumbo de 195° y ángulo vertical de 48° hasta la profundidad de 4904 m. (MD) y 4845 m. (TVD), tope de la formación Icla, se correrán registros eléctricos y se procederá a aislar este tramo con liner de 7” y colgador de liner tipo hook hanger. Finalmente se perforará direccionalmente con trépano de 6” y turbina hasta 5912 m., para atravesar la formación Icla con un ángulo de 84° y un TVD de 5086 m. Se correrán perfiles eléctricos asistidos y luego se bajará el liner perforado de 5”.

4.1.5 Secuencia estratigráfica Pozo piloto

Fuente: Petrobras MPD (Managed Pressure Drilling)

77


Rama inferior

Fuente: Petrobras

Rama superior

Fuente: Petrobras


78


4.1.6 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 azimut 195°, para la Fm. Santa Rosa (reservorio SR1) y otra rama superior de alto ángulo en dirección de azimut 195° 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).

4.1.6.1 Corte estructural

Figura 4.2: Corte estructural del pozo SAL – 15 Fuente: Petrobras MPD (Managed Pressure Drilling)

79


4.2 PROGRAMA DE PERFORACIÓN El presente programa de perforación del pozo SAL – 15 (ML, Multilateral), sigue las consideraciones de experiencia y de diseño adoptadas por Petrobras, las cuales siguen un sentido convencional de perforación. Sin embargo, es objetivo del presente proyecto el de proponer el uso de una nueva tecnología que asegurara una mayor eficiencia de perforación. En tal sentido, se propone la perforación de este pozo con una nueva tecnología, la variante de perforación a presión de fondo constante (CBHP) de la técnica MPD, para la perforación de dos secciones del pozo SAL – 15 (ML); la primera será la perforación del tramo conductor y superficial hasta los 1400 m, en especial para el control de perdidas de circulación en la formación Tupambi. La segunda sección propuesta para su perforación con la variante CBHP, será el pozo piloto, desde los 4407 m hasta los 5450 m.

La perforaciones laterales del pozo SAL – 15 (ML), la rama inferior y superior, no serán consideradas para la aplicación del presente proyecto; por lo tanto, se presentara el programa propuesto para este pozo solo para el pozo vertical.

4.2.1 Diseño del pozo piloto 4.2.1.1 Diámetros de pozo profundidades de asentamiento

Tabla 4.2: Resumen diámetros y profundidades de asentamiento Fuente: Petrobras Diámetro de pozo

MD [m]

[pulg.]

36”

Cañería OD [pulg.]

Criterio de asentamiento de la cañería

17

40

Caño conductor pre – asentado.

80

30

Cañería Conductora. Se requiere perforar este tramo con trépano de 36” con un avance mínimo de 50m; de tal forma que permita aislar los tramos superficiales.


80


24”

1400

20

Cañería Superficial. Con está cañería se aislará las zonas de baja presión y con perdida de circulación. Se pretende bajar está cañería en la zona basal del Tupambi, aislando la totalidad del carbonífero.

17 ½”

2800

13 3/8”

Cañería Intermedia. Esta cañería nos permitirá aislar zonas de alta presión y de lutitas inestables y obtener un LOT (mínimo) de 16 lpg en la formación Iquiri – Los Monos, densidad necesaria para perforar la siguiente fase.

12 ¼”

4407

9 5/8”

Cañería de Producción. Su objetivo es aislar la formación Iquiri ‐ Los Monos, zona de alta presión y lutitas inestables. Se pretende cubrir en lo posible la arena H0 de la formación Huamampampa y perforar la siguiente fase con menor densidad.

4.2.1.2 Resumen programa de lodos La tabla 4.3 muestra los tipos de lodo a ser utilizados para los distintos tramos del pozo SAL – 15 (ML). Tabla 4.3: Resumen programa de lodos Fuente: Petrobras PROPIEDADES DEL LODO DIÁMETRO

TIPO DE LODO

TRAMO

DENSIDAD

VP

YP

[m]

[ppg]

[cp]

[lb/100 ft2]

0 – 80

8.9 – 9.3

15.0 – 20.0

20.0 – 25.0

DRILLPLEX

80 – 1400

8.9 – 9.3

12.0 – 15.0

15.0 – 20.0

LODO DE EMULSIÓN

1400 – 2800

10.0 – 13.0

30.0 – 35.0

20.0 – 30.0

2800 – 4407

12.5 – 13.9

30.0 – 35.0

25.0 – 30.0

4407 – 5450

8.9 – 9.3

15.0 – 20.0

20.0 – 25.0

[in]

36 24 17,5

12,25

8,5

LODO BENTONÍTICO EXTENDIDO

INVERSA LODO DE EMULSIÓN INVERSA LODO BASE AGUA (CARBONATO DE CALCIO)


81


4.2.2 Equipo de perforación Tabla 4.4a: Especificación del equipo de perforación Fuente: Petrobras EQUIPO

MÁSTIL

TIPO

CAPACIDAD

DLS – 153

NATIONAL DRECO

CANTILEVER

1550000 lb

SUB ESTRUCTURA

TIPO

CAPACIDAD

ALTURA LIBRE

NATIONAL DRECO

SLINGSHOT

1510000 lb

8.4 m

CUADRO DE

POTENCIA

TIPO

MANIOBRA

3000 HP

DIESEL ‐ ELÉCTRICO

TOP DRIVE

TIPO

CAPACIDAD

TROQUE

VARCO

TDS – 4S

650 TN

45000 ft – lb

NATIONAL

DUAL SPEED BOMBA N°1

POTENCIA

TIPO

CAMISAS

NAT. 12 – P – 160

1600 HP

TRIPLEX

5” a 7”

BOMBA N°2

POTENCIA

TIPO

CAMISAS

NAT. 12 – P – 160

1600 HP

TRIPLEX

5” a 7”

BOMBA N°3

POTENCIA

TIPO

CAMISAS

NAT. 12 – P – 160

1600 HP

TRIPLEX

5” a 7”

Tabla 4.4b: Especificación del equipo de MPD Fuente: Weatherford Item 1

Descripción Cabeza Rotativa (Rotating Control Head ,RCD)

Especificaciones • • • • • •


1500 psi presión de rotación 1500 psi presión estática Viene con x‐over to 13 5/8’’ 5K spool Viene con x‐over to 11’’ 10K spool Completo con spares Elementos sellantes para drillpipe 82


2

Manifold de control de presión (Pressure Control Manifold PCM)

• • • • •

3

Separador lodo – gas (Mud Gas Separator MGS)

• • • •

4

Componentes BHA

• •

•

5

Paquete de tubería

• • •

• •

6 7

Cabina de control Personal

• • •

1500 psi rango nominal Línea de 6’’ con choke de 6 inch 2 x 3’’ chokes Control automático de contrapresión Válvula de seguridad para protección del equipo 100 psi presión de trabajo del cilindro 4’ x 15’ Bomba lisa para operacion continua Valvula de 3‐recorriodos Valvula sin retorno Alojamiento para la tubería de perforación Redress kits Flare line, 12’’ Linea de retorno a los cajones, 12’’ Linea de choke de la tore, 4 1/16’’, 5000 psi con valvula sin retorno 2’’ 1502 linea para purge del RCD Linea de succion de lodo, 4” Contenedores para computadoras 1 supervisor 2 cuadrillas (4 total) consistente en: ‐ Operador en jefe/ experto en el sistema de control ‐ Operador / especialista RCD

4.2.3 Programa de cañerías

Tabla 4.5: Resumen programa de cañerías Fuente: Petrobras TRAMOS

DIÁMETRO DEL

DIÁMETRO

[m]

POZO

DE LA

[in]

CAÑERÍA [in]

0 – 80

36

30

X‐ 56

234.29

XLF

0 – 1400

24

20

X ‐56

129.33

XLF

0 – 2800

17 ½

13 3/8

P – 110

68

SLIJ – II

0 – 4407

12 ¼

9 5/8

S – 110, CR 13

59.2

NK3SB


GRADO

PESO

CONEXIÓN

[lb/ft]

83


4.2.4 Programa de Trépanos La siguiente tabla, muestra los diferentes tipos de trépanos recomendados para cada tramo perforado.

Tabla 4.6: Resumen programa de trépanos Fuente: Petrobras

FASE

UNIADES

DIAMETRO (PULG)

TIPO

PROF.

PROF.

ENTRADA

SALIDA

[m]

[m]

AVANCE

FORMACIÓN

[m]

I

1

36

1‐1‐5

0

80

80

Escarpment

II

1

24

115

82

250

168

Escarpment

8

24

415

250

1400

1150

Escarpment/ Tarija/ Tupambi

III

IV

V

2

17.5

435

1400

1700

300

Tupambi/Iquiri/Los Monos

1

17.5

415

1700

1850

150

Iquiri/Los Monos

1

17.5

PDC9aletas

1850

2350

500

Iquiri/Los Monos

1

17.5

PDC7aletas

2350

2800

450

Iquiri/Los Monos

2

12 ¼

PDC5aletas

2800

3500

700

Los Monos

2

12 ¼

PDC6aletas

3500

4150

650

Los Monos

1

12 ¼

PDC7aletas

4150

4407

257

Los Monos

1

8.5

1‐1‐5

4407

4415

8

Huamampampa

5

8.5

Impregnado

4415

5450

1035

Huamampampa/Icla/Santa Rosa


84


4.2.5 Programa de cementación por tramos

Tabla 4.7: Resumen programa de cementación Fuente: Petrobras DESCRIPCIÓN

TRAMO Conductor de 30”

Colchón

Superficial 20”

Intermedio 13 3/8“

Producción 9 5/8”

Agua:

Agua:

Diesel+ surfactante:

Diesel + surfactante:

40 bbl.

80 bbl

50 bbl, 8 ppg

20 bbl, 8 ppg

Espaciador

No

100 bbl

200 bbl, 17 ppg

180 bbl, 17 ppg

Lechada delantera

No

No

No

Volumen:

770 bbl (20 % Exceso)

Cemento:

Clase “A”

N° de sacos:

1750

Densidad:

12.5 ppg

Lechada principal Volumen:

182 bbl. (80% Exceso)

215 bbl

685 bbl

405 bbl,(tope2700),30% Ex

Cemento:

Clase “A”

Clase “A”

Clase “G”

Clase “G”

740

1000

3320

1850

15.6 ppg

15.6 ppg

18.5 ppg

17.5 ppg

Lodo

Lodo, 9.3 ppg y 101

Lodo, 13ppg y 1355

Lodo, 13.9 ppg, 1050 bbl

bbl

bbl

Se utilizara stinger para

Se utilizara stinger para

La

la cementación.

la cementación.

equivalente

N° de sacos: Densidad: Desplazamiento:

Observaciones:

Si

es

necesario

se

realizara top job de 70 m, con dos líneas.

densidad

La densidad equivalente

de

de circulación cuando se

circulación cuando

realiza la cementación no

se

debe

realiza

la

cementación

no

debe ser (en ningún

ser

(en

ningún

momento) menor a 13.9 ppg.

momento) menor a 13 ppg.


85


4.2.6 Hidráulica por tramos

Tabla 4.8: Resumen Hidráulica Fuente: Petrobras TREPANO

BOMBA

HIDRÁULICA Potencia

TRAMO

BOQUILLAS

Presión

Caudal

(m)

(/32”)

(psi)

(GPM)

DENS.

∆P

EN EL

Hidráulica

Velocidad

LODO

TREPANO

en el

de los jets

(lpg)

(psi)

trepano

(ft/s)

Fuerza de impacto (lb)

(HP)

Energía

Potencia

especifica

hidráulica

(HP/plg2)

(HP)

0 ‐ 80

32‐32‐32‐32

350

700

9

41

17

71.5

232

0.02

143

80‐300

28‐28‐28‐28

1300

900

9

21

9

100

89

0.02

569

300‐600

28‐28‐28‐28

1800

900

9

44

23

120

190

0.05

945

600‐1000

28‐28‐28‐28

2100

1000

9

95

56

133

413

0.12

1225

1000‐1400

28‐28‐28‐28

2400

1050

9

158

97

140

683

0.21

1470

1400‐1850

18‐20‐20‐20

3300

840

12

571

280

230

1199

1.16

1617

1850‐2800

9*16

3500

850

13

277

137

154

880

0.57

1736

2800‐3500

7*18

3300

700

13

194

79

129

606

0.67

1348

3500‐4407

8*16

3500

700

13.9

254

104

143

718

0.88

1429

Potencia TFA

Presión

Caudal

Pulg2

(psi)

(GPM)

DENS.

∆P

EN EL

Hidráulica

Velocidad

LODO

TREPANO

en el

de los jets

(lpg)

(psi)

trepano

(ft/s)

(HP) 4407‐5450

1.2

3600

450

11.2

145

38

184

Fuerza de impacto (lb) 478

Energía

Potencia

especifica

hidráulica

(HP/plg2)

(HP)

0.67

945

4.2.7 Operaciones de perforación Como se dijo la secuencia del uso de la variante de perforación a presión de fondo constante se dará en dos secciones:

TRAMO 0 – 1400 1400 – 4407 4407 – 5450


TÉCNICA DE PERFORACIÓN Variante CBHP Convencional Variante CBHP

86


Para la perforación del tramo de 0 a 1400 m, que contempla la perforación del tramo conductor (36” pozo, 30” casing) y superficial (24” pozo, 20” casing) (Figura 4.3); se propone el uso de la perforación a presión de fondo constante (CBHP), pues la litología a atravesar en este tramo contempla las formaciones: Escarpment, Tarija y Tupambi. Estas son consideradas zonas de perdida de circulación, por lo que el control de la presión de fondo para estas zonas es esencial.

Para el control de la presión de fondo (BHP), se requiere conocer los limites a los cuales esta sujeto el lodo a ser utilizado en las operaciones de perforación; así la ventana de perforación para esta sección (de 0 a 1400 m, que la llamaremos sección A) se representa en la Figura 4.4 y a la siguiente sección (Sección B) a ser perforada con esta técnica, que va desde los 4407 m hasta los 5450 m se presenta en la Figura 4.5.

Los gradientes de poro y fractura se muestran en la Figura 4.6; para la construcción de la ventana de perforación se tomaron en cuenta aproximaciones de los gradientes de poro de las formaciones a ser atravesadas que se detallan en el anexo; y en cuanto a los gradientes de fractura, estos fueron tomados de historiales de pozos perforados en el mismo bloque San Alberto, estos se detallan también en el anexo.

La construcción de la ventana de perforación correspondiente se realizo con asistencia del software CADET, que es un software de diseño de pozo especializado de la compañía Maurer Technology.


87


Figura 4.3: Esquema sub‐superficial del pozo SAL – 15, vertical Fuete: Petrobras MPD (Managed Pressure Drilling)

88


A

Figura 4.4: Ventana de perforación para el pozo SAL – 15, Sección A Fuente: Elaboración Propia

La sección A (Figura 4.4), atraviesa las formaciones Escarpment, Tarija y Tupambi, estas formaciones como se dijo, presentan zonas de perdida parcial, por ejemplo para la perforación del pozo vertical SAL – 12, se presentaron perdidas de circulación durante la perforación de estas formaciones de hasta 845 bbl.

Para la sección B (Figura 4.5), desde los 4407 m hasta los 5450 m, que atraviesa las formaciones Huamampampa, Icla y Santa Rosa, se presentaron también zonas de perdida al atravesar estas en el pozo SAL – 12, se perdieron volúmenes de hasta 604 bbl.


89


B

Figura 4.5: Ventana de perforación para el pozo SAL – 15, Sección B Fuente: Elaboración Propia

Figura 4.6: Gradientes de poro y fractura Fuente: Elaboración propia MPD (Managed Pressure Drilling)

90


CAPITULO V

CONSIDERACIONES ECONÓMICAS

Existen muchos elementos que comprometen el costo de la perforación de un pozo, estos van desde el rango de la torre, personal, equipo de perforación, etc. La hoja final que suma el costo de perforación de un pozo generalmente se describe como AFE (“Authorisation For Expenditure”). El AFE es el presupuesto para el pozo, una vez el AFE es preparado, este debe ser aprobado y firmado por la gerencia de perforación de la operadora.

5.1 ANÁLISIS DE COSTOS DE PERFORACIÓN Existen tres elementos principales en el costeo de un pozo; sin importar que servicio o producto se use, esta caerá dentro de alguno de los siguientes elementos de costos:

•

Costos de la torre de perforación

•

Costos tangibles

•

Servicios

5.1.1 Costos de la torre de perforación Como su nombre dice, los costos de torre (Rig Costs) se refieren al costo de arriendo de la torre de perforación y el equipo asociado a esta. Este costo puede ser mayor al 70% del costo total de la perforación, especialmente para equipos offshore.

Los costos de torre dependen enteramente del grado de torre, generalmente este costo se expresa en $/día de arriendo.

El grado de la torre depende de:


91


•

Tipo de torre

•

Condiciones de mercado

•

Duración del contrato

•

Días en el pozo

•

Movilización/desmovilización de la torre y equipo

•

Supervisión

•

Cargos adicionales

5.1.2 Costos tangibles Los costos tangibles se refieren a productos que son usados en el pozo, estos incluyen:

•

Cañerías

•

Equipo de terminación

•

Cabezales/accesorios

•

Trépanos

•

Corona saca testigo

•

Productos para la cementación

•

Productos para el lodo

•

Combustible

•

Otros materiales y suministros

Los tangibles deben ser vistos y analizados individualmente por cada ítem; por ejemplo, el costeo de las cañerías de revestimiento debería empezar con la selección de las profundidades apropiadas de asentamiento y la selección de los grados y pesos adecuados para cada sección del pozo. Luego el costo de la cañería para cada sección debe ser totalizado como costo total de las cañerías de revestimiento del pozo en cuestión. El mismo método se aplica para cada ítem tangible, los cuales requieren diseño, selección y clasificación en grupos individuales. MPD (Managed Pressure Drilling)

92


5.1.3 Costos por Contratación de Servicios Este grupo de costos se refiere a cualquier servicio requerido en el pozo. Estos servicios incluyen:

•

Comunicaciones

•

Posicionamiento de la torre

•

Registros

•

MWD

•

Motores de fondo

•

Equipo de control de sólidos

•

Ingeniería de sólidos

•

Ingeniería direccional

•

Cementación

•

Perfilajes

•

Pesca

•

Mud logging

•

Herramientas de fondo

•

Servicios de cañería

5.2 TIEMPO NO PRODUCTIVO (NPT, NON PRODUCTIVE TIME) El tiempo requerido para cualquier rutina u operación anormal, la cual es el resultado de una falla, es definida como tiempo no productivo (NPT). La espera debida al clima o espera de órdenes, equipo o personas no es un NPT, este se encuentra en tiempo de reserva (Standby).

El tiempo no productivo (NPT) en operaciones de perforación, generalmente se toma como un 20 % de tiempo adicional al tiempo total de perforación.


93


Aunque algunas operadoras fijan un porcentaje determinado de NPT en los programas de perforación, este en si no forma parte del proceso de perforación; sino solo se llevan a cavo para regresar al punto donde se encontraba la perforación antes que ocurriese el problema que llevo al NPT en primer lugar.

5.3 CONSIDERACIONES DE COSTOS PARA EL POZO SAL – SAL – 15 (ML) A continuación en la Tabla 5.1 se muestra el AFE preliminar para la perforación del pozo SAL – SAL – 15. Esta no incluye el costo del equipo necesario para la perforación a presión constante (CBHP), por ende, la Tabla 6.1 solo muestra el costo general para la perforación convencional del pozo SAL – SAL – 15 (ML).

Tabla 5.1: AFE preliminar SAL – SAL – 15 Fuente: Petrobras SAN ALBERTO 15 AFE PRELIMINAR EQUIPO DLS DLS – – 153 CATEGORÍA 01 PRELIMINARES

ACTIVIDAD PROGRAMA DE PERFORACIÓN Y EVALUACIÓN CONTRATO EQUIPO DE PERFORACIÓN CONTRATOS ADICIONALES ESPECIFICACIÓN COMPRA DE MATERIAL OTROS

TOTAL PRELIMINARES 02 OBRAS CIVILES

60 800 PROYECTO ACCESOS Y CAMINOS LOCACIÓN MANTENIMIENTO OTROS

TOTAL OBRAS CIVILES 03 EQUIPO DE PERFORACIÓN

COSTO 15 114 11 336 11 450 11 450 11 450

450 000 50 000

500 000 TARIFA DIARIA MOV/DESMOVILIZACIÓN OTROS

15 273 120 2 024 960 100 000

TOTAL EQUIPO DE PERFORACIÓN

17 398 080

04 CAMPAMENTO BASE

51 411 525 000 44 900 44 000 58 370 44 900 44 900

PERSONAL ALQUILER EQUIPO Y VEHÍCULOS SERVICIO DE ALIMENTACIÓN COMBUSTIBLE, ELECTR. COMUNICACIÓN SEGURIDAD OBRAS CIVILES REPARACION OTROS


94


TOTAL CAMPAMENTO BASE 05 SERVICIOS

809 481 SERV./CEMENTACIÓN SERV./REGISTRO DE PERFORACIÓN PRUEBAS DE FORMACIÓN SERV./INGENIERÍA SERV./INGENIERÍA DE LODOS MUD LOGGING CORONADO ENTUBACIÓN BOP ALTA TEST CONSULTORES DIRECCIONAL VERTITRACK HERRAMIENTA DIRECCIONAL CONSULTORIA DE PESCA HERRAMIENTAS DE PESCA HERRAMIENTAS DE PERFORACIÓN AIR DRILLING CONTROL DE SÓLIDOS MANEJO DE DESECHOS SERVICIO DE ALIMENTACIÓN INSPECCIÓN ANÁLISIS ESTRATIGRÁFICO OTROS servicio hook hanger OTROS BAJADA DE LINER, SETTING TOOL OTROS GYRODATA OTROS WWT + TENDIDO LÍNEA DE AGUA

TOTAL SERVICIOS 06 MATERIALES Y CONSUMIBLES

636 224 2 758 774 1 000 000 300 138 431 875 150 000 510 000 60 000 1 005 725 2 780 000 5 087 505 50 000 100 000 432 321 900 000 606 004 1 151 500 438 750 114 000 150 000 50 000 60 000 80 000 670 000

19 522 816 CABEZAL DE POZO TRÉPANOS MATERIAL DE LODOS CEMENTO Y ADITIVOS TUBULARES ACCESORIOS Y REVESTIMIENTO DE CAÑERÍA OTROS

65 000 1 887 992 1 860 000 770 000 4 165 888 495 000 450 000

TOTAL MATERIALES Y CONSUMIBLES

9 693 880

07 SUPERVISIÓN

1 048 774 263 605 34 445 873 979 154 232 11 450

GERENCIA OPERACIONES OFICINA GERENCIA DE EXPLORACIÓN OFICINA GERENCIA OPERACIONES CAMPO BASE SUPERVISIÓN OPERACIONES OPERACIONES TALADRO SUP. OPERACIÓN TALADRO WELL SITE OTROS

TOTAL SUPERVISIÓN 08 MANIPULEO Y TRANSPORTE

2 375 035 TELECOMUNICACIONES OTROS

60 000

TOTAL MANIPULEO Y TRANSPORTE

60 000

09 MEDIO AMBIENTE Y SEGURIDAD

15 000 131 675 70 250 5 000

LICENCIAS Y PERMISOS CONSULTORES MONITOREO RESTAURACIÓN ABANDONO OTROS MEDIO AMBIENTE


95


EQUIPAMIENTO DE SEGURIDAD HIGIENE OCUPACIONAL OTROS ACCIÓN SOCIAL

5 000 2 000 257 345

TOTAL MEDIO AMBIENTE Y SEGURIDAD

486 270

TOTAL GENERAL TOTAL GENERAL + NPT (20%)

51 726 362 61 686 220

5.4 COMPARACIÓN DE COSTOS DE PERFORACIÓN ENTRE LA TÉCNICA CONVENCIONAL Y LA VARIANTE CBHP DEL MPD El costo debido al NPT para la perforación de este pozo de forma convencional representa 9 959 858 $us y el tiempo perdido se estima sea de 94 días.

El equipo a utilizar para la perforación a presión de fondo constante se detallo en la Tabla 4.4b del capitulo IV; el costo de este paquete representa un estimado de 35 000 $us /día, con un DTM de 150 000 $us (Fuente: Weatherford).

La sección vertical del pozo SAL ‐ 15 (ML) tiene una profundidad de 5450 m, que se estima se perforara en 220 días, por lo tanto el costo de alquiler del equipo de perforación a presión de fondo constante será de 7 850 000 $us incluyendo el DTM.

A continuación se muestra el costo adicional de la utilización de la técnica de perforación a presión de fondo constante asumiendo se elimina el NPT.

Tabla 5.2: Costo de la perforación del pozo SAL – SAL – 15 con la variante CBHP Fuente: Elaboración propia DESCRIPCIÓN Alquiler del equipo MPD, variante CBHP (35000 $/D) Costo pozo SAL – SAL – 15, sin NPT TOTAL


COSTO [$us] 7 850 000 51 726 362 59 576 365

96


Tabla 5.3: Diferencia económica de la perforación del pozo SAL – 15 con la variante CBHP y en forma convencional Fuente: Elaboración propia

TÉCNICA CONVENCIONAL + NPT VARIANTE CBHP DIFERENCIA

COSTO [$us] 61 686 220 59 576 365

2 109 855

La Tabla 5.3 muestra una diferencia de costos entre la perforación convencional del pozo SAL – 15 y el costo si se perforase con la variante CBHP de la técnica MPD, esta es de 2 109 855 $us, esto bajo el criterio de eliminación del tiempo no productivo que pudiere existir en la perforación convencional de este pozo.

La experiencia de la perforación de pozos en el bloque San Alberto muestra una media de un NPT del 20%, porcentaje que se dio principalmente en la perforación vertical de estos pozos, independientemente del tipo de terminación de estos. Por ejemplo el pozo SAL – X12, que se encuentra a una distancia de 3.9 Km del pozo SAL – 15, tuvo un NPT del 20 %, lo que significó un retraso de 54 días aproximadamente.

Viendo la experiencia de los pozos perforados en el bloque San Alberto, en cuanto se refiere al tiempo perdido, debido principalmente a perdidas de circulación es que la diferencia de 2 109 885 $us bien podría representar un ahorro en los costos de perforación del pozo SAL – 15, lo que podría demostrar el mejoramiento de la eficiencia de perforación con el uso de la variante CBHP de la técnica MPD.


97


CAPITULO VI

SEGURIDAD Y MEDIO AMBIENTE

6.1 GENERALIDADES En cuanto a la seguridad industrial del equipo de perforación y todos los servicios prestados a la perforación del pozo SAL – 15 (ML); el personal del equipo de perforación, desde el cargo más alto al más bajo son responsables directos en la prevención de accidentes y en la seguridad de las operaciones, así la responsabilidad recae en todos para mantener una vigilancia continua motivada principalmente por vivir en un ambiente de trabajo seguro, ambiente que debe ser ofrecido desde un principio por la compañía operadora, en este caso Petrobras, compañía que aplicara normas propias de seguridad y de medio ambiente en concordancia con las normas correspondientes de Bolivia.

La compañía dueña del equipo de perforación, así como la compañía responsable del equipo de perforación MPD, determinan toda la política de seguridad y también la forma en la cual un programa de seguridad es llevado a cabo por los distintos supervisores. El éxito del programa de seguridad del equipo de perforación (Sumado el equipo MPD) depende de la participación activa de la operadora y de su interés en el programa. El mejorar el record de seguridad del equipo de perforación debe ser tan importante para la compañía, como los costos diarios, velocidad de perforación y comportamiento del taladro. Las responsabilidades de seguridad de una compañía de perforación incluyen:

•

Suministrar equipo de perforación y herramientas seguras, incluyendo accesorios de seguridad y condiciones seguras de trabajo.

•

Desarrollar prácticas y procedimientos de operación seguros.


98


•

Mantener un sistema de inspección y mantenimiento de la torre, equipo y herramientas.

•

Supervisar que el Superintendente de perforación, el jefe del equipo de perforación, y demás personal implementen el programa de seguridad.

•

Suministrar instrucción, educación y entrenamiento de seguridad para el personal del taladro.

•

Investigar cada accidente e informar de las lesiones ocurridas a las autoridades competentes.

•

Conseguir el interés y el apoyo de todo el personal para mejorar el record de seguridad de la compañía y evitar accidentes.

6.2 DERRAMES DE FLUIDOS CONTAMINANTES Las aguas residuales industriales en las fases que se utiliza WBM serán recicladas continuamente y los excedentes son dispuestas mediante riego al camino previo análisis químico.

Las aguas residuales en las fases que se utiliza WBM son reinyectadas en el pozo SAL‐X8 por su proximidad al pozo SAL – 15.

6.3 REUNIONES DE SEGURIDAD Se efectuaran reuniones de seguridad en el equipo antes de cada operación no rutinaria como ser: bajada de cañerías, cementación de cañerías, perfiles eléctricos, coroneo, cambio de preventores, perforación con turbina o motor de fondo o antes de cualquier operación riesgosa.

Se realizaran reuniones pre‐turno con temas inherentes a las operaciones del día, adicionalmente se programaran reuniones de seguridad una ves a la semana. MPD (Managed Pressure Drilling)

99


También se realizaran auditorias mensuales de seguridad en todas las instalaciones del pozo y campamentos.

6.4 DESECHO DE RECORTES DE PERFORACIÓN Los recortes de perforación contaminados por el lodo WBM son trasladados en containers especiales hasta la pileta de concreto del pozo Sal‐X9 para su posterior tratamiento en la planta de desorción térmica

6.5 SIMULACROS Una vez cada 15 días se efectuaran simulacros de blowout (descontrol), ya sea perforando o en maniobra. El simulacro de incendio se efectuara una vez cada mes. Se programaran inspecciones semanales para la verificación de los equipos de combate de incendios.

6.6 OTROS Adicionalmente a lo anteriormente expuesto durante la perforación del pozo se realizara un control permanente a las instalaciones de las cámaras API con su respectiva limpieza. Los desechos generados en campamento de origen de catering (plásticos, latas, envases de vidrios, etc.) son seleccionados y enviados al vertedero de Yacuiba.

Se revisa el funcionamiento de los sistemas de cámaras sépticas y de absorción. Los taludes alcanzan un 85% de estabilización mediante técnicas alveolares.


100


CAPITULO VII

CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

CONCLUSIONES •

La técnica de perforación con manejo de la presión mejora la perforabilidad de pozos, pues esta puede ayudar a resolver muchos problemas que resultan de la variación de presiones de las formaciones penetradas.

•

Esta técnica utiliza herramientas y equipos existentes y probados en Sudamérica y que son muy similares a las usadas en la perforación bajo balance.

•

Debido a la similitud del equipo usado en la perforación bajo balance y la perforación con manejo de la presión, es que se puede combinar estas dos técnicas en la perforación de un pozo sin mayores problemas operativos.

•

La variante de perforación a presión de fondo constante prueba ser eficaz en la perforación de pozos, económica y técnicamente, pues la experiencia de su uso en la perforación del pozo RAMOS – 1012 de la operadora Pluspetrol en Argentina dio un resultado positivo en el balance final de este.

•

La variante CBHP ha probado ser útil a la hora de la reducción y hasta la eliminación del NPT, lo que implica una reducción de los costos de perforación.

RECOMENDACIONES •

Si bien la variante CBHP ya ha sido probada en Argentina, las otras tres variantes junto con la variante CBHP necesitan ser mejoradas en su diseño y adaptabilidad a determinadas situaciones. Se necesita de un mejor entendimiento de estas variaciones para ayudar a la industria en la adecuada selección de alguna de estas.


101


•

La difusión de esta técnica de perforación es esencial para que la misma sea tomada en cuenta por la industria petrolera y las operadoras consideren el uso de esta.

•

El desarrollo de un simulador para determinar los cambios en la presión de fondo cuando se aplica alguna de las cuatro variaciones del MPD en la perforación en tierra es necesario para la adecuada selección de técnica a utilizar.

•

La instrucción permanente en cuanto se refiere a las nuevas técnicas de perforación es importante ya que cada vez aparecen nuevas técnicas a las cuales el profesional petrolero debe estar familiarizado para una mejor competencia en el campo laboral.


102


BIBLIOGRAFÍA

•

A Probabilistic Approach to Risk Assessment of Managed Pressure Drilling in Offshore Applications, MOHR ENGINEERING DIVISION, Octubre de 2008.

•

Managed Pressure Drilling, Matthew Daniel Martin, Mayo 2006.

•

Propuesta geológica de perforación, PETROBRAS, Mayo 2008.

•

Well Engineering and Construction, Rabia Hussain.

•

Drilling Engineering, DATALOG, Julio 2002.

•

Perforando sin Problemás, PEMEX

•

Atbalanced Engineering

•

E&P Magazine, October 2008

•

Papers de la American Association of Drilling Engineers, AADE

•

Papers de la International Association of Drilling Contractors, IADC

•

Petroleum Well Costs, Gregory Robert Leamon

•

Manual de entrenamiento para reducir eventos no programados, DLS Argentina

•

Underbalanced Drilling Manual, Gas Research Institute, 1999.

•

Advanced Oil Well Drilling Engineering, Mitchell, 10ma Edición 1995.

•

Guía de fluidos de perforación y laboratorio, Fredy Guarachi, 2008.


103


ANEXO


104


GRADIENTES ESTIMADOS DE FORMACIÓN

FUENTE: PETROBRAS

GRADIENTES ESTIMADOS DE FRACTURA

FUENTE: PETROBRAS


105


HIDRÁULICA DE PERFORACIÓN

PRESIÓN HIDROSTÁTICA Para líquidos:

0.052 Para gases: Columnas cortas de gas con presiones de gas mayores a 1000 psia:

   80.3

0.052

Columnas largas de gas no presurizadas, donde la densidad varía con la profundidad:

       PRESIÓN HIDROSTÁTICA PARA FLUIDOS COMPUESTOS



   0.052     

DENSIDAD EQUIVALENTE

   0.052 IDENTIFICACIÓN DEL TIPO FLUIDO CAUSANTE DEL AMAGO Densidad del amago:

       0.052  Si ρk < 4 ppg, el fluido es predominantemente gas. Si ρk < 8 ppg, el fluido es predominantemente liquido. FLUJO A TRAVÉS DE LAS BOQUILLAS DEL TREPANO Caída de presión a través del trepano:

      8.31110 ∆     POTENCIA HIDRÁULICA

   ∆1714 MPD (Managed Pressure Drilling)

106


FUERZA DE IMPACTO HIDRÁULICO

 0.01823      ∆ MODELOS REOLÓGICOS Modelo de flujo plástico de Bingham: = VP ( γ /300) + YP

τ

Modelo de ley exponencial: τ =

3.32 log

n p

K*γ

n

600 300

5 .11

k p

5.11

600

1022

n p

5.11

0.657 log

n a

300 n p

100 3

5.11

k a

100

170.2

n a

2( 100

e

e p

e a

5.11 5.11 600

300

k

100

(c P )

300

)

3

100 (c P )

3 n a

100

n 1

k p

k a

1.6 V p

( n p 1)

1

n p

4 n p

D

1.6 V a D 2

3n p

D 1

( n a 1)

2n a 1 3n a

n a

Ley exponencial modificada: τ = τO + K γn

log n

log

K

1

2

O

1

O

w 2 w 1

O n

w 1


107


GLOSARIO

Anulus o espacio anular ‐ El espacio entre la columna de sondeo y la pared del pozo o del casing. (Annulus or annular space) Aparejo para enroscar/cabeza giratoria ‐ Dispositivo conectado al eje del cuadro de maniobras, que se utiliza como fuente de energía para enroscar barras, por lo general está del mismo lado que el perforador en el cuadro de maniobras. *Ver aparejo de maniobras. (Make out cathead) Aprisionamiento ‐ Condición por la cual barras de sondeo, casing u otros dispositivos quedan atrapados en el pozo. Puede ocurrir durante la perforación, cuando se esta bajando casing o cuando se están sacando las barras de sondeo. Cuando esto sucede, con frecuencia es necesario realizar operaciones de pesca. (Stuck) Bajada/sacada de tubería bajo presión del pozo ‐ Introducción o extracción de tuberías con el pozo presurizado y sin permitir el flujo vertical en el extremo superior del pozo. (Stripping) Bajar bajo presión del pozo (snub). ‐ Bajar tubería o herramientas en un pozo que no ha sido ahogado, en condiciones de alta presión (por ejemplo, bajar tubería en un pozo contra presión). El “snubbing” generalmente requiere de un conjunto de aparejos y cable de acero que fuerzan la tubería o las herramientas dentro del pozo a través de una cabeza limpiadora o preventor de reventones hasta que la columna alcance el peso suficiente para compensar en el stripper el efecto levantador de la presión del pozo. Ver stripper head. (Snub). Cabeza de circulación ‐ Dispositivo conectado al extremo superior del sondeo o del tubing, cuya función es permitir el bombeo al interior del pozo sin necesidad de usar el vástago de perforación. (Circulating head) Cabeza giratoria ‐ Elemento sellador utilizado para cerrar el espacio anular alrededor del vástago al perforar con presión la superficie; por lo general, se la instala por encima de los preventores de reventones principales. Evita la formación de nube de polvo o de fluidos alrededor del rotary. La cabeza giratoria permite seguir perforando, incluso cuando hay una presión tal en el annulus que no puede ser superada por la densidad del fluido de perforación. Además, la cabeza giratoria impide que el pozo experimente un reventón. Se utiliza principalmente para la perforación de formaciones con presión baja y fluidos de alta presión. La velocidad de invasión a través de tales formaciones suele ser rápida. (Rotating head) Circulación inversa ‐ Retorno del fluido de perforación a través de la barra de sondeo. El curso normal de la circulación del fluido de perforación es hacia debajo de la columna de perforación y hacia arriba por el espacio anular que rodea la columna de perforación. Cuando surgen algunos problemas especiales, se suele invertir la circulación normal, haciendo que el fluido retorne a la superficie a través de la columna de sondeo o el tubing mediante bombeo hacia abajo por el espacio anular. (Reverse circulation)


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Contrapresión (Presión de casing, Presión de estrangulador) ‐ La presión en superficie sobre el lado del casing del sistema de flujo de barra de sondeo/espacio anular. (Back pressure, Casing pressure, Choke pressure) 2 La presión mantenida sobre el equipamiento o los sistemas por los que circula un fluido. (Back pressure) Derrumbe ‐ Colapso total o parcial de las paredes de un pozo como consecuencia de presiones internas, expansión por hidratación o presiones de gas de formación. *Ver desmoronamiento. (Heaving) Desgasificador ‐ Equipamiento que elimina el gas no deseado de un líquido, especialmente de fluidos de perforación/terminación. Es un recipiente que utiliza la reducción de presión y/o la inercia para separar los gases arrastrados de las fases líquidas. (Degasser) Estrangulador ‐ Dispositivo con un orificio de tamaño fijo o variable instalado en una línea para restringir el flujo y/o controlar el caudal de producción. Los estranguladores de superficie forman parte del árbol de producción y contienen un orificio de estrangulación con un calibre de diámetro reducido que sirve para restringir el flujo. Los estranguladores también se utilizan para restringir el caudal de flujo del lodo de perforación que sale del pozo cuando se lo cierra con el preventor de reventones y se circula la surgencia al exterior.. (Choke) Ver estrangulador ajustable, Árbol de producción o surgencia, surgencia, niple y estrangulador positivo. Estrangulador ajustable ‐ Estrangulador en el cual una aguja y un asiento cónicos modifican el caudal de flujo. También llamado estrangulador automático. Ver estrangulador. (Adjustable choke) Estrangulador de fondo de pozo ‐ Dispositivo con una abertura restringida que se coloca en el extremo inferior del tubing, cuya función es controlar el caudal de flujo. Ver estrangulador. (Bottom hole choke) Formación ‐ Estrato o depósito compuesto en su totalidad por la misma clase de roca. Una unidad litológica. A cada formación individual se le da un nombre, con frecuencia como resultado del estudio del afloramiento en la superficie. A veces, el nombre hace referencia a los fósiles encontrados en la formación. (Formation) Formación compacta ‐ Formación que contiene petróleo o agua, cuya permeabilidad y porosidad son relativamente bajas. (Tight formation) Ver porosidad y permeabilidad. Formaciones cavernosas ‐ Formación que presenta espacios vacíos de amplias dimensiones, generalmente el resultado de la acción disolvente de aguas de formación que pueden no estar presentes. (Cavernous formations) Fractura de la formación ‐ Cuando la presión sobre el pozo es de tal magnitud que la formación expuesta no la soporta, se dice que ocurre una fractura de la formación. (Formation breakdown) Gas buster ‐ Denominación petrolera que se aplica a un separador primario de lodo‐gas. (Gas buster) Gas de almacenamiento ‐ Gas que se encuentra acumulado en un reservorio subterráneo. (Storage gas) MPD (Managed Pressure Drilling)

109


Gas de casing ‐ Gas producido con petróleo. (Casinghead gas) Gas de conexión ‐ Cantidad de gas relativamente escasa que entra al pozo cuando se detiene la bomba para poder hacer una conexión. (Connection gas) Gas de maniobra ‐ Acumulación de gas que entra al pozo durante una maniobra. (Trip gas) Gas en cabeza de casing ‐ Gas producido con petróleo. (Casing head gas) Gas entrampado ‐ gas de la formación que ingresa al fluido de perforación en el espacio anular.. (Entrained gas) Ver lodo cortado con gas Gas inyectado ‐ Inyección de gas a alta presión al interior de una formación para mantener o recuperar la presión del reservorio; gas inyectado en operaciones de gaslift. (Injected gas) Gel cero‐cero ‐ Condición en la que el fluido de perforación no logra formar cantidades apreciables de geles durante un intervalo de inmovilidad (generalmente de 10 minutos). (Zero‐zero gel) Gel de diez minutos ‐ Ver fuerza gel, 10 min. (Ten minute gel) Gel de sílice ‐ Substancia porosa que consiste SiO2. Se utiliza como agente deshidratante en perforación con aire o gas donde se encuentran pequeñas cantidades de agua. (Silica gel). Gel inicial ‐ *Ver fuerza gel inicial. (Initial gel) Gel plano‐ Condición en que la fuerza gel no manifiesta a los 10 minutos una modificación substancial con respecto a la fuerza gel inicial. Inyección gasificada ‐ Fluido de perforación que arrastra gas de la formación, lo que le da al lodo una textura esponjosa característica. Si no se libera este gas arrastrado antes de que el fluido regrese a la superficie, se reduce el peso o la densidad de la columna de fluido. El lodo cortado con gas suele ser una señal de una posible surgencia o reventón y, como tal, se lo debe tratar como una advertencia de que la presión de la formación está cambiando. (Gas‐cut mud) Inyección por cabezal ‐ Proceso por el cual se aplica presión hidráulica a un pozo para impulsar el fluido o el cemento fuera del pozo. Cuando se realiza una inyección de este tipo, se cierra la cabeza empaquetadora, o cabeza de casing, para bloquear el espacio anular. Aunque este término todavía se utiliza, la palabra bradenhead se ha vuelto obsoleta. (Bradenhead squeeze) Línea de ahogo ‐ Línea de alta presión que conecta a la bomba de lodo con el conjunto de preventor de reventones, por la cual se puede bombear fluido de perforación para controlar la presión del pozo mientras se cierran los preventores. (Kill line) Línea de control ‐ Línea hidráulica pequeña que se utiliza para comunicar fluido desde la superficie hasta una herramienta de interior de pozo, por ejemplo una válvula de seguridad de subsuelo. (Control line) MPD (Managed Pressure Drilling)

110


Línea de flujo del estrangulador ‐ Extensión que se conecta al conjunto de preventor de reventones y que se utiliza para derivar y controlar el flujo de fluidos del pozo que provienen del espacio anular. (Choke flowline) Línea de llenado ‐ El accesorio lateral más pequeño del T de salida. Se utiliza para llenar el pozo cuando se sacan las barras de sondeo. (Fill‐up line) Línea de llenado ‐ La línea por la que se agrega fluido al pozo. (Fillup line) Línea de retorno de lodo ‐ Canaleta o tubería ubicada entre las conexiones de superficie del pozo y de la zaranda vibratoria, a través de la cual fluye el lodo cuando vuelve a la superficie desde el pozo. (Mud return line) Línea de salida ‐ Cañería de superficie a través de la cual se desplazan los efluentes desde el pozo al equipamiento de procesamiento o almacenaje. (Flow line) Línea de salida ‐ Línea de salida desde el árbol par permitir el movimiento de fluido. (Flowline) Línea de salida al separador ‐ Línea de salida en perforación con aire o con gas. Ésta es una línea de salida de diámetro grande que deriva el flujo de aire desde el equipo hasta un área de piletas. Ver derivador. (Blooie line) Línea del estrangulador ‐ Cañería de alta presión que conecta las salidas del preventor de reventones o las salidas de la cabeza del pozo con el manifold del estrangulador, y que se utiliza para derivar y controlar los fluidos del pozo que provienen del espacio anular. (Choke line) Manguera de lodo ‐ También llamada manguera de inyección. *Ver manguera de inyección. (Mud hose) Manguera rotatoria ‐ Tubería flexible, reforzada, de un equipo de perforación giratorio, que conduce el fluido de perforación desde la bomba de lodo y caño‐soporte de manguera hasta la cabeza giratoria y el vástago. También se la conoce con el nombre de manguera de lodo o manguera del vástago. (Rotary hose) Ver vástago, bomba de lodo, caño‐soporte de tubería y cabeza giratoria. Manifold ‐ Sistema accesorio de cañerías, parte de un sistema principal (o de otro conductor) que sirve para dividir el flujo en varias partes, para combinar muchos flujos en uno solo, o para redirigir un flujo a cualquiera de varios destinos posibles. *Ver manifold del estrangulador. (Manifold) Manifold de bomba ‐ Disposición de válvulas y tuberías que permite varias alternativas durante el proceso de succión y descarga de fluidos entre dos o más bombas. (Pump manifold) Manifold del estrangulador ‐ El conjunto de cañerías y válvulas especiales, llamadas estranguladores, a través del cual se circula el lodo de perforación cuando se cierran los preventores anulares para controlar las presiones que se presentan durante una surgencia. Ver estrangulador y preventor de reventones. (Choke manifold)


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Manifold para inyección a presión ‐ Tipo de manifold que se utiliza en trabajos de inyección de cemento a presión. (Squeeze manifold) Maniobra ‐ Operación que consiste primero en sacar y luego en bajar la columna desondeo al pozo. (Trip) Ver hacer una maniobra. Maniobra completa ‐ Acción de extraer y luego correr hasta el pozo una sarta de tubería de perforación o de tubing. También conocida como bajada o sacada de tubería. (Round trip) Maniobra de bajada ‐ Acción de correr herramientas y/o tubería al interior del pozo. (Tripping‐in) Método de circule y densifique ‐ Método para ahogar la presión de pozo en el que se comienza la circulación inmediatamente y se aumenta la densidad del lodo en forma gradual, siguiendo un programa definido. También llamado método Concurrente. (Circulate and weight method) Método del perforador ‐ Método de ahogo de pozo en el que se realizan dos circulaciones completas por separado. La primera circula la surgencia al exterior, y la segunda circula lodo más denso por el pozo (Driller Method). Panel de control del preventor de reventones (BOP) ‐ Conjunto de controles, generalmente ubicados cerca de la posición del perforador en el piso del equipo, que se manipula para abrir y cerrar los preventores de reventones. (Blowout preventer [BOP] control panel) Panel del estrangulador a control remoto ‐ Conjunto de controles, generalmente ubicados en el piso del equipo, que se utiliza para controlar la cantidad de fluido de perforación que se circula a través del manifold de ahogo. Este procedimiento resulta necesario al hacer circular una surgencia fuera del pozo. (Remote choke panel) Pegamiento (de pared) por presión diferencial ‐ Adherencia que ocurre porque parte de la columna de sondeo (generalmente los portamechas) se incrusta en el revoque de filtración lo que tiene como consecuencia una distribución no uniforme de la presión alrededor de la circunferencia de la tubería. Para que ocurra este fenómeno son imprescindibles las siguientes condiciones: una formación permeable y una presión diferencial en conjunto con un revoque de filtrado impermeable y una columna de sondeo. (Differential pressure wall sticking) Penetración, velocidad de ‐ La cantidad de pies perforados por hora. (Penetration, rate of) Pérdida de circulación ‐ Pérdida de una cantidad de lodo en el interior de la formación, generalmente en lechos cavernosos, fisurados, o permeables. Esta pérdida se manifiesta por la falta total o parcial de retorno del lodo a la superficie durante la circulación. La circulación perdida puede provocar un reventón y en general, reducir la eficacia de la operación de perforación. También se la llama pérdida de retorno. *Ver reventón. (Lost circulation) MPD (Managed Pressure Drilling)

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Pérdida de fluido ‐ Medida de la cantidad relativa de fluido perdido (filtrado) en formaciones porosas o membranas al ser sometido (el fluido de perforación) a la presión diferencial. *Ver API RP 13B para procedimiento estándar de ensayo de filtración de la API. (Fluid loss) Pérdida de presión ‐ 1. Reducción de la fuerza que un fluido ejerce contra una superficie, y que suele ocurrir a causa del movimiento de ese fluido contra esa superficie. 2. Cantidad de presión que indica un manómetro de presión de tubería de perforación cuando el fluido de perforación circula por acción de la bomba de lodo. Las pérdidas de presión tienen lugar a medida que se circula el fluido. (Pressure loss) Pérdida de retorno ‐ Pérdida de circulación provocada por el ingreso de fluido de perforación desde el pozo al interior de una formación porosa, fracturada o cavernosa. También llamada circulación perdida. *Ver pérdida de circulación. (Lost returns) Pérdida por filtración ‐ El flujo de fluidos y sólidos que ocurre en las etapas iniciales de una filtración, antes de que las aberturas porales queden taponadas y antes de que se forme una torta de filtrado. (Surge loss) Purga ‐ Liberación controlada de fluidos de un sistema cerrado y presurizado, con el fin de reducir la presión. (Bleeding) Purga ‐ Evacuación de la presión de un pozo. (Bleeding‐off) Purgar ‐ Liberar líquido o gas, por lo general lentamente, a través de una válvula llamada purgador/grifo de purga. Purgar (bleed down o bleed off) significa liberar lentamente la presión de un pozo, o de equipamiento que esté bajo presión. (Bleed) Resistencia de gel ‐ capacidad, o medida de la capacidad, de un colide de desarrollar y mantener estado de gel. La resistencia de gel de un fluido de perforación determina su capacidad de mantener sólidos en suspensión. A veces se agrega bentonita y otras arcillas coloidales a los fluidos de perforación para aumentar su fuerza gel. La resistencia de gel es una unidad de presión que se suele expresar en libras/100 pies cuadrados. Es una medida de las mismas fuerzas interpartículas de un fluido que se determinan por el punto de fluencia, con la diferencia de que la resistencia gel se considera bajo condiciones estáticas, mientras que el punto de fluencia se considera bajo condiciones dinámicas. Las mediciones habituales de resistencia gel son la resistencia de gel inicial y la fuerza gel a 10 minutos. (Véase). Ver corte, medidor de fuerza de corte y Tixotropía. (Gel strength) Resistencia de gel a 10 minutos ‐ La resistencia de gel de un fluido a 10 minutos es la lectura máxima de un viscosimetro de lectura directa luego de que el fluido permanece en reposo por 10 minutos. La lectura se expresa en libras/100 pies cuadrados. *Ver API RP 13B para detalles de procedimiento del ensayo. (Gel strength, 10‐min)


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Resistencia de gel inicial ‐ La resistencia de gel inicial de un fluido es la lectura máxima de un viscosímetro de lectura directa luego de que el fluido permanece en reposo por 10 segundos. La lectura se expresa en libras/100 pies cuadrados. *Ver API RP 13B para detalles de procedimiento del ensayo. (Gel strength, Initial) Reventón ‐ 1‐ Afluencia descontrolada de gas, petróleo u otros fluidos de un pozo a la atmósfera u a otra zona. Un reventón, o pozo surgente, ocurre cuando la presión de la formación excede la presión ejercida por la columna de fluido de perforación. Una surgencia es una advertencia de que se está por producir un reventón. Ver presión de formación, pozo surgente y surgencia. 2. Blowout ‐ Expulsar una cantidad de agua y vapor de una caldera para disminuir la concentración de minerales. (Blowout) Reventón subterráneo ‐ Flujo descontrolado de fluidos de formación desde una zona de subsuelo a otra zona de subsuelo. (Underground blowout) Romper la circulación ‐ Poner en funcionamiento la bomba de lodo para restaurar la circulación de la columna de lodo. Dado que la columna de fluido de perforación, estancada, se gelifica durante el período en que no circula, generalmente se requiere una bomba de alta presión para comenzar la circulación. (Break circulation) Sacada de tubería bajo presión del pozo ‐ Sacar el sondeo cuando el pozo está cerrado por causa de una surgencia. (Stripping out) Sobrebalance ‐ Cantidad de presión que excede la de la formación por acción de la presión que ejerce el cabezal hidrostático del fluido en el pozo. (Overbalance) Subbalance o bajo balance ‐ Término que describe una condición en la que la presión del reservorio es mayor que la altura hidrostática del fluido en el pozo. (Underbalance) Trampa de gas ‐ Dispositivo tubular perforado conectado al extremo inferior de una bomba de varillas que ayuda a impedir el bloqueo por gas. El dispositivo funciona de acuerdo al principio de que el gas, al ser más liviano que el petróleo, asciende. A medida que los fluidos del pozo entran a la trampa, el gas se libera del fluido y sale de la trampa a través de unas perforaciones que hay cerca del extremo superior. Los fluidos que quedan entran a la bomba a través de un tubo conductor (situado en el interior de la trampa), que tiene una abertura cerca del extremo inferior. De esta manera, todos o casi todos los gases escapan antes de que los fluidos entre a la bomba. *Ver obturación por gas, tubo conductor, y bomba de varillas. (Gas anchor) Válvula a charnela ‐ Mecanismo articulado de cierre que opera como un pivote, y que se utiliza para impedir el flujo ascendente por la tubería. (Flapper valve) Válvula aguja ‐ Válvula esférica que contiene un disco con punta en forma de aguja que permite lograr una regulación de flujo extremadamente fina. (Needle valve)


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Válvula anular ‐ Válvula que se utiliza en una columna de ensayo de pozo (DST) para operar con cámara para toma de muestras o posicionar fluidos de tratamiento.(Annular Valve) Válvula camisa ‐ Válvula ubicada en la parte inferior de un retenedor. (Sleeve valve). Válvula de circulación ‐ Accesorio que se utiliza por encima de un empaquetador (packer), que permite la circulación espacio anular‐tubing y viceversa. (Circulation valve) Válvula de Contrapresión ‐ Válvula de control de flujo que permite el control del flujo de sentido contrario que se produce en la bajada o sacada de tubería. (Back pressure valve) Válvula de descarga ‐ Equivalente a válvula de circulación. (Unloader) Válvula de desplazamiento diferencial ‐ Válvula para fines específicos que se utiliza para espaciar y embridar el pozo y que se baja con la columna de tubing. (Differential displacing valve) Válvula de escape de presión ‐ Válvula que se abre a una presión predeterminada para descargar las presiones excesivas dentro de la tubería o línea; también denominada válvula de desahogo, de seguridad o de resorte. (Pressure relief valve) Válvula de inyección ‐ Válvula de movimiento vertical a resorte que se utiliza en el pozo, que se baja con cable/alambre y que se asienta en un perfil, cuya función es cerrar el pozo si se detiene la inyección. (Injection valve) Válvula de limpieza ‐ Dispositivo que se utiliza con un empaquetador para limpiar punzados abiertos; también llamado disco de limpieza. (Surge valve) Válvula de movimiento vertical ‐ Mecanismo de tipo cierre/apertura por el cual los resortes se utilizan para mantener a la válvula en su lugar; suele encontrárselo en tapones puente recuperables. (Poppet valve) Válvula de operación por rotación ‐‐ Válvula que utiliza el mismo principio que la válvula anular, salvo que requiere de la rotación de la tubería para operaciones de apertura y de cierre. (Indexing valve) Válvula de retención ‐ Válvula que permite el flujo en una sola dirección. (Check valve) Válvula de seguridad de barras de sondeo ‐ Esta es básicamente una válvula de apertura completa ubicada en el piso del equipo provista de roscas que se corresponden con las de las barras de sondeo que se están usando. Esta válvula cierra las barras de sondeo para evitar el flujo. (Drill pipe safety valve) Válvula de seguridad de velocidad ‐ Estrangulador de tormenta. (Velocity safety valve) Válvula de seguridad del sondeo ‐ También llamada válvula inferior del vástago de perforación. Ver válvula del vástago de perforación. (Drill ‐stem safety valve)


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Válvula dummy ‐ Válvula ciega que se coloca en un mandril de gas‐lift para bloquear la comunicación anular con el tubing. (Dummy valve) Válvula esclusa ‐ válvula provista de una esclusa corrediza para abrir y cerrar el paso. (Gate valve) Válvula esclusa maestra ‐ 1. Válvula de gran tamaño ubicada en el árbol de navidad que se utiliza para controlar el flujo de petróleo y gas del pozo. 2. Esclusas ciegas de un preventor de reventones. (Master gate) Válvula esférica ‐ Dispositivo de control de flujo provisto de una bola con un mecanismo rotativo para abrir/cerrar el tubo. (Ball valve) Válvula fija ‐ Válvula fija de bola y asiento ubicada en el extremo inferior del cilindro móvil de una bomba de varillas. La válvula fija y su jaula se mantienen inmóviles, lo que la diferencia de la válvula móvil. *Ver válvula de contrapresión y válvula móvil. (Standing valve) Válvula flotadora de sondeo ‐ Válvula de retención ubicada en la columna de sondeo que permite el bombeo de fluido hacia el pozo, pero impide que el flujo entre a la columna. (Drill string float) Válvula inferior del vástago de perforación ‐ También llamado válvula deseguridad de la columna de sondeo. *Ver válvula de seguridad de la columna de sondeo. (Lower kelly cock) Válvula inferior del vástago de perforación ‐ Válvula de apertura completa instalada inmediatamente debajo del vástago de perforación, cuyo diámetro externo es igual al de la unión doble. (Kelly valve, lower) Válvula maestra ‐ La válvula principal de control en el árbol de navidad. (Master) Válvula maestra de línea del estrangulador ‐ Válvula en el estrangulador y en la línea de salida que está mas cercana al conjunto preventor. Su función es la de detener el flujo a través del estrangulador y la línea de salida. (Master choke line valve) Válvula móvil ‐ Una de las dos válvulas que forman parte de un sistema de bombeo de varillas. La válvula móvil se desplaza con el movimiento de la columna de varillas. En la embolada ascendente, el miembro de bola de la válvula se asienta y sostiene la carga de fluido. En la embolada descendente se da el proceso inverso, lo que permite que el fluido entre a la columna de producción. (Travelling valve) Comparar con válvula fija Válvula superior del vástago de perforación ‐ Válvula instalada entre la cabeza de inyección y el vástago de perforación. Cuando se produce un contraflujo de alta presión en el interior de la columna de sondeo, la válvula se cierra para bloquear el acceso de la presión a la cabeza de inyección y a la manguera de inyección. Válvula tapón ‐ Válvula con un mecanismo de trabajo que consiste en un tapón con un agujero que lo atraviesa por el eje que coincide con la línea de flujo. Al hacer girar el tapón 90 grados, la válvula se abre o se cierra. (Plug valve)


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PERFORACIÓN MEDIANTE EL CONTROL DE LA PRESIÓN DE FONDO.pdf

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