APLICATIVO DIDACTICO PARA EL MANEJO DE TECNICAS ESPECIALES DE PERFORACION
ADRIEL ALEXANDER ANGEL URREA
CORPORACION INTERNACIONAL DEL PETROLEO LTDA ESCUELA DE PERFORACION TECNICO EN PERFORACION Y COMPLETAMIENTO DE POZOS DE PETROLEO
VILLAVICENCIO 2012
APLICATIVO DIDACTICO PARA EL MANEJO DE TECNICAS ESPECIALES DE PERFORACION
ADRIEL ALEXANDER ANGEL URREA
Doctora MARTHA ALICIA HERNANDEZ GARCIA Directora De Investigaci贸n Y Proyecto De Grado
CORPORACION INTERNACIONAL DEL PETROLEO LTDA ESCUELA DE PERFORACION TECNICO EN PERFORACION Y COMPLETAMIENTO DE POZOS DE PETROLEO
VILLAVICENCIO 2012
NOTA DE ACEPTACION
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DIRECTOR DE PROYECTO
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VILLAVICENCIO-META 25 DE ABRIL DE 2012
DEDICATORIA La vida sabe compensar los esfuerzos y situaciones que se realizan con el alma, cuando estas situaciones se presentan entonces la recompensa tiene mayor satisfacción, por eso mamita XXXXXXXXX quiero decirte que mis triunfos son también tuyos…. Gracias siempre ADRIEL ALEXANDER ANGEL URREA
AGRADECIMIENTOS En este gran día que Dios nos ha concedido para superarnos debemos acordarnos de la ayuda que nos brindaron la institución Coinspetrol, y a toda su área de personal quienes al fin de al cabo son los culpables de nuestras alegráis
ADRIEL ALEXANDER ANGEL URREA
INTRODUCCIÓN
El concepto de Aguas Profundas varía de acuerdo con diversos autores; sin embargo, en términos generales se consideran aguas profundas aquellas de más de 400-500 metros (1,304-1,630 pies) de tirante de agua. Se considera que las aguas ultra profundas comienzan a los 1,500 m (4 mil 891 pies), profundidad para la que generalmente se diseña la mayor parte del equipo de producción convencional.
En este proyecto se buscará describir los tipos de equipos para operar costa fuera, incluyendo los utilizados en aguas profundas tales como: Barcos perforadores Semisumergibles Plataformas de patas tensionadas (TLP) Plataforma de mástil tipo boya (Spar Buoys)
El concepto de aguas profundas comienza a utilizarse a partir de 1947. En 1961 se instaló el primer árbol a una profundidad de 17 m. Pero el verdadero progreso ocurrió en los setenta, cuando inició la producción del campo Cognac, en el Golfo de México, a un tirante de 312 m.
PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA
En la antigua Grecia se sostenía por parte de los pensadores y filósofos la teoría de que jugando era la manera más pronta y fácil de aprender y desarrollar estrategias de superación, al no tener la posibilidad que uno quisiera de ver de forma presencial la información que nos facilita la institución, se genera la necesidad de crear, este proyecto que no es un juego, pero es didáctico y divertido.
Las técnicas especiales de perforación las encontramos recién saliendo en el cuarto semestre, pero como se ha visto, que no existe dentro del contenido programático, prácticas o visitas, pues decidimos viajar con la imaginación del estudiante a un mundo en la cual cada uno conocerá, aprenderá y evaluará su paso por nuestro aplicativo.
JUSTIFICACION
La educación autónoma patrocinada con tanto esplendor por el SENA, nos ha motivado a diseñar este aplicativo, el cual busca generar en la comunidad estudiantil de COINSPETROL, una forma divertida, no chistosa, sino amena de encontrar la manera más conveniente de comprender las técnicas especiales de perforación.
La tarea difícil no es crear el aplicativo, sino generar el compromiso de que la misma comunidad logre y busque la forma de mantener viva esta ilusión, que sea compartida y extendida para darla a conocer con los futuros y presentes aprendices.
La necesidad ya está dada, el deber de nosotros es suplirla para de esta manera crear necesidades nuevas, y más prometedoras de generar investigación en la comunidad estudiantil
OBJETIVOS
OBJETIVO GENERAL
Generar una herramienta didáctica para el aprendizaje de nuevas tecnologías aplicadas a la perforación, mediante la creación de este aplicativo denominado
ESPECIFICOS Crear en la comunidad la necesidad de entender los avances de técnicas de perforación mediante la utilización de este aplicativo interactivo Velar por la continua actualización y acomodación de este aplicativo a las nuevas necesidades de aprendizaje, que son el auto aprendizaje y la guianza Conocer de forma didáctica las técnicas especiales de perforación que han sido convertidas en hechos diferenciales en muchas empresas de la industria
ALCANCES Y LIMITACIONES
Este proyecto busca generar una expectativa de conocimiento actual, dinámico y adaptable a la necesidad o gusto propio de cada ingeniero, logrando que el estudiante logre encontrar una respuesta a el exceso de rutina en la formación.
Las nuevas tecnologías son salvaguardadas de manera atenta por las empresas de petróleos, la falta de conocimiento en sistemas, el escaso tiempo, y la poca costumbre de investigación nos lleva a encontrar limitaciones que debemos saber afrontar.
Investigando, indagando, esforzándonos nos llevan a crear esta herramienta didáctica que logrará reemplazar los vacíos generados por el poco tiempo, pues cada vez que se aprende algo, se determina que no se sabe mucho, y que cualquier tiempo es corto, pero el interés generado por este aplicativo llevan a lograr el triunfo.
METODOLOGIA
En primera instancia se internet sobre
examinará la información encontrada en páginas de
el proceso de técnicas especiales de perforación; Luego se
procederá a elegir la información adecuada para iniciar el anteproyecto.
Seguido a esto se recopilaran una serie de fotos y tablas utilizadas en el proceso de trabajo en campos de perforación, de tal forma que la guía didáctica convierta la cátedra en práctica y sobre todo dinámica y prometedora para los estudiantes de COINSPETROL
Con este aplicativo didáctico sobre las técnicas especiales de perforación se quiere dejar un legado a la próxima generación de alumnados aportándoles parte de nuestros conocimientos adquiridos durante este proceso de formación académica en perforación y completamiento de pozos de petróleo.
MARCO TEORICO
Rotación En Seco:
Cuando el terreno se mantiene estable durante la perforación, el tipo más adecuado de pilote es el CPI-7, (pilote barrenado sin entubación) ya que puede realizarse con equipos de rotación de elevado rendimiento, en los distintos diámetros necesarios, lográndose una perfecta ejecución ya que siempre queda garantizado el correcto empotramiento, así como la colocación adecuada de las armaduras. La ausencia de golpeos y sacudidas bruscas hace de este sistema, cuando las condiciones del terreno lo permiten, un procedimiento idóneo para realizar pilotes en las proximidades de construcciones precarias o en mal estado de conservación. La perforación se realiza mediante una barrena introducida en el terreno a rotación, con extracción del mismo.
1. Perforación con hélice.
2. Colocación de armadura
3. Hormigonado con tubo tremie. 4. Pilote terminado.
Rotación Con Barrena Continua
Como variante del sistema anterior (pilotes barrenados), pueden utilizarse en terrenos que no presentan estabilidad durante la perforación el pilote tipo CPI-8, en cuyo caso el hormigonado se realiza por el tubo central de la hélice. En el proceso de ejecución, la barrena continua se introduce en el terreno en una sola operación, hasta alcanzar la profundidad necesaria del pilote.
1. Perforación del pilote. 2. Hormigonado y extracción simultánea del terreno. 3. Pilote hormigonado. 4. Colocación de armadura en el hormigón fresco.
Entubación Recuperable
Los pilotes realizados al amparo de la entubación recuperable CPI-4, garantizan la correcta ejecución de los mismos, cuando no existe estabilidad en las paredes durante la perforación. En general, las entubaciones oscilantes pueden ser utilizadas en cualquier clase de terreno, siendo accionadas a través de la propia máquina perforadora, o bien mediante centralinas hidráulicas auxiliares.
1. Excavación con cazo o hélice conteniendo las paredes de la perforación con tubería. 2. Colocación de la armadura. 3. Hormigonado mediante tubo tremie. 4. Extracción simultánea de la tubería de revestimiento. 5. Pilote terminado.
Pilotes Perforados Con Lodos Bentoniticos
El sistema de perforación denominado CPI 6 con agua densa permite alcanzar grandes profundidades y diámetros del pilotaje, sin necesidad del revestimiento provisional de las paredes de las perforaciones El agua densa, que generalmente es un lodo formado por una suspensión de bentonita en agua, mantiene las paredes de la perforación y se recupera durante el hormigonado para ser utilizada nuevamente previa regeneración.
1. Excavación con cuchara estabilizando la perforación con lodos. 2. Cambio de lodo contaminado o limpieza del fondo del pilote. 3. Colocación de armadura. 4. Hormigonado del pilote mediante tubo tremie y recuperación del lodo. 5. Pilote Terminado.
Técnicas Especiales de Perforación PRESENTACIÓN GENERAL
Conjunto de preventores Grúa y subestructura Figuras 1 y 2
La perforación de pozos cada vez resulta más riesgosa, profunda, costosa y se ve en situaciones más comprometidas con el ambiente. Por eso es cabeza indispensable utilizar algunas técnicas espeinyectora ciales, que nos permitan alcanzar los objetivos de los programas de perforación en la búsqueda de hidrocarburos, con el mínimo de tiempo, máxima seguridad y al menor costo. Este libro se ocupa de las siguientes técnicas de perforación, a saber:
carrete de T.F. preventores
unidad de potencia
I. OPERACIONES CON TUBERÍA FLEXIBLE Introducción
subestructura autoelevable
En la última década la aplicación de la Tubería Flexible (T.F.) es uno de los aspectos más F gura 1 D agrama de Tubería F ex b e importantes de desarrollo tecnológico en la industria petrolera. Tal es su importancia, que en la Carrete y tubería flexible. actualidad un buen número de pozos es interveniCabina de control do con este sistema. Cabeza inyectora Estos equipos intervienen en la perforación, terminación y mantenimiento de pozos. Su facilidad de instalación, bajo costo y seguridad han permitido ahorros significativos a la industria petrolera. Aquí nos ocuparemos primordialmente de la utilización de la Tubería Flexible como un equipo de perforación. Se hará una breve descripción del equipo en sí, componentes, herramientas de fondo, seguridad de las instalaciones y aspectos económicos. Componentes de equipo de Tubería Flexible (T.F) Unidad de bombeo Unidad de potencia
cabina de control
unidad de bombeo
Dimensiones y características de la T.F. De acuerdo con los principales fabricantes de tubería flexible, "Ouality Tubing" y "Precision Tube Technology" , ésta puede suministrarse en carretes de 1" hasta 3 W" y longitudes máximas de 25 mil pies. En cuanto a peso y dimensiones, se enfrenta a la limitante para conseguir los permisos de tránsito en las carreteras y a la capacidad de las embarcaciones para subirla en las plataformas marinas. Las características que debe reunir la T.F. son: Acero con bajo carbón Esfuerzo mínimo a la cedencia 70-80 000 psi. Tensión mínima de 80-90 000 lbs. Dureza máxima Rockwell de 22C Software Petróleos Mexicanos cuenta con programas de cómputo para diseñar y operar durante la perforación
con tubería flexible y entre otros los siguientes: Modelo para flexion de tuberías (BUCLE 1). Modelo para diseñar sartas de tuberías de revestimiento (CASING 2). Modelo para cementación de pozos (CEMENT 2). Modelo para esfuerzos en el agujero (CSTRESS 2). Modelo para arrastre y colapso de T.F. (CTDRAG 1). Modelo para cambios en diámetro (CTGROWTH 1). Modelo para fatiga de T.F. (CTLIFE 2). Paquete profesional para T.F. (CTPRO 1). Modelo hidráulico para pozo (HYDMOD 3). Modelo para esfuerzos triaxiales (TRIAX 1). Modelo para control de pozos (WELCON 2). Aplicaciones Entre las múltiples aplicaciones que tiene la tubería flexible están: Limpiezas Inducciones Estimulaciones Cementaciones Pescas Terminaciones Perforación Consideraciones para perforar con T.F.
Objetivo Perforar un pozo rápido, seguro y a bajo costo, se puede lograr ya que la T.F. no necesita conexiones por ser continua, maneja menor volumen de fluidos y acero que las tuberías de revestimiento. Asimismo evitan pegaduras ya que se tiene circulación continua. Al final esto redunda en beneficios económicos. Otro aspecto importante a considerar y que se vuelve pregunta obligada antes de dar cualquier paso es ¿por qué utilizar un equipo de tubería flexible? Por ser más económico al explotar formaciones someras, con mejores condiciones de seguridad y mínimo impacto ambiental. Existen consideraciones a tomarse en cuenta: la metodología a seguir y la programación de la perforación. Metodología Analizar la información disponible de pozos perforados, recopilando todos los antecedentes como datos históricos de perforación, columna geológica del área de estudio, registros geofísicos, núcleos, gradientes de presión y de fractura y fluidos utilizados etcétera. Diseño del pozo: analizar los requerimientos de producción para que, con base en ello, se diseña la geometría del pozo. Infraestructura: con qué equipo y accesorios se dispone para desarrollar este método alterno de perforación. Logística: este punto es importante ya que conlleva un ahorro significativo, si el suministro de materiales y accesorios se efectúa a tiempo.
F gura 2 Perforac ón con T F
Ejecución de la perforación y la terminación: por ser la perforación una operación relativamente rápida es necesario contar con equipos de regis-
tros, parámetros de medición en tiempo real, para poder definir con oportunidad los pasos a seguir durante el desarrollo de la intervención.
Barrena, motor de fondo, sustituto de flotación, dos lastrabarrenas antimagnéticos, equipo de medición durante la perforación (MWD), martillo hidráulico y conector de tubería flexible.
Diseño de perforación En este punto, el diseño se lleva a cabo de manera similar al que se realiza para perforar con un equipo convencional, considerando los siguientes parámetros: Geometría del pozo: ésta se determina principalmente por la profundidad y diámetro requerido. Con base en estos parámetros, seleccionar el diámetro de las barrenas, que va en relación directa a la tubería de revestimiento que se requiera y a los asentamientos de la misma. Profundidad desarrollada: tomando en cuenta que la perforación es con tubería flexible se debe considerar, por seguridad, un mínimo de 220 m. de tubería flexible extra en el carrete.
Conexiones superficiales de control: deben ser acordes a las presiones esperadas en el yacimiento y contar como mínimo de un preventor doble con arietes de corte y ciegos. Carrete con salidas laterales para la línea de flujo y estrangulador ajustable. Preventor cuádruple (con arietes de tubería, cuñas, corte y ciegos ) de acuerdo al diámetro de la tubería y estoperos adecuados. Experiencias de perforación con T.F. En la región Norte se han perforado cinco pozos con el equipo de T.F., uno en la Unidad Operativa Poza Rica el Acuatempa 27 y cuatro en la Unidad Operativa Altamira (Franco Española 1, 11, 36 y Troncoso 108). Los resultados se muestran en la tabla 1.
Barrenas: con base en la experiencia para perforar nas tipo PDC (diamante policristalino); para las demás formaciones se debe seleccionar de acuerdo al código IADC (Asociación Internacional de Contratistas de Perforación). Fluidos de perforación e hidráulica: como en la percompatible con la formación, enfriar adecuadamente la barrena, tener capacidad de sustentación para acarrear el recorte, mantener la estabilidad de las dos. Dependiendo de las necesidades operativas, también se debe considerar el fluido para perforación bajo balance y el uso de fluido espumado. Trayectoria del pozo: ésta se adecuará a los requerimientos del yacimiento, pues prácticamente no existe limitación en cuanto a cumplir con las trayectorias diseñadas, debido a que se perforan las formaciones con sarta navegable. En la práctica se ha observado que, en perforación vertical, la inclinación del agujero no debe exceder los 2 grados. Herramientas de fondo: los componentes típicos de una sarta de perforación son:
Pozo Acuatempa 27
MWD Bna. Hta. Direcc. T.F. H.Fdo. M/día Tipo Mwd Lwd 2 3/8” 4 ¾” 16 Dir Direccional 5 7/8” MWD-LWD
Franco Española 36
5 7/8” MWD Mwd
2 3/8” 4 ¾”
40.7
Horizantal Hor
Franco Española 1
5 7/8” MWD Mwd
2 3/8” 4 ¾”
65.9
Horizantal Hor
Franco Española 11
4 3/4” MWD Mwd
2 3/8” 3 5/8” 103.4 Direccional Dir
Troncoso 108
5 7/8” MWD Electro
2 3/8” 4 ¾”
105
Horizantal Hor
Tab a 1 Pozos perforados
En la figura 3 se observa cómo se desarrolló la curva de aprendizaje, conforme se fue adquiriendo mayor experiencia en el manejo de T.F. durante la perforación y ésta va desde 16 m /día hasta llegar a los 105. Se realizó una comparación entre la perforación convencional y con T.F. y se obtuvieron los siguientes resultados: Costo / Beneficio En la tabla 2 se observa un ahorro considerable a este respecto.
M /día 120 100 80 60 40 20 0
Acuatempa
F gura 3
27
Volumen de Tubería de
Franco Franco Española Española 36 1
Franco Española 11
TRONCOSO 108
Con relación a los fluidos de perforación y tuberías de revestimiento utilizados, tanto en diseños convencionales como con T.F., se observa una reducción del orden del 50 por ciento véase figura 4. Diseño con Eq. Convencional
Menos
13 3/8” m. 17 1/2”
Diseño con T.F. 12 1/4”
9 5/8” 20m
de 2 a 10 m.
Reducción de la
9 5/8” 150 m.
12 1/4”
8 1/2”
7” 150m
Mínimo tiempo
Menor en tiempo de
8 1/2”
7”
1500 m.
5 7/8” ó 4 3/4”
Menor volumen de F gura 4 Geometría de Pozos Reducción en de Menor tiempo en de Tab a 2 Ahorro en perforac ón
Fluidos 1a etapa 11,252 l. 2a etapa 54,187 l.
1a etapa 5,418 l. 2a etapa 25,447 l.
4 1/2”ó 3 1/2” 1500 m
Tuberías de revestimiento 1a etapa 10,323 kg. 2a etapa 63,697 kg.
Ser competitivos nacional e internacionalmente, estar actualizados en tecnología de punta y perforar al menor costo posible.
1a etapa 6,370 kg. 2a etapa 20,426 kg.
Respecto a la distribución del equipo en una localización terrestre, el área necesaria es de 25 x 32 m. y para un equipo convencional es de 100 x 100 m. figura 5 y 6, el movimiento del equipo se reduce de siete a dos días y comprende desmantelar, transportar e instalar. Preguntas y Respuestas 1.- ¿Oué ventajas se obtienen al perforar con tubería flexible? Ahorro en costo y tiempo de perforación así como menor impacto ambiental 2.- ¿Oué ventajas obtenemos al utilizar nuevas tecnologías?
F gura 6 Equ po convenc ona adaptado para perforar con tubería f ex b e
GRUA PERRERA
BURROS TR/DC
BOMBA DE LODOS DE RELEVO SUBESTRUCTURA
TRACTOR UNIDAD DE TF ACCESO
BOMBA DE LODOS
KOOMEY
ESTRANGULADOR
PRESAS PRODUCTOS QUIMICOS
UNIDAD DE POTENCIA
GENERADOR AGUA
COMBUSTIBLE
F gura 5 D str buc ón de equ po
CONTENEDOR
II. PERFORACIÓN CON TUBERÍA DE REVESTIMIENTO
lo que se conoce como práctica de perforar con tubería de revestimiento.
Introducción
Antecedentes
La tecnología emergente de la perforación de pozos empleando la Tubería de Revestimiento (Casing Drilling) se encuentra en etapa de prueba con buenos augurios para ser una tecnología rentable.
La Cuenca de Burgos corresponde al Distrito Reynosa en la zona noreste de la República Mexicana (Figura 7). Se caracteriza por ser un yacimiento productor de gas. Entre los campos que componen la Cuenca de Burgos se encuentra el campo Arcabuz- Culebra, que tiene una producción promedio diaria de 404 MMPCD, donde la producción por pozo varía de 2 a 4 MMPCD.
Aquí se describe la experiencia realizada en la Cuenca de Burgos utilizando la T.R. como tubería de perforación.
Dentro del campo ARCABUZ-CULEBRA se perforan La industria de la perforación, como toda empre- formaciones compuestas de lutitas y arenas del sa preocupada por su permanencia en el mercado, tiene entre sus principales objetivos estar a la vanguardia en la tecnología de perforación NUEVO LAREDO para ser competitiva en los mercados nacional e internacional, considerando que toda incorporación de tecnología deberá de ser encaminada a ÁREA reducir los costos y/o a increOCCIDENTAL mentar las utilidades de los clientes. En este entorno, se decidió utilizar tubería de revestimiento durante la perfoMIGUEL ALEMÁN MIER ración. CAMARGO NVA. CIUDAD GUERRERO
VALADECES
El cambio básico consiste en eliminar la sarta de perforación y sustituirla por tubería de revestimiento. De acuerdo a la perspectiva de las compañías que han utilizado este método de perforación, han logrado un ahorro en el costo de 7 y 10 por ciento en el tiempo total de perforación.
CERRALVO REYNOSA
RIO BRAVO MATAMOROS
LOS HERRERAS
GENERAL BRAVO CHINA
V. HERMOSO
ÁREA CENTRAL
ÁREA ORIENTAL VO
En la Cuenca de Burgos, se realizó la adecuación de un equipo para poder perforar rotando la tubería de revestimiento hasta el objetivo y evaluar tanto la resistencia de la junta como la del tubo a los esfuerzos de torsión y arrastre, dando origen a
G. DIAZ ORDAZ
SAN FERNANDO
GOLFO DE MÉXICO
Figura 7. Cuenca de Burgos.
terciario, el objetivo es continuar con el desarrollo y explotación de la arena (W-4) productora del campo, las arenas productoras en estos campos se encuentran a las profundidades promedio de:
FORMACION
Plan de desarrollo 1999 - 2003
LOCALIZACIONES WILCOX
LOCALIZACIONES MS
PROFUNDIDAD
E. YEGUA E. E. WECHES E. O. CITY E. REKLAW E. WILCOX ARENA ARENA ARENA ARENA
AFLORA 300.0 800.0 900.0 1450.0 1850.0 2100.0 2200.0 2370.0 2470.0
AÑO
NO. DE POZOS
1999 2000 2001 2002 2003
AÑO
NO. DE POZOS
1999 2000 2001 2002 2003 (238)
TOTAL
238 + 99 =
Tab a 3 Equ po de perforac ón convenc ona
Equipo de Perforación: La perforación de estos pozos tiene una duración aproximada de 24 días para un pozo vertical y 27 días para un pozo direccional, los tiempos de perforación se han optimizado con el desarrollo del campo. Los costos actuales son de $ 14 y 15 millones para pozos verticales y direccionales, respectivamente.
• El equipo de perforación es convencional figura 8.
Las propiedades del fluido requeridas para perforar estos pozos son:
ETAPA
PROF. m.
LODO
DENSIDAD gr/cc
1
150
base agua
1.15 - 1.20
2
1500
base aceite
1.43 - 1.45
3
2900
base aceite
1.82 - 1.85
Los datos del yacimiento son: Presión del yacimiento (W-4) Temperatura del yacimiento Gasto pronosticado
310 Kg/cm2 136 oC 6.0 mmpcd F gura 8 Equ po de perforac ón convenc ona
El programa para los próximos cinco años se ha establecido para un mejor desarrollo del campo, así como una programación que nos permita de manera eficiente optimizar la explotación del mismo.
• El equipo deberá acondicionarse para utilizar una flecha (kelly) de 15 metros de longitud. Para lo cuál se necesitará modificar la profundidad del
agujero auxiliar y aumentar la longitud del Stand Pipe y la manguera del cuello de ganso. • La rampa deberá considerar la nueva longitud de la tubería, ver figura 9
F gura 10 Est ba en pe nes de TR de 5 W
F gura 9 Reacond c onam ento de a rampa
• Los peines de la changuera deberán abrirse entre 4 y 6 centímetros más que el diámetro exterior de la tubería de revestimiento a utilizar, ver figura 10. • Se recomienda la implementación de un indicador de torsión como herramienta necesaria durante la perforación del pozo, ver figura 11 Herramientas para perforar con tubería de revestimiento: • Barrena de 8 W" PDC, ver figura 12.
F gura 11 nd cadores de tors ón
• Estabilizadores de 6 W" x 8 3/8", ver figura 13. • Lastrabarrenas (Drill Collars) de 6 W" helicoidales, ver figura 14.
F gura 12 Barrena PDC de 8 W
F gura 14 Lastrabarrenas he co da es de 61/2
• Martillo de 6 W". • Junta de seguridad (Bumper) de 6 W" • La tubería de revestimiento de 5 W" 17 lb/pie N-80 deberá ordenarse en rango 3 de acuerdo a la norma API 5CT, para que su longitud varie entre 13.90 y 14.50 metros. • Las conexiones para esta tubería son Hydril Tipo 521, ver figura 15
F gura 13 Estab zadores de a eta so dab e
F gura 15 Junta Hydr t po 521
Herramientas y accesorios para el manejo e introducción de la tubería: • Elevador de cuñas para T.R. de 5 W", verificar que el ajustador del elevador sea del diámetro exterior de la T.R. • Collarín de arrastre para T.R. de 5 W". • Collarín de seguridad para T.R. de 5 W". • Cuñas para T.R. de 5 W". • Araña de piso para T.R. de 5 W". • Juego de 3 sustitutos de kelly, de una longitud de 40 a 45 cm. de un material igual o equivalente al de la T.R. • Juego de 4 tapones para manejo de T.R. de 5 W" con la conexión Hydril Tipo 521. • Calibrador para T.R. de 5 W", 17 lb/pie. • Guía de enchufe para T.R. de 5 W" con conexión HD-521. • Llave de apriete hidráulico con capacidad para T.R. de 5 W", ver figura 16. • Juego de 2 válvulas de pie de 5 W". • Grasa API modificada para T.R.
F gura 16 L ave de apr ete h dráu co
Procedimiento para el manejo de la T.R. durante la perforación: • La tubería deberá de: Inspeccionarse, medirse y colocarse en el orden correspondiente para utilizarse durante la perforación. • Instalar el tapón de manejo al tubo, en la cama de tubería.
• Colocar collarín de arrastre al tubo para izarlo. • Subir la T.R. a la rampa. • Repetir este procedimiento hasta completar 4 tramos en la rampa.
F gura 17 Co ocac ón de tramos de TR en agujero aux ar
• Durante la perforación meter un tramo al agujero auxiliar, ver figura 17. • Al terminar de perforar la longitud del kelly, levantarlo y colocar cuñas y collarín de seguridad mientras no haya suficiente peso en la tubería. • Desconectar el tubo del sustituto del kelly. • Aplicar grasa API modificada para T.R. únicamente a los piñones de las roscas Hydril HD-521. • Apretar el sustituto del kelly manualmente al tubo colocado en el agujero auxiliar (agujero de ratón). Esto evitará que se dañen las roscas por conectar la tubería de revestimiento no alineada con el kelly. • Enroscar con el kelly spinner a baja velocidad para evitar dañar las roscas hasta que se pare el mismo. • Apretar con las llaves del equipo de perforación hasta alcanzar 6 mil libras -pie, verificar apriete en el indicador de torsión del equipo de perforación, ver figura 18. • Levantar el kelly junto con el tramo de T.R. para alinearlo y finalmente conectarlo con la sarta de perforación. • Bajar con el swivel y continuar perforando.
F gura 18 Apr ete ópt mo de a TR
• Repetir esta operación hasta alcanzar la profundidad programada. Procedimiento para el manejo de la T.R. durante la recuperación: • Sacar la T.R. por lingadas de 28 m. aproximadamente ver figura 19
F gura 19 Est bam ento de ngadas de TR
• Colocar cuñas de piso. • Desconectar con llave hidráulica, hasta observar que ha salido más de la mitad del piñón y ha brincado ligeramente. • Levantar lentamente el piñón y girar un cuarto de vuelta hasta soltarse la rosca, para evitar que se enganche el diente de tipo serie 500. • Colocar el protector de rosca al piñón. • Ayudar al chango a mover la lingada hacia los peines, para estibar la tubería correctamente. • Continuar realizando esta operación hasta tener sólo 8 toneladas en el indicador de peso. • Se deberá colocar el collarín de seguridad a partir de este momento; ya que no se cuenta con suficiente peso en la sarta. Podríamos correr el riesgo de soltar la tubería, que caería al fondo. • Continuar sacando hasta recuperar los lastrabarrenas, estabilizadores y la barrena. • Eliminar herramienta y colocarla en los burros de tubería. Procedimiento para el manejo e introducción de la T.R. para cementarla: • Checar si el árbol de válvulas es convencional o compacto. En caso de ser convencional se deberá retirar la charola recolectora de lodo antes de empezar la introducción de la T.R. • Colocar la zapata guía. • Colocar 28 metros (2 tramos) de T.R. • Colocar cople flotador. • Iniciar introducción de la tubería de revestimiento por lingadas. • Aplicar grasa API modificada para T.R., únicamente en los piñones de las roscas HD-521, durante la introducción. • Utilizar la guía de enchufe para facilitar el centrado y conexión de la tubería. • Apretar las conexiones con la llave hidráulica hasta el par de apriete óptimo de 6 mil libras - pie. • Colocar los centradores de acuerdo al programa. • Utilizar la araña de piso y el elevador de cuñas para el manejo correcto de la T.R. • Introducir la T.R. en lingadas hasta la profundidad programada. • Llenar cada 4 lingadas, utilizar el tapón de manejo para proteger la rosca durante el llenado de la tubería. • Se recomienda tener unos tramos cortos de Rango 2, para facilitar el ajuste de la tubería de revestimiento al final de la introducción.
• Colocar la cabeza de cementación. • Circular tiempo de atraso. • Efectuar la cementación de la T.R. La aplicación de la técnica para perforar con Tubería de Revestimiento deberá implementarse únicamente en los pozos y campos que cumplan con los siguientes requisitos:
• Campos de desarrollo en explotación intermedia o avanzada. Donde se requiere aumentar la rentabilidad de los proyectos de inversión (activos). F gura 20 E trabajo en equ po r nde su fruto
• En pozos verticales de someros a medianos con una profundidad promedio entre mil 500 y 3 mil metros. • Oue requieran sólo 2 o 3 etapas para su perforación. • Oue sus necesidades de producción se manejen a través de diámetros reducidos. • Oue las conexiones a utilizar para este tipo de tuberías deberán tener valores a la torsión y arrastre, igual o mayor que la correspondiente tubería de perforación utilizada normalmente para hacer pozos similares. • Los diámetros de T.R. recomendables para utilizar esta técnica son 4 W", 5", 5 W", 6", 6 5/8" y 7". • Los campos deben de ser de desarrollo; por lo tanto, las formaciones estarán perfectamente identificadas y serán factibles de perforar con esta técnica. • El costo de la intervención en el pozo Culebra núm. 281 fue de $ 10.5 millones de pesos Recomendaciones durante la perforación: • Se requiere del compromiso y trabajo conjunto de los involucrados para asegurar el éxito de la operación y así obtener el mayor beneficio con la aplicación de esta tecnología emergente. • Antes de iniciar la actividad operativa, es recomendable tener una relación de los accesorios, herra-
mientas y servicios que serán utilizados durante la perforación del pozo, para mejorar la logística y evitar los tiempos de espera. • Se deberán proporcionar anticipadamente los programas detallados de perforación a todo el personal involucrado, para garantizar el buen desempeño y optimación de la perforación con cualquier nueva técnica. • Es recomendable supervisar directamente la reología del lodo de perforación para mantener valores bajos en la viscosidad plástica y punto de cedencia, para optimar la hidráulica durante la perforación. • Se deberá conocer el gradiente de formación y fractura para mantener el gradiente del lodo muy cercano al de formación durante la perforación, a fin de evitar el riesgo de pegadura por presión diferencial y también, de esta manera, incrementar el ritmo de penetración. • En la perforación deberán manejarse los parámetros de operación dentro de un rango razonable, que permita utilizar eficientemente las tuberías y conexiones programadas en el diseño. • La técnica de perforación con tubería de revestimiento es una alternativa más, para optimar la rentabilidad de los proyectos de inversión; sin embargo, no debe utilizarse indiscriminadamente para cualquier pozo o campo, sin antes hacer una evaluación económica detallada de los pozos donde se pretende utilizar esta técnica.
III. PERFORACIÓN BAJO BALANCE Introduccion La perforación en yacimientos depresionados con técnicas convencionales representa un gran reto en tanto enfrenta diferentes problemas en forma simultánea, tales como: pérdidas totales de circulación, brotes, pegaduras por presión diferencial, atrapamiento de sartas de perforación por empacamiento, descontrol subterráneo, etc., lo que provoca diversas consecuencias, como que los pozos sólo se puedan perforar pocos metros dentro del horizonte productor, o bien que se tenga que invertir más para controlar pérdidas o para operaciones riesgosas, todo lo cual tiende a incrementar el costo de la perforación.
aire o nitrógeno a su fase líquida, permitiendo la entrada de fluidos de la formación al pozo, que deben circularse y controlarse en la superficie. El uso de esta técnica no se limita a formaciones de baja presión, pues también se aplica en pozos de alta presión, con los mismos objetivos: reducir el riesgo de atrapamiento por presión diferencial y hacer factible la perforación.
Lo anterior obedece a que la densidad equiF gura 21 valente necesaria para perforar cierta sección del pozo, contrasta con la que requiere otra sección en tanto se trata de formaciones de diferen- La figura 21 compara algunos criterios de perforate presión que requieren tuberías de revestimiento ción convencional con perforación bajo balance. adicionales, lo que no siempre es técnica y econó- Aplicación y casos generales de la perforación bajo micamente factible; sin embargo, con la técnica de balance perforación bajo balance es posible resolver tales La perforación bajo balance es aplicable en formaproblemas. ciones mecánicamente estables aun cuando se maIngeniería de diseño de la perforación bajo balance nejen presiones hidrostáticas menores que la preAquí se explica la planeación del pozo, desde la decisión de usar la perforación bajo balance con base en las condiciones del yacimiento y las expectativas de producción del pozo, hasta detalles como el uso de equipo adicional, condiciones de operación, capacitación del personal, etcétera. Definición Se tiene una operación bajo balance cuando la densidad equivalente del fluido de control se diseña intencionalmente para que sea menor que la presión de las formaciones que se están perforando. El fluido puede tener densidad natural o inducida, en cuyo caso se agrega gas,
APLICACION DE LA PERFORACION BAJO BALANCE(rocas necánicanente estables) DENSIDAD
P R O F U N D I D A D
DENSIDAD USADA BAJO BALANCE
PRESIÓN DE ESTABILIDAD MECANICA
ZONA DE BAJO BALANCE
PRESION DE PORO
PRESIÓN DE FRACTURA
VENTANA CONVENCIONAL
FFigura gura 24.22 Definición de la estabilidad mecánica de la formación en términos de densidad equivalente. La perforación bajo balance es aplicable cuando se tienen rocas mecánicamente estables, aún con densidades de fluidos menores que la presión de poro de la formación. Referencia 2.
sión de los fluidos de la roca, como se ilustra en la figura 22. Por su parte, la figura 23 ilustra una formación en la que no es posible utilizar la perforación bajo balance pues la densidad equivalente a su estabilidad mecánica no permite usar densidades menores a su presión de poro, por lo que la zona de
2).- Fluidos aligerados con nitrógeno y recuperación con separadores de vacío. 3).- Fluidos líquidos aplicando menor densidad que la requerida y recuperación a presión atmosférica. Consideraciones para seleccionar el fluido circulante a emplear
D E N S ID A D E Q U IV A L E N T E A L O S D IF E R E N T E S ESFUE R ZO S E N E L PO ZO , ZPA ( r o e a s rn e e á n i e a r n e n t e i n e s t a b l e s )
Como el fluido circulante debe realizar las funciones normales de un fluido de perforación y resolver los problemas planteados por la condición bajo balance, éste debe reunir características de densidad, lubricación y acarreo de recortes, además de:
D E N S ID A D
D E N S ID A D USADA
P R E S IÓ N D E E S T A B IL I D A D ,N I C A M ECA
P R E S IÓ N DE FRACTURA
NO EXISTE ZONA NO NO ST DE DENSIDADES PARA BAJO BALANCE PARA BAJO BALANCE DENSA DADE PA RA BAJ BALANC
VEN TAN A C O N V E N C IO N A L
a).- Evitar que se presente corrosión en los elementos tubulares dentro gura23 25 Ejemp o de rocas en donde no es ap cab e a perforac ón bajo ba anFFgura del pozo. ce porque e pozo se co apsará Obsérvese que no ex ste área de bajo ba ance b).- Evitar que se genere entre a pres ón de poro y a estab dad mecán ca combustión espontánea. bajo balance no está definida para esa formación, c).- Evitar inestabilidad química. pues provocaría un colapso o derrumbe del pozo. d).- Tener el menor costo posible. P R E S IO N D E PORO
Así, se tienen dos ejemplos generales de aplicación cuyas diferencias en costo y operación obligan a mencionarlos por separado: a).- Cuando la densidad requerida puede alcanzarse con fluidos líquidos. b).- Cuando la densidad equid e 0 .1 0 d e 0 .0 1 a 0 .2 5 valente es tan baja que no a 0 .1 0 puede lograrse con líquidos y es necesario aligerar un fluido base. Por lo anterior, y ante los retos planteados, en México se han aplicado las siguientes modalidades de perforación bajo balance: 1).- Fluidos aligerados con nitrógeno y recuperación a presión atmosférica.
Cuando se requiere una densidad equivalente menor que la que se logra con fluidos líquidos, se puede optar por sistemas de fluidos ultraligeros con esferas de vidrio de baja densidad, tecnología reciente que tiene limitantes en profundidad debido a la red e 0 .2 5 a 0 .4 1
d e 0 .4 1 a 0 .8 3
d e 0 .4 1 a 0 .8 3
> 0 .8 5
ga s
ga s
ga s
A IR E O G AS
R O C IO
ESPUMA CON G AS
ESPUMA ESTABLE
L IQ U ID O A IR E A D O
L IQ U ID O
F gura 24 D agrama de Lorenz para ustrar as dens dades equ va entes que pueden ograrse con d ferentes f u dos, o mezc as de e os
sistencia compresiva de éstas. Como solución alterna y más generalizada se emplea un líquido mezclado con gas en tal proporción que se obtenga la densidad equivalente necesaria, con las propiedades de lubricación y acarreo de recortes. Según el estado mecánico y la posición direccional del pozo, se realiza el siguiente análisis: Fase gaseosa Como en todas las operaciones que se realizan en un pozo, se trata de perforar con seguridad, al mínimo costo y en el menor tiempo posible. El gas más barato es el aire, pero utilizarlo implica riesgos de corrosión y combustión espontánea, temas ampliamente tratados en la literatura de perforación bajo balance. Es común tener en los pozos las condiciones de presión, temperatura y presencia de fluidos para caer en ambas situaciones, por lo que el gas más utilizado es el nitrógeno, ya sea abastecido en carrotanques provenientes de planta o producirlo en sitio, por medio de membranas. La decisión de usar uno u otro depende de la facilidad para controlar la calidad y pureza del gas y la rápida capacidad de respuesta del proveedor. Existen diversos métodos para calcular el volumen de gas requerido y obtener una columna estable con la densidad necesaria, pero todos están fundamentados en el comportamiento fisicoquímico y termodinámico de los gases. Las diferencias las constituyen consideraciones particulares como tipo de gas y fase líquida que se use; además, la relación con los factores geométricos del pozo, la estabilidad del surfactante empleado, a las diversas condiciones encontradas en el pozo, las variaciones en la densidad del gas por efectos de cambios en la temperatura y presión; así como la incorporación de gases y líquidos del yacimiento, todos estos elementos hacen variar la composición y el comportamiento del fluido, lo que pone de manifiesto lo complejo de su análisis. Fase líquida La fase líquida que se usa normalmente, es la misma que para el fluido de perforación normal para el campo. En función de las condiciones de los pozos, se emplea : Diesel: Sobre todo por que es el líquido comercial-
mente viable de menor densidad (0.87 gr/cm3) y porque evita totalmente el desarrollo de problemas fisicoquímicos por la presencia de arcillas en la formación, lo que ocurre a menudo. Agua: En yacimientos calcáreos depresionados, profundos (>5 mil m), con mínimo contenido de arcillas y con gradientes de presión menores a 0.7 gr/ cm3, el uso de agua es la opción económicamente más factible, dado que el uso de diesel no garantiza conseguir circulación, lo que puede implicar la pérdida de grandes volúmenes de fluido. Salmuera: Puede contrarrestar el efecto de la hidratación de arcillas, pero presenta complicaciones operativas con el control de su densidad, además de su mayor costo. Fluidos de baja densidad: Son emulsiones directas (base agua) o inversas (base aceite) que dan como resultado fluidos de densidad entre 0.87 - 0.95 gr/ cm3, según su formulación y uso. Tienen la ventaja de ser sistemas completos resistentes a contaminaciones. Espumas: Recientemente se han logrado avances significativos con el empleo de sistemas de espumas, en donde la fase continua es el líquido y la fase dispersa es el gas. Permiten alcanzar densidades de hasta 0.6 gr/cm3, y su mayor complicación es su manejo en superficie. Fluidos especiales para yacimientos (TIPO DRILL IN).Son limpios y libres de sólidos inertes, cuyo costo es significativo, su uso debe justificarse económicamente en función de los beneficios de evitar daño al yacimiento. Aditivos Se debe usar un agente surfactante que ayude a alcanzar el patrón de flujo necesario para el buen desarrollo de la perforación. Puede seleccionarse un espumante de tipo aniónico para generar suficiente tensión interfacial lodo-nitrógeno, y que la energía cinética del gas arrastre al lodo, a los líquidos producidos por el pozo y mantengan el patrón de flujo en los límites deseados, aun cuando haya menor control sobre la proporción de las fases por la producción de las formaciones. Por otro lado, el surfactante permite lograr suficiente capacidad de
acarreo para limpiar el fondo del pozo y llevar los recortes hasta la superficie. Esto es básico debido a que comúnmente no se logra tener retorno completo durante la perforación bajo balance, o se pierde control sobre la columna de fluido en el espacio anular en intervalos que generan mayores caídas de presión tales como: cambios de gradientes de fractura de la roca, yacimientos con fracturas naturales, con alta permeabilidad o cambios de geometría, todo lo cual obliga a hacer una rápida adecuación de las condiciones de operación para evitar puentes de recortes que atrapen la tubería. Los aditivos pueden agregarse en dosis constantes a la succión de la bomba, en baches directamente en la tubería de perforación al hacer la conexión o de ambas maneras, ya que, debido a sus propiedades lubricantes, reduce la torsión y arrastre en la sarta de trabajo.
rrena y en la torsión de la sarta de perforación. La condición de bajo balance genera incrementos sustanciales en la velocidad de penetración, pero debe aplicarse el gasto óptimo para garantizar limpieza adecuada del fondo del pozo y la velocidad anular requerida para el acarreo de los recortes.
Es necesario aplicar diversos modelos para simular los cambios en las condiciones de operación por efecto del uso de gas, para hacerlas óptimas y prever los casos críticos que deban evitarse. Asimismo, se requiere efectuar simulaciones del comportamiento de otras variables importantes, que se mencionan a continuación:
b) cuidar que la geometría del pozo no genere grandes caídas de presión por fricción.
Torsión y arrastre El factor de fricción de una tubería de perforación en agujero entubado o abierto, puede variar entre 0.15 y 0.35 según los componentes de la fase líquida, así como del tipo y cantidad de sólidos acarreados; pero, cuando se perfora con aire o gas, puede ser tan alto como 0.8 porque no hay lubricación. Ya sea que se use diesel o fluidos de emulsión inversa o que se tenga incorporación de hidrocarburos líquidos en el fluido de perforación, se reduce la fricción. De lo contrario, pueden agregarse materiales sólidos, como grafito, o aditivos como los antes detallados para incrementar la lubricación. Barrenas e hidráulica Las barrenas deben ser adecuadas de acuerdo con el fabricante, debido a sus mejoras sustanciales en estructura de corte y sistema de rodamiento respecto a las convencionales. La condición es respetar los parámetros óptimos de gasto, peso, torsión y velocidad de rotación, considerando que se usa un fluido en dos fases cuya densidad puede variar y provocar cambios en la flotación, en el peso sobre ba-
Proyecto direccional Es conveniente analizar las severidades esperadas o las máximas permisibles en todos los pozos, aunque este factor es más crítico en pozos con ángulo superior a 30o u horizontales. Dos son los fines específicos: a) asegurarse que la presión hidrostática está siendo bien calculada, sobre todo en pozos propensos a pérdidas de circulación o flujos.
Normalmente, en la etapa de bajo balance de nuestros pozos, el objetivo es mantener el ángulo; pero es posible controlar la desviación con toma sencilla, múltiple, giroscópico o unidad de memoria, incluso con la presencia de un fluido compresible en el pozo (gas, nitrógeno, aire), que afecta significativamente el funcionamiento de las herramientas de transmisión de datos a superficie por medio de pulsos ya sea negativos o positivos. Si es necesario usar válvulas de contrapresión en la sarta, es preferible usar las de tipo charnela, que permiten el paso de ciertas herramientas. El uso de MWD electromagnético es viable también con fluidos compresibles, pero depende para su funcionamiento de la resistividad de las formaciones desde la profundidad de perforación hasta la superficie. Otra opción es el MWD con almacenamiento de datos en el fondo del pozo, pero no se dispone de la información en tiempo real. Si se considera que la trayectoria de los pozos está definida, además de que en pozos profundos y complicados es probable no poder dar a los motores de fondo las condiciones hidráulicas necesarias para un buen desempeño, la premisa de la densidad equivalente de circulación hace preferible el uso de sarta rotatoria. Sarta de perforación En la sarta de trabajo se ajusta el diseño a la tensión
debido a los cambios en la flotación, tanto en condi- Un arreglo típico como el anterior, debe cumplir con ciones de pérdida de circulación como con el fluido las siguientes funciones básicas: aereado en el pozo. Para el bombeo de gas se utilizan válvulas de contrapresión con el siguiente pro- Perforar rotando la sarta, viajar, y controlar la presión pósito: sobre la barrena para evitar entrada de flui- en el espacio anular. Se consigue con el uso de cabedos de la formación al interior de la sarta, y sobre el zas o preventores rotatorios, siendo la presión a maprimer tubo que se conecta antes de iniciar la perfo- nejar el determinante para escoger uno u otro, aderación con cada nueva barrena para evitar pérdiTabla comparativa de cabezas o preventores rotatorios da de nitrógeno y tiempo en estabilizar presión Presión Rango RPM al realizar la conexión de Williams Cabeza 5000 cada tubo. Williams Williams
Equipo superficial
Techcorp-Alpine
Grant RBOP Shaffer
Cabeza Cabeza Cabeza RDH Cabeza Preventor RBOP Preventor
La perforación bajo balance requiere usar equipo adicional que satisfa- Tab a 3 ga las necesidades de manejo superficial de presión y volúmenes de líquido y gas, tanto lo que se inyecta durante la perforación como lo que se obtenga del yacimiento como resultado de la condición bajo balance que se desee lograr. La figura 25 esquematiza el equipo superficial adicional necesario para aplicar perforación bajo balance. Además, en esta sección se explican las variaciones y evoluciones que el equipo ha experimentado en los últimos años.
TRATAMIENTO
ALMACENAM IENTO DE ACEITE
3000 1000 3000 3000 2000 5000
2000 /
200 /
más de la experiencia del operador. La figura 26 es comparativa de diversos proveedores de este servicio: La figura 26 ejemplifica algunos preventores y cabezas rotatorias de diversos proveedores y la tabla 3 enuncia algunas características de estos equipos. Equipo superficial de separación de fases
N2
LODO
LODO OPCIONAL
SEPARACION DE LIQUIDOS
ACEITE
CABEZA ROTATORIA
LIQUIDOS
SEPARADOR GAS AL QUEMADOR
*SPE-35320
ESTRANGULADOR
SOLIDOS A LOS VIBRADORES
Ph
<
F gura 25 Esquema de un arreg o típ co de equ po superf c a para perforac ón bajo ba ance
Es muy importante aclarar que la selección del equipo superficial depende de la ingeniería de perforación bajo balance que se haga para el trabajo dentro del pozo, y no al contrario, de ahí que según el tipo de yacimiento que se perfore, el grado de bajo balance que se pueda o se pretend a alcanzar, así como los gastos esperados de inyección y de salida tanto de líquidos, gases y sólidos determina su tipo y capacidad.
todo sentido, tanto en capacidad de separación, dimensiones de los equipos, medición, registro de datos; calidad de la separación y seguridad del equipo, de la operación y del personal. Sistemas de separac ión abiertos a presión atmosférica: Estos equipos fueron los pioneros en la perforación bajo balance. Tiene las siguientes ventajas:
F gura 26 Ejemp os de cabezas y preventores rotator os de d versos
Desde luego, tiene que hacerse un balance económico entre el costo de los diferentes equipos disponibles en el mercado y los beneficios que se esperan alcanzar en el pozo, partiendo del potencial pro-
- Son de menor costo - Es compatible con equipo de sensores y recolección de datos. Mientras que sus desventajas son:
Algunas característ cas de las cabezas y preventores rotator os. Cabezas
Preventores
-Menor t empo para camb o de elementos
- Elementos más durables
-Menor costo de elementos
- De construcc ón más fuerte
-Todas t enen su prop a energía para operarlas
- Menos sens bles a centrado y al neac ón del equ po
-lnstalac ón y operac ón fác l y ráp da
- Puede usarse en forma modular, es decir se puede instalar sólo una sección de él, según la aplicación.
- Requiere de área relativamente grande para su instalación. - Ofrece menor control sobre la operación que los sistemas cerrados. - Sus especificaciones son para trabajar a presión atmosférica. El equipo que lo integra es:
b).- Separador fluido de perforación-hidrocarburo/recortes. Por el tipo de fluido esperado del yacimiento y el lodo usado para perforar es necesario un sistema de separación de desnatado por gravedad (skimmer) integrado por tres presas distribuidas como sigue: una de recepción, decantación y separación por desnatado del lodo y el aceite; otra de acumulación y bombeo de lodo hacia las presas del equipo y la tercera para captar y bombear aceite hacia el tanque vertical.
- Más res stentes a flu dos base ace te
Tab a 4
ductor del yacimiento; sin embargo, con una buena ingeniería para el pozo queda asegurado que el costo adicional de aplicar la técnica se justificará, tanto técnica como económicamente. En la actualidad la tecnología ha evolucionado en
a).- Separador vertical de baja presión. Su capacidad varía entre 40 y 50 mil mpcd de gas y 30 - 40 mil bpd de aceite.
c).- Separador de vacío. Cuando se tiene presencia de gases amargos y es necesario asegurar su remoción del lodo, se requiere emplear separadores de vacío, los que también se deben utilizar cuando el lodo no permite una separación aceptable de gas por el efecto mecánico del separador atmosférico. d).- Separación de recortes. Esto ocurre por decantación en el separador vertical y son bombeados junto con el lodo hacia el eliminador de sólidos del equipo de perforación, mediante una línea de 4" y las
Sistemas de separación cerrados de baja presión: Pueden considerarse como la segunda generación de equipos de separación especializados para perforación bajo balance. Son capaces de manejar hasta 60 MMPCD de gas y 40 mil bpd de aceite. Su funcionamiento interno está representado por el esquema de la figura 27; las figuras 28 y 28a es un ejemplo de separadores horizontales de cuatro fases comerciales. Ventajas: - Permiten mejor control de los volúmenes de entrada y salida, monitoreo y de la operación. - Pueden trabajar a presión de hasta 250 psi - Pueden manejar mayores volúmenes que los atmosféricos. - Tienen mejores dispositivos de seguridad y normalmente tienen sistemas integrados de estrangulación.
F gura 27 Ejemp os de separadores vert ca es y s stemas de desnatado
bombas centrífugas de las presas. Si ocurriesen arrastres de sólidos por efecto de alto volumen de retorno, se puede adaptar una salida de 2" en la línea de 8" que conduce el lodo hacia el "skimmer".
Mientras que sus desventajas son: - Son de mayor costo que los equipos atmosféricos. - No puede modularse su uso, obligando a usar el sistema completo en todos los pozos.
F gura 28 Esquema de nter or de un separador cerrado hor zonta , de t po denom nado de cuatro fases
F gura 28a Ejemp os de separadores de cuatro fases de d versas compañías
Sistemas equipo de separación cerrados en dos po de perforación, en lo que se refiere a energía y para conectar las líneas de trabajo. Es necesario revietapas: sar con detalle los diámetros, rangos de presión, rosSon el concepto más reciente de sistemas de sepa- cas, dimensiones, tipo de corriente eléctrica y potenración, adquisición de datos y seguridad. Consisten cia, para que se diseñe el equipo bajo balance adeen dos separadores, ya sea verticales u horizontales cuado a las características del de perforación. Tamconectados en serie que permiten mejorar la sepa- bién debe determinarse el área en que se van a ración; además de una medición más detallada de instalar los equipos adicionales y para esto se ha parámetros, por lo que resultan una herramienta va- de considerar lo siguiente: Instalarlo en una área liosa si se desea maximar el potencial de la perfora- segura donde las corrientes de aire ayuden a limción bajo balance realizando evaluaciones del po- piar el ambiente de vapores inflamables, alejado de escapes, chispas, y otros peligros; permitir actencial del yacimiento durante la perforación. ceso a todas las partes del equipo, como pasillos, líneas, válvulas, conexiones, conductos, etc.; a una Equipo de estrangulación distancia segura de las fuentes de abastecimiento Como en el control de brotes de la perforación con- de energía eléctrica, agua, aire comprimido, comvencional, el estrangulador es el control de la ope- bustible, etc. así como del quemador y separadores ración y de la seguridad del pozo. Este elemento adicionales; acondicionar el área para cumplir los administra la contrapresión al yacimiento, permitien- requisitos del equipo seleccionado, ya que algudo o evitando que el pozo fluya. Es común que al- nos requieren desniveles; no interferir el abastecigunos separadores tengan sistemas de estrangula- miento de materiales y herramientas a la localización, ni el movimiento de éstos desde o hacia el ción integrados. piso de perforación o el acceso del equipo móvil Se usan los mismos tipos de estranguladores que para trasladar los fluidos producidos. en perforación convencional y se operan de la misma manera. Un tipo adicional que se utiliza son Manejo de los fluidos producidos los fabricados con elastómeros, que se trabajan Una vez alcanzadas las condiciones de bajo balance igual que los variables, pero con rangos de muy en el pozo, hay que establecer el proceso de circulabaja presión. ción acorde a la energía del yacimiento y al grado de bajo balance que se programe. Si esta relación lo Compatibilidad con el equipo de perforación y sus permite, el pozo aportará aceite y gas. Un análisis instalaciones económico decidirá si el volumen de hidrocarburos y su valor justifican el costo de transportarlos hacia El equipo de bajo balance requiere servicios del equiun centro de proceso o de comercialización, ya sea
mediante línea de recolección o por autotanques. En
nuestros casos, es común disponer de líneas de escurrimiento del pozo. Dispositivos de monitoreo a través de sensores y alarmas Este aspecto está directamente relacionado con la seguridad del personal, del pozo y las instalaciones y se considera como un factor clave de éxito de la perforación bajo balance. Pemex tiene acondicionados sus equipos con sistemas de sensores que cubren los parámetros indispensables enlistados a continuación: Volúmenes de lodo en la superficie incluyendo medición de niveles en las presas del equipo y en la línea de retorno. Profundidad y velocidad de perforación en tiempo real. Velocidad de rotación. Temperatura del lodo en la entrada y salida del fluido de perforación. Densidad del lodo, medición del retorno de fluido, carga al gancho, presión de bomba, gasto de inyección de líquido, cuenta emboladas, gasto y presión de inyección de nitrógeno, torque, volúmenes de salida de líquidos y gases (inyectados y aportados por el yacimiento), detección de gas bióxido de carbono y ácido sulfhídrico, particularmente cuando se tienen antecedentes de estos compuestos. Estos parámetros deben registrarse y almacenarse, además de disponer de alarmas auditivas y visuales. Seguridad y ecología A fin de mantener los márgenes de seguridad y de respeto al medio ambiente, se aplica un monitoreo de niveles de explosividad, de manejo de fluidos contaminantes y de detección de fugas, para efectos de su inmediata corrección. En cuanto a ecología se tiene un programa que incluye reglamentaciones, monitoreo, acondicionamiento de equipos y localizaciones con aditamentos que garantizan el mínimo impacto, como limpiadores interiores y exteriores de tubería, charolas recolectoras de lodos, equipo recolector de residuos, limpieza y confinamiento de recortes, uso de fluidos biodegradables y construcción de localizaciones con instalaciones ecológicas especiales.
tación teórico práctico para el personal técnico y manual que habrá de planear y ejecutar los trabajos. Para satisfacer este importante renglón, se capacita al personal involucrado en centros especializados nacionales e internacionales, además de aplicar la normatividad que al respecto tiene estipulada nuestra empresa. Consideraciones operativas Durante la ejecución de los trabajos se deben conjuntar todos los esfuerzos con objeto de asegurar la culminación exitosa de éstos; de no ser así, se pone en riesgo el proyecto por una decisión mal tomada, planeación inadecuada, preparación deficiente del personal técnico y manual o por falta de equipo. Aquí se dan recomendaciones operativas y se aborda el desarrollo de las actividades, resaltando las áreas de oportunidad. Parámetros de la operación Los parámetros que limitan la perforación bajo balance son: Equipo rotatorio: Presión máxima en condiciones dinámicas (rotando y/ó viajando) Presión máxima en condiciones estáticas Velocidad de rotación máxima Equipo de separación: Presión máxima de trabajo Volúmenes máximos de líquido y gas a procesar Determinación de los encargados de la operación Lo primero que debe establecerse al iniciar la operación bajo balance, es designar al o las personas que durante las 24 horas del día estarán pendientes y en el sitio de control de la operación, que es el estrangulador. Es necesario que estas personas estén en plenas facultades físicas y de conocimiento de la operación, por lo que deben trabajar en periodos no mayores de 12 horas continuas. Determinación convencional de la presión superficial de trabajo
Capacitación del personal Con objeto de garantizar el éxito de la perforación bajo balance se requiere de un buen programa de capaci-
Se sabe que el límite de presión se tiene en la capacidad y especificaciones de la cabeza o preventor rotatorio, pero en ningún momento es deseable lle-
var a este equipo a su límite de trabajo en condiciones dinámicas. Es indispensable antes de iniciar cualquier trabajo, determinar una presión convencional máxima de trabajo, que no debe exceder el 60 por ciento de la especificación del equipo rotatorio en condiciones dinámicas. El valor de esta presión se determinará en función de la condición de cada pozo, según su tendencia a la pérdida de circulación, presión, tipo de fluidos y velocidad de represionamiento del pozo. Esta presión debe mantenerse mediante la operación del estrangulador, pero si se tiende a salir de control, es necesario suspender la operación, detener el bombeo tanto de líquidos como de gases (si se están usando) y circular controlando la presión. Otras consideraciones El conjunto de preventores y la cabeza rotatoria deben estar debidamente centrados, con desviación máxima de 2o respecto a la vertical, para evitar consumo excesivo de elementos de sello por desgaste prematuro de estos y de los sistemas de rodamiento de la cabeza rotatoria. La velocidad de penetración máxima, definida en función de la capacidad de acarreo del fluido de perforación y la velocidad de asentamiento de los recortes y de las partículas producto del derrumbe de las paredes del pozo, no debe excederse para evitar crear puentes de recortes en el espacio anular. Si es posible, comparar el volumen recuperado de recortes con el que está generando al perforar, para determinar la eficiencia de la remoción. Fijar límites máximos de presión en el espacio anular para cada una de las operaciones (perforando o viajando). Durante la perforación normal, controlar la presión anular con el estrangulador. Al reducir el diámetro del estrangulador aumenta la contrapresión, y reduce la entrada de fluidos al pozo, principalmente gas que se expande en su viaje a la superficie y causa altas presiones anulares. Si la presión anular se aproxima al límite fijado, hay que detener la perforación y la rotación, levantar la barrena del fondo y cerrar el preventor anular. Se debe desfogar la presión anular entre la cabeza rotatoria y el preventor y circular la burbuja de gas como en un control normal de pozo; una vez estabilizada la presión hay que usar un orificio ligeramente más reducido, abrir el
preventor y continuar perforando. El diámetro del estrangulador puede ser tan pequeño como lo permita el pozo sin tener pérdida de circulación. Tener alta viscosidad en el lodo tiene ventajas, ya que incrementa la capacidad de suspensión de recortes, provee estabilidad al agujero y hace más lenta la migración del gas, pero se incrementan exponencialmente los efectos de surgencia y succión, de modo que puede hacer más fácil el succionarlo hacia el agujero. Además, al evitar la migración del gas, también lo retiene, haciendo difícil eliminarlo en superficie, se requiere, entonces ,de separadores de vacío. Esto, desde luego afecta al sistema de bombeo y es peligroso cuando se tiene entrada de gases amargos en el pozo. La sarta debe usarse sin elementos que dañen o sometan a trabajos excesivos a los elementos de sello de la cabeza rotatoria, por lo que debe de evitarse el uso de hules protectores, tubería con hombros rectos, bandas de material duro, marcas severas producidas por llaves de apriete. También ha de reducirse el uso de tubería pesada de perforación ya que el recalcado extra y la banda de material duro dañan prematuramente los hules de la cabeza rotatoria y no usar herramientas de forma espiral. Es preferible utilizar la flecha de perforación hexagonal ya que hace un sello más efectivo que la flecha cuadrada. El número de estabilizadores debe ser mínimo debido a que sobre ellos no se puede hacer sello, se debe controlar el pozo antes de sacarlos o introducirlos e instalar después el elemento de sello. Se debe contar con una válvula de seguridad de alta presión abierta, y, para cada conexión usada en la sarta, una válvula de contrapresión, por si es necesario. El uso de sistemas de rotación Top-Drive ofrece las siguientes ventajas: Permite perforar con tubería de cuerpo redondo, que hace mejor sello que cualquier flecha y proporciona mayor vida a los elementos de sello de la cabeza rotatoria. Reduce el número de conexiones requeridas en dos tercios, lo que ahorra tiempo e incrementa la seguridad. Permite la circulación y rotación ascendente durante el viaje, lo que reduce los problemas de pegaduras y permite mucha más excentricidad de la mesa rotaria y de los preventores, por tener su punto de giro por encima del piso de perforación.
Consideraciones al hacer conexión Los problemas inherentes a las conexiones son: 1) al suspender el bombeo, la alteración de la columna de fluido en el espacio anular genera el riesgo de atrapar la sarta por el asentamiento de los recortes y además consume tiempo y recursos al restablecer las condiciones de circulación; 2) el manejo de gas presurizado requiere seguir procedimientos de probada efectividad, para evitar accidentes personales y lavado de juntas de elementos tubulares. Consideraciones para viaje Para evitar problemas, el viaje debe analizarse en cuatro partes: 1) antes de detener la circulación se deben sacar del pozo los recortes ya sea circulando más tiempo o bombeando baches; 2) al detener la circulación se corren los riesgos descritos en el párrafo anterior, 3) al levantar la TP debe evitar la entrada de fluidos colocando baches; 4) al meter se debe reconocer cuidadosamente el agujero por posibles derrumbes de las paredes inestables del pozo o por entrada de fluidos de la formación. Preguntas y respuestas: 1.- ¿Oué es la perforación bajo balance? Es la técnica de perforación en que la densidad del fluido se diseña intencionalmente menor que la presión de la formación a perforar. 2.- ¿Cuál es la condición básica para aplicar perforación bajo balance? La perforación bajo balance es aplicable en rocas que se mantienen mecánicamente estables aun cuando la presión del yacimiento sea menor que la presión de formación o yacimiento. 3.- ¿Cuál sería el resultado de aplicar la perforación bajo balance en rocas mecánicamente inestables? El colapso o derrumbe del pozo 4.- ¿Cuáles son las diferencias básicas en criterios entre la perforación bajo balance y la perforación convencional? - La presión hidrostática del fluido de perforación es menor que la presión de la formación. - Se continúa perforando aun con pérdida de circulación - Se continúa perforando con el pozo fluyendo y con presión - Se pueden realizar viajes con presión controlada
5.- ¿Oué fenómenos fisicoquímicos básicos deben evitarse al seleccionar los fluidos a usar en la perforación bajo balance? Corrosión y combustión espontánea 6.- Mencione la clasificación de fluidos que pueden emplearse en perforación bajo balance, según el diagrama de Lorenz. Líquidos, Líquidos aereados (o nitrogenados), espumas estables, espumas con gas, rocío y gases. 7.- ¿Según esto, es indispensable usar un gas (aire, nitrógeno, gas natural, etc.) para operar en bajo balance, y por qué? No. El bajo balance puede alcanzarse aún con líquidos, usando una densidad menor que la equivalente a la presión del yacimiento. 8.- ¿Cuál sería el equipo adicional básico para aplicar perforación bajo balance? Equipo rotatorio, equipo de separación de fases, equipo de estrangulación y equipo de sensores de parámetros. 9.- ¿Cuántos tipos de equipos rotatorios existen? Dos. Cabezas rotatorias y preventores rotatorios. 10.- ¿Cuál es el elemento de control de la operación y de la seguridad? El estrangulador. 11.- ¿Al iniciar las operaciones que parámetro debe establecerse y respetarse para garantizar la seguridad de la operación? La presión convencional máxima de trabajo. 12.- ¿Oué valor máximo debe tener esta presión? El 60 por ciento de la especificación máxima de presión del equipo rotatorio en condiciones dinámicas. 13.- ¿Oué procedimiento debe seguirse si se pierde el control sobre la presión de trabajo? Suspender el bombeo y circular controlando la presión. Referencias 1.- "Procedimientos de Perforación bajo balance". Gerencia de Perforación y Mantenimiento de Pozos División Sur, 1998. 2.- "Documentación Técnica del Proyecto de Optimización de Perforación bajo balance", Subgerencia de Ingeniería, Gerencia de Perforación y
Mantenimiento de Pozos, División Sur, 1999. 3.- "Desarrollo de la Perforación bajo balance en el Campo Muspac", Miguel Angel Aguilar de la Serna, Unidad Operativa Reforma, 1996. 4.- SPE 35320. "Tecominoacán 408: Primera aplicación de perforación bajo balance en México Yáñez M. Maclovio y Valenzuela C. J. Martín, SPE México, 1996. 5.- SPE 38548 "Well control considerations for under balance drilling", Edward T. Bourgoyne. 6.- "Underbalance drilling manual", Gas Research Institute, 1997. 7.- "Air and Gas drilling manual", G.S.M. Robert D. Grace Co. Trainning Service. 8.- "Informe y procedimientos operativos para perforación bajobalance en los pozos Iride 1166 y Jujo 523" Valenzuela Cázares J. Martín y Solís Fuentes Epitacio, Perforación, División Sur. IV. AGUAS PROFUNDAS Introducción El concepto de Aguas Profundas varía de acuerdo con diversos autores; sin embargo, en términos generales se consideran aguas profundas aquellas de más de 400-500 metros (1,304-1,630 pies) de tirante de agua. Se considera que las aguas ultraprofundas comienzan a los 1,500 m (4 mil 891 pies), profundidad para la que generalmente se diseña la mayor parte del equipo de producción convencional. En el libro II de esta Colección (Equipos de perforación) se describen los tipos de equipos para operar costa fuera, incluyendo los utilizados en aguas profundas tales como:
• • • •
Barcos perforadores Semisumergibles Plataformas de patas tensionadas (TLP) Plataforma de mástil tipo boya (Spar Buoys)
El concepto de aguas profundas comienza a utilizarse a partir de 1947. En 1961 se instaló el primer árbol a una profundidad de 17 m. Pero el verdadero progreso ocurrió en los setenta, cuando inició la producción del campo Cognac, en el Golfo de México, a un tirante de 312 m. La perforación en aguas profundas permite desarrollar campos marginales en los cuales se conoce la
producción anticipada y resulta caro instalar plataformas. En perforación en aguas profundas, los primeros lugares los ocupan: 1.- Mar del Norte 2.- Brasil 3.- India 4.- Europa/África No obstante que las unidades flotantes se han utilizado para perforar desde los años setenta, debido al desarrollo de campos en aguas profundas se ha requerido incorporar nuevas tecnologías. A continuación se mencionarán las más importantes. Posicionamiento dinámico Posicionamiento dinámico significa permanecer en un punto del mar sin anclas y fue originalmente propuesto para el proyecto Mohole de la Fundación de Ciencias Naturales de los Estados Unidos. El posicionamiento fue usado en pequeños barcos para extraer núcleos del fondo del mar en tirantes de agua profundos. En la actualidad, el posicionamiento es una técnica para mantener automáticamente la posición de una unidad sin anclas, dentro de una tolerancia especificada por el uso de vectores de empuje para contrarrestar las fuerzas del viento, olas y corrientes que tienden a sacar a la unidad de la localización deseada, (ver figura 29). En la actualidad, las mejoras en diseño y confiabilidad permiten mantener una posición durante periodos prolongados. El incremento en la potencia disponible y los avances en el equipo de control ayudan a mantener la posición en niveles mayores de intensidad de olas y vientos. La posición se define en términos de porcentaje de profundidad de agua. Este es el el error horizontal de posición dividido por la profundidad de agua y multiplicado por 100. La tolerancia en la posición, expresada en por ciento de profundidad de agua, es conveniente porque define la posición y está relacionada con el nivel de esfuerzo en el conductor marino o en la sarta de perforación. El error máximo permisible, respecto a los niveles de esfuerzo en los materiales tubulares desde la unidad flotante al fondo del mar, es del cinco por ciento.
F gura 29 Pos c onam ento d nám co
Al aumentar la profundidad del agua, la tarea de posicionamiento dinámico se vuelve más fácil porque el mismo porcentaje de profundidades permite mayor movimiento en aguas más profundas; por ejemplo, dado un cinco porciento de exactitud requerida, es casi imposible permanecer dentro de 1.5 m (4.92 pies) en 30 m (100 pies) de tirante de agua. Igualmente con el mismo cinco porciento en 305 m (1,000 pies) de tirante, se permite un desplazamiento del pozo de 15 m (50 pies), la cual es una tolerancia realista. Compensación de movimientos en la superficie Compensadores de cable de registros eléctricos Existe un compensador de movimientos para contrarrestar el movimiento vertical de la unidad de perfora-
ción flotante durante las operaciones de toma de registros. Este aparato de compensación se cuelga debajo del gancho y usa un cable de acero guarnido, desde la parte superior del conductor marino pasando por la polea compensadora de movimientos, y que se fija al piso de perforación. La polea de registros se conecta a esta polea compensadora, la cual está colgada de un tensionador neumático. Compensador de movimiento vertical (CMV) La aplicación más importante de un compensador de movimientos de la sarta de perforación (CMV), es contrarrestar el movimiento vertical de la unidad de perforación que podría ser transmitido a la sarta de perforación (ver figuras 30 y 31). Esta anulación del movimiento mejora la operación de los siguientes procedimientos
F gura 30 S stema compensador de mov m entos vert ca es
Perforación
Sentando tubería de revestimiento
El CMV mantiene virtualmente un peso constante sobre la barrena, mejora la velocidad de perforación y aumenta significativamente la vida de aquélla. Además, permite cambios fáciles e instantáneos en el peso sobre la barrena al ajustar la presión en el CMV y sin tener que hacer viajes de tubería para agregar o quitar lastrabarrenas.
El CMV permite también que la tubería de revestimiento sea alojada con suavidad en su nido, hasta en condiciones adversas de oleaje o de movimiento vertical, lo que de otra forma sería imposible.
Sentando el conjunto de preventores Con el CMV se logra un sentado suave del conjunto de preventores sobre el cabezal del pozo, no sólo en forma más segura, sino aún en condiciones más severas de movimiento vertical, lo que no sería posible sin dicho elemento, lo que provocaría pérdida de tiempo si se esperan mejores condiciones de oleaje.
Seguridad en el control del pozo El CMV hace que se cierren los arietes sobre la tubería de perforación, eliminando el movimiento vertical y, por lo tanto, el desgaste de los elementos de empaque de los arietes y/o del preventor anular. Operaciones misceláneas El uso del CMV permite realizar operaciones que podrían no llevarse a cabo, ser obstaculizadas o sus-
tensionadores del conductor marino. Las técnicas y tecnologías básicas desarrolladas para los tensionadores del conductor marino fueron aplicadas en los compensadores de la sarta de perforación. Durante la operación de perforar, el peso de la sarta está soportado por los cilindros hidroneumáticos del CMV y el de la barrena sobre el fondo del pozo. Los cilindros están intercomunicados a tanques de aire de alta presión (lo mismo que en los tensionadores del conductor). El control de la presión de aire en los tanques de alta presión determina el nivel de tensión. Las técnicas apropiadas de perforación con el CMV siempre requieren que el ajuste de tensión sea menor que el peso de la sarta de perforación. Cuando la plataforma se mueve hacia arriba, los cilindros de soporte deben reciprocar para extender el CMV y comprimir el aire de los cilindros a los tanques de alta presión. El gran volumen de los tanques de aire de alta presión controla la variación debida a la compresión. Este movimiento reciprocante mantiene la carga de soporte preseleccionada (tensión), manteniendo prácticamente el mismo peso sobre la barrena.
F gura 31 Compensador de mov m entos vert ca es
pendidas porque la sarta de perforación se mueve simultáneamente con la unidad de perforación. Métodos básicos del funcionamiento del compensador de movimiento vertical Todos los CMV de equipos marinos de perforación son aparatos tensionadores que operan por medio de aire, funcionan con la diferencial de peso suspendido de la sarta de perforación y el nivel de tensión calibrado en el CMV. El peso de la barrena es igual al peso de la sarta de perforación, menos el ajuste de la tensión en el CMV. Los niveles de la tensión son controlados en la misma forma que en los
Cuando la plataforma se mueve hacia abajo, los cilindros de soporte retienen al CMV. El movimiento hacia abajo tiende a poner más peso sobre la barrena, pero como los cilindros conservan la presión preseleccionada, éstos retraen al CMV manteniendo la tensión y, en consecuencia, el peso sobre la barrena. Durante la retracción del CMV, el aire se expande de los tanques a los cilindros, lo que conserva el nivel de presión deseado. Compensador montado en la polea viajera Entre la polea viajera y el gancho, se encuentra el dispositivo tensionador con la función de soportar la sarta de perforación y anular el movimiento vertical. Su nivel de tensión es controlado por técnicas idénticas al tensionador del conductor marino.
Cilindro tipo compresión Esta técnica aplica aire de alta presión al lado ciego del cilindro, entre la polea viajera y el gancho. La lubricación y el control de seguridad se obtiene por la conexión de un tanque de baja presión de aire y aceite en el lado del vástago del cilindro. Una cadena guarnida en los cilindros genera una carrera de compensación del doble de la carrera del cilindro. En otras palabras, una carrera de 2.7 m del cilindro proporciona 5.4 m de compensación de movimiento. Operación de un compensador de movimientos verticales Comienzo o inicio de la perforación Después de ajustar el nivel de tensión deseado en el CMV y hacer las conexiones en la sarta de perforación, se baja la sarta en el agujero hasta que la barrena toca fondo. Al hacer contacto con el fondo se continúa bajando la polea viajera para que la carrera del CMV llegue a su punto medio. Se podrá observar que el nivel de tensión del CMV siempre es menor que el peso total de la sarta de perforación. Por tanto, el compensador se extenderá a su longitud total antes que la sarta se levante de las cuñas. Cuando se llega al fondo con la barrena, el compensador se retrae y empieza a soportar el peso de la sarta igual a su nivel de tensión. Esta diferencia en peso y tensión es regulada por el CMV sobre la barrena al bajar la polea viajera aproximadamente la mitad de la carrera total. El perforador baja la polea viajera para mantener al CMV reciprocante cerca de la mitad de su carrera y el peso sobre la barrena será controlado por el CMV conservando la carga preseleccionada. El uso del CMV para operaciones de perforación, permite usar el perforador automático en equipos flotantes.
pleta (el peso del conjunto excede el ajuste de tensión). Cuando se llega al fondo del mar con el arreglo de preventores, el contacto inicial sobre el cabezal del pozo permitirá al compensador retraerse en su carrera. Sin embargo, el compensador continuará soportando casi toda la carga (una cantidad igual al ajuste de tensión), dejando que el cabezal cargue solamente la diferencia entre el ajuste de tensión y el peso del conjunto de preventores. Esta técnica permite el sentado (instalación) y la recuperación del conjunto de preventores en condiciones adversas de oleaje, lo que sería imposible de otra manera. Sentado de la tubería de revestimiento El procedimiento es similar al descrito para sentar el conjunto de preventores. Esta maniobra de sentar lentamente la T:R., permite llevar a cabo la operación en condiciones de movimiento vertical bastante amplio, sin que ocurran daños a los colgadores y sus sellos. Sistema de tensionadores de líneas guía en plataformas semisumergibles Para que sean efectivos los cables guía del cabezal submarino deben estar tensionados. Para mantenerlos a un nivel de tensión preseleccionado, se aplican tensionadores hidroneumáticos a cada uno de los cuatro cables guías del cabezal y, normalmente, a las líneas del control del conjunto de preventores (ver figura 32). Los tensionadores de los cables guías operan de la misma manera que los tensionadores del conductor marino y están diseñados igual, excepto que son más pequeños. La operación normal de los tensionadores de los cables guía es a niveles de alta tensión para guiar el cabezal submarino, por ejemplo, 4.5 y 7 toneladas (10 mil y 16 mil libras) son comunes, aunque después de sentar el equipo en el cabezal los niveles de tensión se reducen a 1 o 4 toneladas (2 mil u 8mil lb) para reducir desgaste y fatiga en el cable de acero.
Sentado del conjunto de preventores Base guía temporal y permanente Con el CMV se puede sentar suavemente al conjunto de preventores en el cabezal submarino. La técnica consiste en ajustar el nivel de tensión del CMV unos cientos de libras menos que el peso del paquete que se va a sentar en el fondo del mar. Cuando comienza a levantarse la sarta de la araña, se levanta la polea viajera y se extiende el CMV a su carrera com-
La base guía temporal es una estructura soldada con un circulo central, en donde se aloja el housing del cabezal de 30 pg. ( ver figura 33). Esta estructura se utiliza para guiar la barrena al iniciar la perforación.
F gura 32 Tensonadores de íneas guías
La base guía permanente es un armazón estructural que contiene cuatro postes guías removibles (ver Figura 34), cuya función principal es proporcionar una guía rígida para sentar el conjunto de preventores y posteriormente el cabezal de 30 pg, colocándola sobre la estructura temporal. El círculo central tiene una hendidura para el anillo de retención en el cual se ancla el housing del cabezal de 30 pg.
F gura 33 Estructura guía tempora
Los postes guía están asegurados en su receptáculo por medio de clavijas de 2 pg (51 mm), para su fácil instalación y remoción. Una clavija tiene un perno para prevenir la rotación. Cuando son tensionadas las líneas guía, los postes salen seis pulgadas (152 mm) hacia arriba de la base guía, lo que proporciona una amortiguación al anclar el equipo.
conductores marinos: los usados para operaciones de perforación y los usados para operaciones de producción. Componentes básicos de un sistema conductor marino para perforación La sarta del conductor para una unidad de perforación flotante está compuesta normalmente de tramos de 15.25 m de largo, almacenados en cubierta durante el tránsito hacia la localización. Los extremos de cada tramo tienen juntas integrales de acoplamiento rápido. La junta telescópica, que se encuentra en el extremo superior del conductor, normalmente se diseña para un movimiento vertical entre 4.57 a 9.14 m.
F gura 34 Estructura guía permanente
La unidad se lleva al fondo marino por el housing del cabezal de 30 pg, usando cuatro seguros los cuales se sujetan en el interior de éste, e impiden que la base guía rote. Los cuatro postes guía tienen una ranura especial para la línea guía, alojan y sostienen a ésta y prevén su fácil remplazo ya sea por un buzo o un vehículo de operación remota (ROV). Las bases guías permanentes también pueden ser usadas para sentar los árboles de producción submarina y para guiar la herramienta de los riser del Tie Back. La base cuenta con un extremo para alojar la brújula de balancín (nivelación horizontal). Conductores marinos (RISER) Un conductor marino o riser se puede describir como un conducto desde la plataforma al fondo del mar, por medio del cual circula el lodo de perforación y sirve como guía a la sarta de perforación. (Ver figuras 35 y 36). Existen dos clases de
El sistema de tensionadores se conecta al extremo fijo del barril exterior de la junta telescópica, para proporcionar la fuerza axial suficiente y prevenir que la sarta del conductor se flexione. El barril exterior y la sarta del conductor marino tienen movimientos laterales, inducidos por el movimiento lateral y longitudinal de la unidad, pero no tienen movimiento vertical. Cuando ésta se mueve verticalmente, se mueve junto con la camisa interior de la junta telescópica. Las juntas esféricas colocadas en cada extremo del conductor marino permiten la rotación en cualquier dirección entre 7 y 10 grados. Por lo regular, pocos operadores instalan dos juntas esféricas, lo que es más confiable, pero resulta más costoso y su instalación toma tiempo de equipo. El arreglo más común es usar una junta esférica en la parte superior del conjunto de preventores, que se sienta en el cabezal del pozo. Este se une a la base guía, la que queda colocada en el conductor de 30 pg. Juntas de conductor marino Los sistemas actuales usan líneas de matar y estrangular integradas al tubo del conductor. Cuando los tramos del conductor se están armando al sentar y conectar un tramo con otro, las líneas de matar y estrangular se conectan automáticamente. Los requerimientos del conjunto de preventores han sido el factor decisivo para determinar el diámetro y características del conductor marino y la fuerza requerida de los tensionadores.
Cuando se detecta un brote potencial, se bombea lodo por la línea de matar hasta el conjunto de preventores para restablecer el equilibrio de presiones en el agujero. Cuando se presenta gas en exceso, se cierra el preventor esférico y el de arietes alrededor de la tubería de perforación. El gas en el múltiple de estrangulación se elimina usando la línea de estrangulación. Junta telescópica Existen dos tipos de juntas telescópicas usada en los conductores marinos. La más común es la de sistema de tensión constante, debido a que su mantenimiento es más fácil y porque mantiene una fuerza igual en los cables de acero conectados a la camisa exterior de la junta telescópica. Este método utiliza un sistema de guarnido debajo del piso de perforación. Otro tipo de junta usa el sistema tensionador axial directo. Este es un mecanismo donde los sellos y el anillo guía de la junta telescópica, están diseñados para compensar por presión interna y tiene la doble función de permitir el movimiento vertical de la unidad de perforación y actuar como un pistón tensionador directo.
F gura 35 Conductor mar no (r ser)
Líneas de matar y estrangular Estas líneas corren a lo largo del conductor hasta el conjunto de preventores a la altura de la junta esférica. Existen varios diseños, pero el más utilizado consta de tubos con vueltas de 360o para dar la flexibilidad requerida al extremo inferior del conductor marino. Las líneas de matar y estrangular ayudan a controlar los cabeceos evitando que éstos se conviertan en reventones.
En el extremo superior de la junta telescópica, se instala un desviador de flujo mediante el cual, dependiendo de la magnitud del cabeceo, se envía el lodo gasificado a la temblorina a través de la línea de flote o las líneas de venteo a babor, estribor, a popa o proa de la unidad. Efecto de flotación en conductores marinos (RISER) En el conductor marino la máxima tensión ocurre en el extremo superior y disminuye con la profundidad del agua. En aguas muy profundas se requiere de algún tipo de flotación adicional para mantener al sistema tensionador dentro de los límites prácticos. Se debe recordar que la fuerza de arrastre de la
corriente aumenta con el cuadrado de la velocidad y el diámetro del conductor marino. Esto quiere decir que el diámetro exterior de los cilindros adicionales de flotación debe reducirse al máximo. Se han usado cilindros de espuma y cámaras de acero asegurados al conductor marino, aunque los primeros se deterioran rápidamente y requieren mantenimiento constante. Uno de los requerimientos para los sistemas de conductores en aguas profundas, es que floten neutralmente o ligeramente positivo, con la flotación distribuida a lo largo de una sección del conductor. Si una sección del sistema de conductor flota en exceso, la falla en una junta del mismo, lo enviará hacia arriba, como un cohete, a través del piso de perforación. Revisión analítica de sistemas de conductores Los análisis para el diseño de conductores marinos deben considerar los esfuerzos a que están sometidos: · Axial que se debe a la carga de los tensionadores, flotación del conductor, peso del conductor, densidad del lodo, fuerzas por corrientes marinas y fuerzas originadas por las olas. · Radial es causado por la presión interna de la columna de lodo y por la diferencial de presión de los cabeceos. · Fuerzas externas resultan de la presión hidrostática del agua. Sistema tensionador de riser marino en una plataforma semisumergible El sistema normalmente cuenta con ocho tensionadores de conductor marino (80K) con carrera de 12.5 x 4 pies y capacidad de 80mil lb cada uno con poleas de 52 pg y cables de 1 % pg. Un conductor marino operado en un equipo de perforación marina flotante fallará o se colapsará en tirantes de agua de 60 a 91 m. si no es soportado parcial o totalmente. El conductor está unido al fondo marino por medio del conjunto de preventores y no se puede unir firmemente a la unidad de perforación flotante debiF gura 36 S stema de conductor mar no
do a los movimientos de la misma. El soporte tiene que ser por tensión axial aplicada a la parte superior del conductor y/o flotación a lo largo de la longitud del conductor. Al incrementarse el tamaño del conductor marino, la profundidad del agua, las condiciones del mar, la densidad del lodo, etc., también aumentan los requerimientos de tensión axial para proporcionar el soporte adecuado.
Capacidad de tensión
El cálculo de la tensión axial requerida es un problema complejo de flexión de una viga con algunas variables. Esta solución matemática debe utilizarse en todas las aplicaciones de campo; sin embargo, como regla general, para determinar una aproximación de la magnitud de la tensión se utiliza el peso del riser sumergido en agua y se considera la densidad del lodo como factor de seguridad.
Carrera del cable de acero
Esta se determina para el máximo requerimiento de tensión. Varios tensionadores se utilizan en todos los sistemas de risers. Las unidades de tensionadores múltiples cuentan con gran capacidad y permiten la operación segura con una unidad fuera de servicio o en mantenimiento.
La carrera del cable de acero del tensionador debe exceder el máximo movimiento vertical esperado de la unidad de perforación flotante, mientras el conductor marino esté conectado al cabezal del pozo o a los preventores. Hay que considerar los movimientos de mareas, ajustes al conectar el conductor marino y cambios en la condición de lastre de la unidad.
La tensión nominal es la siguiente: T nominal = (peso del conductor marino en agua + peso del lodo de perforación en agua) * 1.20 Este nivel de tensión mantendrá el tramo inferior del conductor marino tensionado, al exceder el peso del conductor. Los tensionadores normales que se usan son de 27 y 36 toneladas (60 mil y 80 mil lb) de capacidad por tensión. Estos son usados en sistemas que se componen de 4, 6 y 8 tensionadores (ver figura 37). Los tensionadores del conductor marino son operados mediante un mecanismo y el sistema debe tener c a p a c i d a d para monitorear continuamente (sistema re dundante) y fu nciona r eficientemente inclusive con un tensionador fuera de servicio. F gura 37 S stema tens onador de r ser
Velocidad de respuesta El tensionador debe tener capacidad para responder a la máxima respuesta pico del movimiento vertical de la unidad flotante. Esta respuesta será igual o mayor a la máxima velocidad vertical instantánea del movimiento del equipo, que excede el promedio de la velocidad vertical del equipo. La máxima velocidad V, puede ser calculada suponiendo que las olas son senoidales: V= Movimiento vertical (pies) x K / periodo (seg.) Cilindro doble acción, tipo compresión Este cilindro hidroneumático es de doble acción. La presión actúa en el área del pistón y lo obliga a extenderse. La fuerza de extensión es igual a la presión multiplicada por el área del pistón. Por ejemplo, un cilindro con diámetro inferior de 14 pg, presiona sobre las 154 pg del área del pistón a 2 mil lb/ pg2, la fuerza de extensión sería de 308 mil lb. Vehículo de operación remota (ROV) El vehículo de operación remota es una de las herramientas indispensables para la perforación de un pozo en aguas profundas en una unidad flotante de perforación (figura 38). A continuación se describen las principales características técnicas del ROV "Scorpio": · Capacidad de trabajo: 10001500 m; · Dimensiones Alto:1.57 m, Ancho:1.49 m, Largo 2.74 m; · Cuenta con 5 propulsores. · Potencia hidráulica: 75 HP a 2500 psi, 36 GPM, 1000 VCA, 3 fases, 50/60Hz. · Televisión: Vídeo cámara SIT de alta resolución con un nivel bajo de luz, la cámara suministra 525 líneas a 60 Hz, · Tiene un lente con corrección de enfoque y mecanismos para sus movimientos verticales y laterales.
· Cuenta con seis lámparas de yoduro de cuarzo de intensidad variable. · Panel de control de movimientos verticales y horizontales: Con rotación a 320o y movimiento vertical, con lectura de posición a control remoto en superficie. Selección del sistema de explotación Por lo antes mencionado, un punto clave en el desarrollo de campos en aguas profundas es determinar cuál sistema utilizar: flotante o submarino. El sistema flotante se ha desarrollado mucho en los últimos años, aunque la industria petrolera está aceptando que el sistema submarino o el submarino combinado con el flotante tendrán que ser el medio para alcanzar los campos ultraprofundos. El auge de los proyectos en aguas profundas se debe a que de éstos, frecuentemente se pueden obtener gastos de producción impresionantes, lo cual compensa evidentemente los altos costos de exploración y desarrollo. La industria se está enfocando a obtener los mayores beneficios de sus actividades de exploración y producción, y factores tales como la producción por pozo, son los que están conduciendo a la industria al desarrollo de campos en aguas profundas, a pesar de los riesgos involucrados.
F gura 38 Vehícu o de Operac ón Remota (ROV S S Mata Redonda)
Por ejemplo, Shell señala que la mayor parte de sus desarrollos en el Golfo de México tienen pozos que producen un promedio de 20 mil bl/día; con el desarrollo del campo Bonga, en Africa, se espera que algunos pozos lleguen a tener producciones de más de 40mil bl/día. Esto ha sido fuertemente apoyado por los avances que ha logrado la industria en materia de diseños de terminaciones, perforación horizontal y multilateral. Debido al número creciente de equipos de perforación para aguas profundas disponibles para explorar estas áreas y al avance continuo en las tecnologías de perforación, se predice por ejemplo, la llegada de la perforación sin risers en un futuro cercano. Conceptos tales como la perforación sin risers y los equipos de perforación submarinos pueden parecer ciencia-ficción en este momento, pero se dijo alguna vez lo mismo acerca de los sistemas LWD y MWD (registros y medición durante la perforación, respectivamente). La capacidad de realizar mejores caracterizaciones y predicciones subsuperficiales también hace menos riesgosas estas operaciones, y posiblemente los estudios sísmicos para encontrar y caracterizar yacimientos y reservas sea la herramienta más efectiva para la exploración en aguas profundas. Problemas de perforación en aguas profundas y ultraprofundas En aguas ultraprofundas los pozos serán perforados con equipos de posicionamiento dinámico. Aproximadamente se han perforado 58 pozos en aguas con tirantes mayores a los 5mil pies. Aunque este tipo de perforación ha sido, en general, de tipo exploratorio, esto cambiará conforme más compañías empiecen a desarrollar las grandes reservas descubiertas. Problemas de posicionamiento del equipo Para mantener el equipo en su localización se utilizan sistemas redundantes computarizados de posicionamiento dinámico, que reducen el riesgo de costosas interrupciones provocadas por incapacidad para mantener la posición. Los sistemas de posicionamiento dinámico más refinados cuentan con procedimientos de redundancia triple y están basados en múltiples referencias de posicionamiento. Los
generadores, los alimentadores de combustible y de agua de enfriamiento, así como los sistemas de manejo de energía, distribuidores y generadores de energía continua deben estar diseñados para ser confiables y configurados para la redundancia. Todos los equipos deben tener la capacidad de identificar y estar preparados en cualquier momento si se presenta una falla en el sistema de posicionamiento dinámico. Los problemas más serios de los sistemas de posicionamiento dinámico son el drive-off (desviación) y el drift-off (la deriva). Durante el driveoff, el equipo es accionado hacia una posición lejos del pozo, ocurre cuando el sistema de posicionamiento dirige al equipo lejos de la localización. Puede ser provocado por una mala interpretación del sistema. El drift-off sucede cuando el equipo pierde potencia y las fuerzas ambientales lo empujan fuera de la localización. En ambas situaciones, los preventores deben cerrar el pozo y al riser antes de que el sistema del mismo, el cabezal o la tubería de revestimiento sufran daños. Manejo de energía El manejo de energía es clave para minimizar la posibilidad de un apagón que el drift-off pueda provocar. Este sistema ha sido diseñado para que, automáticamente, ponga en línea a los motores cuando sea necesario, debido a variaciones de corriente. El sistema de manejo de energía está configurado para darle preferencia a los sistemas de posicionamiento antes que a cualquier otro, como podría ser el piso de perforación o las bombas de lodo. El sistema de manejo de energía debe identificar efectivamente la potencia disponible y la consumida, con el fin de mantener un margen de la primera adecuado para mantener el equipo en la localización. Sistemas de posicionamiento dinámico Los sistemas de posicionamiento dinámico utilizan procedimientos de referencia de posición acústicos y satélites. Los acústicos incluyen líneas de fondo largas (long-baseline, LBL), de líneas cortas (SBL) y de líneas ultra cortas (USBL). Generalmente, los LBL son más precisos y tienen menos variaciones conforme se incrementa la profundidad. Pueden proporcionar una precisión de un círculo de 3 pies comparados con los SBL o USBL, que tienen precisiones de 0.5 por ciento respecto a la profundidad del agua. Sin embargo, en aguas profundas, los LBL tienen un
ritmo de actualización más lento que SBL o USBL. Todos los sistemas de referencia de posición acústicas requieren múltiples hidrófonos y transductores para una adecuada redundancia del sistema. Los de referencia acústicos también son sensibles a las capas termales que hay en las columnas de agua o a los cambios significativos en salinidad. El ruido generado por el movimiento de la embarcación (provocado por el oleaje) o por otras fuentes acústicas puede provocar fallas operativas. Los de posicionamiento operados vía satélite utilizan una tecnología llamada "Sistema Diferencial de Posicionamiento Global" (DGPS). Un proveedor comercial debe proporcionar un factor de corrección o "diferencial" para interpretar las señales de los satélites. Por lo general, estas señales llegan al equipo por medio de dos diferentes trayectorias. Además, normalmente los equipos cuentan con dos receptores DGPS para redundancia. Posicionamiento Aunque se pone mayor énfasis en el diseño y la regulación de los sistemas de redundancia, la mayor parte de los problemas de posicionamiento son errores humanos. La experiencia, el entrenamiento, los procedimientos y el ambiente de trabajo son más importantes que el equipo o los sistemas para evitar estos problemas.
dinámico se moverán de la localización, alejándose de la trayectoria de la tormenta. El tiempo que se necesita para asegurar el pozo y recuperar el riser puede obligar a comenzar los procedimientos de abandono antes de tener la seguridad de que la tormenta afectará la localización. Problemas de control de los preventores Los equipos para aguas ultraprofundas requieren de preventores eficientes. En una falla del sistema de posicionamiento, aquéllos deben asegurar el pozo y liberar el riser antes de que las condiciones meteorológicas hagan fallar a éste o al pozo mismo. Los equipos para aguas ultraprofundas utilizan un sistema electrohidráulico múltiplex para control de los preventores. Las funciones del arreglo se controlan por medio de una señal eléctrica enviada para liberar la presión hidráulica almacenada en los acumuladores de los preventores submarinos. Durante una desconexión de emergencia, se pueden realizar 47 operaciones del arreglo en 30 segundos. En el diseño y fabricación del sistema de control de los preventores, es importante analizar por completo fallas y efectos a fin de eliminar puntos potenciales. El mejor método para minimizar los problemas en el campo es comprobar de manera rigurosa el sistema, lo que incluye: pruebas de precalificación de cada uno de los componentes; así como del sistema, simulando condiciones ambientales.
Problemas ambientales Conector inferior del riser (LMRP) Corrientes cíclicas En el Golfo de México, es una zona de fuertes corrientes, cercanas a la superficie se han encontrado corrientes mayores a los cuatro nudos. La corriente cíclica provoca problemas de posicionamiento y de manejo de risers. La mayor fuerza ambiental resulta cuando el viento y la corriente cíclica se encuentran desfasados 90o. Aun si el equipo se mantiene en posición, la corriente cíclica puede generar un ángulo en el riser, el cual no permite perforar.
El componente más crítico del arreglo que debe funcionar durante una desconexión de emergencia es el conector LMRP. Si esta conexión no se libera cuando el equipo se mueve de la localización, puede dañarse al riser, al arreglo de preventores, al cabezal y a la tubería de revestimiento conductora. Para evitarlo, es necesario realizar, previamente, una prueba de campo del sistema de desconexión de emergencia. Otro aspecto crítico es el alineamiento para una reconexión del conector. Otros sistemas para control de preventores
Abandono por huracán Cuando se está operando en aguas profundas el abandono por huracán es preocupación importante. Por lo general, los equipos de posicionamiento
La mayor parte de los arreglos de preventores para aguas ultraprofundas cuentan con el apoyo de vehículos operados a control remoto (ROV) para intervenir. Normalmente, ambos conectores y de dos a
tres preventores simultáneamente pueden operarse a través de una línea hidráulica temporal proporcionada por el ROV. Esto suministra redundancia, aunque se pueden requerir varias horas para lanzar el ROV. Existen sistemas de control, llamados de "hombre muerto" , que cierran el pozo si se pierde potencia eléctrica, hidráulica y comunicación con la superficie. El beneficio de este control es asegurar al pozo y proteger el ambiente si hay una falla catastrófica del sistema del riser. Con frecuencia, como un sistema de respaldo o emergencia, se proponen los controles acústicos para los preventores. Aunque estos sistemas han sido diseñados para funcionar bajo condiciones normales de aguas profundas, existe preocupación de que el ruido provocado por un reventón en el pozo, enmascare la señal acústica de control y haga inútiles a estos sistemas. Problemas de manejo de los Risers El sistema de manejo de risers para aguas ultraprofundas debe desplegar, controlar y recuperar el riser, el cual puede tener un periodo axial natural cercano al periodo de tirón del equipo. Al igual que los otros sistemas de los equipos para aguas ultraprofundas, éste esta diseñado para desconexiones de emergencia. Además, después de la desconexión, el riser debe quedar liberado y sin carga hidrostática generada por la densidad del lodo. Los tensionadores del equipo, deben mantener un ángulo mínimo del riser para reducir el desgaste potencial del mismo y del equipo de perforación en general. Otro gran problema es la predicción exacta del comportamiento del riser liberado y colgado, especialmente durante tormentas. El arrastre ejercido sobre el riser depende del movimiento de la embarcación y del perfil de las corrientes, lo que varía significativamente en toda su longitud. El indicador de peso con un riser libre de 6 mil pies varia de 800 a 1,200 kip (1 kip = 1000 lbs.). Además, como la tensión acumulada en el riser se libera rápidamente durante una operación de desconexión de emergencia, la secuencia de desconexión se diseña para permitir que los tensionadores levanten el LMRP del arreglo de preventores y evitar que estén en contacto.
Problemas de control de pozos Pérdidas de presión por fricción En pozos en aguas ultraprofundas, las pérdidas de presión por fricción provocadas por la circulación a través de estranguladores y líneas de matar, son mayores que las generadas en pozos en aguas someras, esto se debe a la mayor longitud de la línea de matar y a las mayores viscosidades del fluido, provocadas por las temperaturas más bajas. Muchos de los nuevos equipos diseñados para perforar en tirantes de agua mayores a los 10 mil pies, utilizarán estranguladores y líneas de matar con diámetros internos de 4 W pg en lugar 3 pg, que son los que se utilizan actualmente. Las líneas con diámetros internos mayores reducen la contrapresión aplicada al pozo cuando se circula y permiten mayores gastos de circulación. Formación de hidratos Los pozos en aguas ultraprofundas son más susceptibles a la formación de hidratos por sus temperaturas más bajas que las encontradas en los tirantes convencionales de perforación costa fuera y la mayor columna hidrostática generada hace más difícil inhibir las condiciones de formación de hidratos. Los hidratos pueden ser un problema tanto en el agujero como en el exterior del arreglo en pozos ultraprofundos. La mayor parte de los problemas por formación de hidratos que se enfrentan durante la perforación, ocurren después de un periodo en que no exista circulación. El método del perforador para circular brotes, que no requiere esperar para densificar el fluido de control puede reducir la posibilidad de que se formen. Circular el agujero proporciona una verdadera inhibición cinética y agrega calor proveniente del equipo y de las bombas. Los diseños del sistema de cabezal y de las conexiones han sido mejorados para minimizar la formación de hidratos en y alrededor de los preventores submarinos. También el fluido caliente circulando en los preventores a un gasto máximo ha derretido los hidratos que se habían congelado en el conector de los preventores. Sin embargo, algunos pozos se han tenido que abandonar permanentemente, cortando la tubería de revestimiento, porque el conector no pudo ser liberado debido a los hidratos.
Problemas con la tubería de revestimiento La pegadura de tuberías de revestimiento representa un gran problema para cualquier equipo flotante, aunque es más crítico en equipos de posicionamiento dinámico para aguas profundas. Por tal razón, estos equipos toman precauciones especiales cuando se van a introducir tuberías de revestimiento, como mantener un técnico electrónico en el cuarto de control del posicionamiento dinámico, un electricista en el cuarto de control del generador, el técnico de perforación en el piso y al capitán monitoreando las condiciones climatológicas. Los arietes de corte para tuberías de revestimiento que pueden cortar tuberías de 13 5/8 pg, 88 lb/pie, reducen los riesgos de desconexión de emergencia cuando se tiene tubería de revestimiento dentro del arreglo submarino. El colapso de la tubería de revestimiento también ha sido un problema en aguas profundas. En ocasiones, debido a que fue introducida sin llenar la sarta de tubería de perforación utilizada para introducirla. Normalmente, esto ocurre cuando la tubería de revestimiento es llenada pero la tubería de perforación se mantiene vacía. Requerimientos de personal La construcción de equipos para aguas ultraprofundas está en su apogeo, lo que incrementará utilización en los próximos años. Podrían llegar a requerirse entre 5 mil y 6 mil personas para operar la flota de 25 a 30 equipos para aguas ultraprofundas. Por tanto será necesario entrenamiento especializado, aun cuando muchas de las operaciones en estos nuevos equipos sean similares a las que se realizan en los ya existentes. La industria debe reconocer que es necesario un enfoque de capacitación para asegurar que el personal tenga las habilidades de realizar operaciones en aguas ultraprofundas de manera segura y eficiente. Costos Por otro lado, resulta indispensable reducir los costos actuales de desarrollo de campos en aguas profundas. Sin embargo, el que algunas compañías puedan producir ahora de manera económica en aguas de casi 2 mil m de tirante quizá no siga siendo sorprendente, en tanto que los principales proyectos mundiales, como el DeepStar en el Golfo de México, el PROCAP 2000 en Brasil, el AMJIG (Atlantic Margin Joint Industry
Group) en el Reino Unido y el Norwegian Deepwater Programme (Programa Noruego de Aguas Profundas), están actualmente enfocados a calificar tecnología y técnicas para su uso en tirantes de agua de hasta 3 mil m. La realidad no es tan simple, en tanto las condiciones de aguas profundas no son las mismas en todo el mundo. Las condiciones encontradas en el margen del Atlántico -frecuentemente con proyectos no tan profundos como los del Golfo de México, Brasil o el Oeste de Africa- pueden ser extremadamente difíciles de manejar, en términos de viento, oleaje y corrientes, ya que generan fuerzas sobre los sistemas flotantes de producción, en los risers asociados y en los cabezales submarinos. Por ejemplo, en el invierno estas fuerzas son mayores 10 veces a las generadas en el Golfo de México. Brithish Petroleum tiene experiencia de primera mano sobre estas condiciones en los campos Foinaven y Schiehallion, al oeste de Shetland. Sin embargo, esta compañía experimentada aún está aprendiendo de lo que esta región es capaz. Además, alrededor del mundo, las condiciones del fondo marino en áreas activas de aguas profundas presentan otros serios problemas de equipo submarino y también los acuíferos someros han representado serios problemas de estabilidad. Uno de los principales aspectos aún en estudio, es hacer fluir hidrocarburos multifásicos "calientes" por medio de líneas localizadas en aguas frías, a veces casi congeladas, a través de grandes distancias, lo que resulta frecuentemente inevitable. La formación de hidratos y parafinas en las líneas ha provocado problemas de flujo y taponamientos; pero la industria se encuentra aún en busca de métodos de limpieza, aunque varias soluciones por medios químicos, métodos de calentamiento/aislamiento de la tubería y otras investigaciones están tratando de vencer el problema. Sin embargo, en términos de sistemas de producción, la industria sigue confiando en la viabilidad tanto de los sistemas flotantes de producción, tales como las barcazas flotantes de producción y almacenamiento (FPSO), las plataformas con piernas tensionadas (TLPs) y semisumergibles; así como en los sistemas submarinos. Los avances sistemáticos que han tenido en los últimos años estos dos campos de tecnología, frecuentemente interrelacionados, tienen un efecto directo en la capacidad de los operadores para accesar las reservas en aguas profundas.
Expansión del mercado Todos los nuevos desarrollos en estas tecnologías, han fomentado el interés de las compañías petroleras por desarrollar campos en aguas profundas y ultraprofundas. Como resultado, el mercado ha crecido masivamente en un periodo relativamente corto, creando nuevas oportunidades de desarrollo, al mismo tiempo que muchas de las operaciones convencionales costa fuera han ido decreciendo.
Estas cifras son impresionantes y nos muestran que los desarrollos en aguas profundas no son una frontera irreal, sino que representan el futuro de la industria costa fuera. Hace veinte años, la perforación costa fuera no enfrentaba problemas como la corriente cíclica y los flujos en aguas someras que provocan gran impacto en el éxito y los costos de la exploración y desarrollo de campos en aguas profundas. Todo parece indicar que la nueva actividad de perforación en aguas ultraprofundas enfrentará, de igual manera, nuevos problemas. Pero la industria se beneficiará mejorando la seguridad y compartiendo nuevas experiencias.
Los hechos hablan por sí mismos. En 1998, existían cerca de 28 campos en aguas con tirantes de agua mayores a los 500 m alrededor del mundo, produciendo conjuntamente alrededor de 935 mil b/día. De acuerdo a un reporte confiable, tan sólo las reservas recuperables totales de esos mismos campos eran de 8 mil 400 millones de barriles. Aún más importante, las reservas mundiales de yacimientos descubiertas en aguas profundas son de casi 43 mil millones de barriles con una tendencia a ser de 100 mil millones de barriles.
En las tablas 5, 6 y 7 se muestran algunas cifras relevantes relacionadas con los desarrollos en aguas profundas.
AGUAS PROFUNDAS Tab a 5 Pronóstico de campos produciendo en aguas profundas entre 1998-2004 Golfo de México Brasil (USA) 1998 16 11 1999 26 13 2000 35 15 2002 45 18 2004 53 21 Fuente: Deepwater Oil & Gas Monthly/SREA
Africa Occidental 0 0 2 8 12
Lejano Oriente 0 0 0 3 5
Resto del Mundo 1 1 2 4 5
Total 28 40 54 78 96
Tab a 6 Estimación de reservas mundiales probadas y probables en aguas profundas (MMBls)
Probadas Probables Fuente: SREA
Golfo de México (USA) 6,500 12,000
América del Sur 17,000 15,000
Africa Occidental 8,500 15,000
Lejano Oriente 8,000 21,000
Antártida
Otros
18,000
3,500 5,500
Tab a 7 Porcentaje de campos futuros por método de desarrollo Prof. (m) 300 350 400 450 Plataformas 7 5 7 0 Plat. y equipo submarino 0 5 0 0 Perforación de Alcance 0 0 0 0 Extendido Sistemas flotantes de producción y 50 55 86 25 almacenamiento (FPS) Plat. y FPS 7 0 0 0 Sistemas submarinos a 36 30 7 75 plataformas Fuente: Douglas-Westwood’s World Deepwater Report
500 0 0
600 15 0
700 0 0
800 0 0
900 0 9
1,000 0 10
1,500 0 0
2,000 0 0
2,500 0 0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
50
62
71
83
73
90
91
100
100
0
0
0
0
0
0
0
0
0
50
23
14
17
18
0
9
0
0
Preguntas y respuestas 1.-¿Cuál es la profundidad de tirante de agua para considerar la perforación en aguas profundas?
R: Deepstar en el Golfo de México, el PROCAP 2000 en Brasil, el AMJIG en el Reino Unido y el Programa Noruego de Aguas Profundas. Glosario
R: El criterio varía según los diferentes especialistas en el tema, pero se consideran tirantes de agua mayores de 400 a 500 m. 2.-¿Cuál es la profundidad de tirante de agua a la que se considera la perforación de agua ultraprofunda? R: Se considera de los 1500 m en adelante. 3.-¿Cuáles son los equipos especiales utilizados en las unidades flotantes de perforación? R: · Compensador de movimiento vertical (CMV) · Conductores marinos · Tensionadores de las líneas guías · Tensionadores del conductor marino Vehículo de operación remota (ROV 4.-¿Cuál es la tendencia de la perforación en aguas profundas y su importancia económica? R: La perforación ha tenido un incremento en el ámbito mundial significativo en un periodo relativamente corto, creando nuevas oportunidades de desarrollo. Las reservas mundiales descubiertas de yacimientos en aguas profundas tiende a incrementarse considerablemente, son cifras impresionantes que nos muestran que el desarrollo en aguas profundas no es una frontera irreal, sino que representa el futuro de la industria costa fuera.
RISER = Conductor marino TLP = Plataforma de patas tensionadas SPAR BUOYS = Plataforma de mástil tipo boya CMV = Compensador de movimiento vertical ROV = Vehículo de operación remota LWD = Registros continuos durante la perforación MWD = Medición durante la perforación BP = British petroleum FPSO = Barcazas flotantes de producción y almacenamiento Stripper = Estopero TF = Tubería flexible TR = Tubería de revestimiento RPM = Revoluciones por minutoR HD = Hydrill KELLY = Constante STAND PIPE = Tubo vertical con múltiple de válvulas PDC = Barrenas Policristalinas DRILL COLLARS = Lastrabarrenas SWIVEL = Unión giratoria CORRIDA= Introducción al pozo de tuberías o herramientas IADC = Asociación internacional de contratistas de perforación PSI = Libras por pulgada cuadrada Ph = Presión hidrostática PK = Presión del yacimiento Referencias
5.-¿Defina qué es el posicionamiento dinámico en una unidad flotante de perforación?
1. Informe final del proyecto CDC-0406 "Asimilación de la tecnología de perforación, terminación y reparación de pozos en aguas profundas" , Instituto Mexicano del Petróleo, 1999.
R: Es la técnica para mantener automáticamente la unidad en una localización en el mar sin el sistema de anclaje, dentro de una tolerancia especificada por el uso de vectores de empuje para contrarrestar las fuerzas de viento, olas y corrientes que tienden a mover la unidad de la posición de interés.
2. Manual Offshore Operations por Ron Baker en colaboración con International Association of Drilling Contractors Houston, Texas y Petroleum Industry Training Service Canada 1985. 3. Revista Técnica Petroleum Engineer Internacional "DEEPWATER" Technology 1999.
6.-¿En la actualidad, cuáles son los principales proyectos mundiales para perforar en aguas profundas?
4. Información técnica recopilada de la S.S. Mata Redonda 1999.
CONCLUSIONES Algunos de los factores que influyen en la toma de decisiones del día a día de la industria del petróleo y gas son, entre otros: la eficiencia, la flexibilidad y la operación o funcionamiento de un pozo, pero se considera que el factor más crítico es el económico. La necesidad de bajar costos en zonas de pozos de baja productividad llevó a utilizar en forma creciente técnicas y/o materiales, que redujeron tiempos de manejo y costos de equipamiento en el mundo entero. De acuerdo a la información obtenida en el presente trabajo, sobre las diferentes tecnologías que se han estado desarrollando en el mundo entero para la perforación de pozos, se ve que muchos de ellos presentan ventajas que no se pueden pasar de largo, sino que deben ser analizadas para aplicarlas en nuestro país. En Bolivia, es también de suma importancia la búsqueda de minimizar los costos de equipamiento y perforación de pozos, para el desarrollo de nuestra industria del Gas y Petróleo. Esto lleva a pensar seriamente en la importancia de realizar estudios de acondicionamiento de la geometría de los pozos a la producción esperada, perforar pozos de poco diámetro y analizar la factibilidad técnico económico de aplicar otros métodos de perforación. Una de esas opciones que permitiría la recuperación de pozos de baja producción, es la implementación de la Perforación con Terminación Tubingless. Actualmente, muchas de las empresas operadoras en nuestro país están realizando estudios y análisis varios para determinar las ventajas y aplicabilidad de estos nuevos sistemas de perforación. El objetivo último a alcanzar será la utilización de estas nuevas tecnologías para reducir los costos de perforación de los pozos.
BIBLIOGRAFIA Técnicas de Perforación, Rouviere, tomo I, Ed. Bailly Bailliere, 1980, p. 313314 Kurt H. Thoma, Aguas Profundas, tomo I, segunda edición, Ed. Hispano Americano, 1955, p. 713. Oscar A. Ranalli, Barrenas y otras complicaciones, primera edición, 2002, p. 219.
CIBERGRAFIA
http://www.tepsl.es/pilot.php http://aguas.igme.es/igme/publica/libro51_54/pdf/lib51/in_02.pdf http://cmtoti.blogspot.com/2011/03/tecnicas-especiales-de-perforacion.html