Perforacion bajo balance by Coinspetrol Ltda

PERFORACION BAJO BALANCE

CARLOS ALBERTO VEGA GUARIN

CORPORACION INTERNACIONAL DEL PETROLEO LTDA ESCUELA DE PERFORACION TECNICO EN PERFORACION Y COMPLETAMIENTO DE POZOS VILLAVICENCIO 2010

PERFORACION BAJO BALANCE

CARLOS ALBERTO VEGA GUARIN

Directora De Investigaci贸n Y Proyecto De Grado JOHANNA PAOLA SILVA RODRIGUEZ

CORPORACION INTERNACIONAL DEL PETROLEO LTDA ESCUELA DE PERFORACION TECNICO EN PERFORACION Y COMPLETAMIENTO DE POZOS VILLAVICENCIO 2010

NOTA DE ACEPTACION

_________________________________

_________________________________ FIRMA JURADO

_________________________________ DIRECTOR DEL TRABAJO

VILLAVICENCIO, 2010

DEDICATORIA

Le dedico mi proyecto de grado de una manera especial, ante todo, a Dios, que me ha acompañado a lo largo de mi vida, quien me guía y me protege de todas las cosas malas, por darme salud, fuerza y serenidad, para cumplir mis sueños de la mejor manera posible.

A mis padres, por ayudarme a salir adelante para ver hecho realidad mis sueños, sin ustedes no estuviera en esta etapa de mi vida, se merecen la misma alegría que siento por este momento tan grato, este trabajo es de los sacrificios de mis padres al verme realizado y con un mejor futuro en la vida.

CARLOS ALBERTO VEGA GUARIN

AGRADECIMIENTOS

A todos aquellos que como ángeles me han impulsado a seguir adelante y se han tomado mis seños en serio. A mi grupo de amigos que donde estén yo estere echándole ganas. Son tantas personas a las cuales debo parte de este triunfo, de lograr alcanzar parte de mi sueño mi formación académica, la cual es el anhelo de todos los que así lo deseamos.

Definitivamente, Dios, mi Señor, mi Guía, mi Proveedor, mi Fin Ultimo; sabes lo esencial que has sido en mi posición firme de alcanzar esta meta, esta alegría, que si pudiera hacerla material, la hiciera para entregártela, pero a través de esta meta, podré siempre de tu mano alcanzar otras que espero sean para tu Gloria.

Mis padres, por darme la estabilidad emocional, económica y sentimental; para poder llegar hasta este logro, que definitivamente no hubiese podido ser realidad sin ustedes. Gracias a mi director de escuela REMBERTO TARON, director de tesis Doctor LUIS FERNANDO HERNANDEZ gracias por ayudarme en tantas oportunidades y por brindarnos su apoyo y conocimiento para llevar este proyecto adelante. Gracias a los ingenieros Idelfonso Rojas, Germán Bustamante, Javier Rosero, por brindarme todo esa experiencia y conocimiento, gracias por confiar en mí, por la admiración y su apoyo.

CARLOS ALBERTO VEGA GUARIN

CONTENIDO Pag. 1. INTRODUCCION……………………………………………………………………...9 2. PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA……………………………………………..10 3. JUSTIFICACION……………………………………………………………………...11 4. OBJETIVOS…………………………………………………………………………...12 4.1. Objetivo general…………………………………………………………………...12 4.2. Objetivos específicos…………………………………………………………….12 5. ALCANCES Y LIMITACIONES……………………………………………………..13 5.1. Alcances…………………………………………………………………………….13 5.2. Limitaciones………………………………………………………………………..13 6. METODOLOGIA………………………………………………………………………14 6.1. Diseño del pozo……………………………………………………………………14 6.2.Infraestructura……………………………………………………………………...14 6.3. Logística…………………………………………………………………………….14 6.4. Diseño de perforación……………………………………………………………14 6.4.1. Geometría del pozo……………………………………………………………..14 6.4.2. Profundidad desarrollada……………………………………………………..15 6.4.3. Barrenas………………………………………………………………………….15 7. MARCO TEORICO…………………………………………………………………...16 7.1. Perforación bajo balance………………………………………………………...16 CAPITULO I……………………………………………………………………………...17 8. PERFORACION BAJO BALANCE………………………………………………...17 9. INTRODUCCION……………………………………………………………………..17 9.1. Ingeniería de diseño de la perforación bajo balance……………………….17 9.2. Definición…………………………………………………………………………...17 9.2.2

Compara

algunos

criterios

perforación

convencional

con

perforación bajo balance……………………………………………………………18 9.2.2.1. Convencional…………………………………………………………………18

9.2.2.2. Bajo balance…………………………………………………………………...18 9.3. Aplicación y casos generales de la perforación bajo balance……………19 9.4. Consideraciones para seleccionar el fluido circulante a emplear 9.5. Fase gaseosa 9.6. Fase liquida 9.7. Aditivos 9.8. Torsión y arrastre 9.9. Barrenas e hidráulicas 9.10. Proyecto direccional 9.11. Sarta de perforación 9.12. Equipo superficial 9.12.1. Equipo superficial de separación de fases 9.12.2. Ventajas 9.12.3. Desventajas 9.12.4. Equipo de integración 9.12.4.1. Ventajas 9.12.4.2. Desventajas 9.12.4.3. Sistemas equipo de separación cerrada en dos etapas 9.12.5. Equipo de estrangulación 9.12.5.1. Compatibilidad con el equipo de perforación y sus instalaciones 9.13. Manejo de los fluidos producidos 9.14. Dispositivos de monitoreo atraves de sensores y alarmas 9.15. Seguridad y ecología 9.16. Ejemplo de perforación bajo balance con tubería flexible 9.17. Perforación bajo balance con tubería continúa en el yacimiento X 10. 9.18. Caracterización de los yacimientos 9.19. Análisis de estabilidad del hoyo 9.19.1. Campo de esfuerzos

9.19.2. Ventana operacional 9.20. Selección del fluido de perforación y completamiento 9.20.1. Pruebas de estabilidad de espumas 9.20.2. Estabilidad espuma-crudo 9.20.3. Análisis mineralógico 9.20.4. Pruebas de reactividad de lutitas 9.20.5. Análisis del agua de perforación y el agua de perforación de espuma 9.20.6. Pruebas de interacción fluido-fluido 9.20.7. Análisis de los fenómenos interfaciales 9.20.8. Pruebas de retorno de permeabilidad 9.21. Capacidad de limpieza del hoyo 9.22. Equipo de perforación bajo balance 9.23. Diseño de construcción de pozos 9.24. Autocontrol del pozo 9.25. Resultados operacionales 9.25.1. Pozo LL-1078 9.25.2. Pozo LL-3044 9.25.3. Pozo LL-3041 9.25.4. Pozo LL-3054 9.26. Problemas operacionales 10. Conclusiones 11. Bibliografía

INTRODUCCIÓN

La historia nos ha demostrado que el hombre encontró en este recurso natural como es el petróleo una invaluable ayuda, para el desarrollo de la humanidad; este hecho, lo obligo a preparase para aprovecharlo, en la medida que lo fue descubriendo y valorando, pues de el hoy se derivan un gran porcentaje de servicios, productos y nuevas tecnologías para la abstracción del petróleo.

La industria del petróleo ha sido, es y será en el mundo, la mayor fuente de energía y materia prima, con la que el hombre suple muchas de sus necesidades, derivadas de su mismo quehacer, en pro de la supervivencia.

La perforación de pozos resulta cada vez más riesgosa, profunda, costosa y se ve en situaciones más comprometidas con el medio ambiente. Por eso es indispensable utilizar algunas técnicas especiales, que nos permitan alcanzar los objetivos de los programas de perforación en la búsqueda de hidrocarburos, con el mínimo tiempo, máxima seguridad y al menor costo.

El propósito de este proyecto es mostrar el desarrollo de las nuevas tecnologías aplicadas a la perforación, superando las limitaciones y problemas frecuentes en la perforación convencional.

La importancia de este proyecto estar a la vanguardia de las nuevas tecnologías, garantizando una mayor confiabilidad y efectividad al momento de llevar a cabo el programa de perforación.

2. PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA

Si recopilamos información de las problemáticas de la perforación convencional, me surgió la necesidad de elaborar este libro debido a la poca información que se obtiene hoy en día de estas nuevas técnicas de perforación, después de ejecutar la operación y analizar cada uno de los riesgos y problemáticas presentadas en dicha perforación. Nacen las siguientes preguntas y problemas para analizar y actuar.  ¿Qué garantías hay utilizando las nuevas tecnologías en la perforación?  ¿Qué ventajas hay de las nuevas tecnologías frente a la perforación convencional?  ¿Cómo incentivar al estudiante para que este a la vanguardia de las nuevas tecnologías?

3. JUSTIFICACION

El uso de las nuevas tecnologías aplicadas a la perforación realiza un alto índice de productividad, terminación y mantenimiento en la operación. Su facilidad de instalación, bajo costo y seguridad han permitido ahorros significativos a la industria petrolera.

Aquí nos ocuparemos primordialmente de la utilización de nuevas tecnologías 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, este libro se destacara por informar a los futuros técnicos de perforación de tener una idea de las técnicas especiales de perforación.

Otro aspecto importante a considerar y que se vuelve pregunta obligada antes de dar cualquier paso es ¿por qué utilizar nuevas tecnologías en un equipo de perforación? Por ser más económico al explotar formaciones con más índice de riesgo, con mejores condiciones de seguridad y mínimo impacto ambiental.

Considerando que el hombre siempre está investigando de nuevas tecnologías para mejoras su producción y tener tecnología de punta, nos incentivamos a tomar este nombre para el proyecto técnicas especiales de perforación bajo balance, para estar siempre informados de los nuevos avances que se han venido haciendo en los últimos años y poder hacer una recopilación de información y poder plasmarla en este libro de técnicas especiales de perforación bajo balance.

4. OBJETIVOS

4.1 Objetivo generale

Utilizar nuevas tecnologías aplicadas en la perforación. Es garantizar un mejor desarrollo en la perforación de pozos, a un bajo costo y una mejor calidad, asiendo así una perforación más competitiva en el campo laboral.

4.2 Objetivos específicos  Establecer un buen control de la operación, la cual es un método viable debido a que podemos establecer un gran programa de perforación en distintas formaciones.  Reducción de tiempo en las operaciones de perforación.  Reducción de costos innecesarios en la operación.  Incentivar a los futuros técnicos a que se informe atraves de este libro. 

mejores condiciones de seguridad y mínimo impacto ambiental.

5. ALCANCES Y LIMITACIONES

5.1 Alcances  Limpiezas  Inducciones  Estimulaciones  Cementaciones  Pescas  Terminaciones  Perforación

5.2 Limitaciones  Este libro va exclusivo para técnicos de perforación.  Que los estudiantes que no tienen esa cultura de investigación no conozcan mi libro.

6. METODOLOGIA

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.

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.

Ejecución de la perforación y la terminación: por ser la perforación una operación relativamente rápida es necesario contar con equipos de registros, parámetros de medición en tiempo real, para poder definir con oportunidad los pasos a seguir durante el desarrollo de la intervención.

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.

Barrenas: con base en la experiencia para perforar formaciones suaves se recomienda utilizar barrenas tipo PDC (diamante poli cristalino).

7. MARCO TEORICO

PERFORACION BAJO BALANCE

La perforación en yacimientos de presionados con técnicas convencionales representa un gran reto, en tanto enfrenta diferentes problemas

en forma

simultánea, tales como: pérdidas totales de circulación, brotes, pegas por presión diferencial, apretamiento de sartas de perforación por empacamiento, descontrol subterráneo lo que provoca diversas consecuencias, como que los pozos solo se puedan perforar pocos metros dentro del horizonte productor, o bien que se tenga que invertir más para controlar perdidas o para operaciones riesgosas, todo lo cual tiende a incrementar el costo de la perforación.

Lo anterior obedece a que la densidad equivalente necesaria para perforar cierta sección del pozo, contrasta con la que requiere otra sección en tanto se trata de formaciones de diferente presión que requiere tuberías de revestimiento adicionales, lo que no es siempre técnica y económica mente factible; sin embargo, con la técnica de perforación bajo balance es posible resolver este tipo de problemas.

CAPITULO I

8. PERFORACIÓN BAJO BALANCE

9 INTRODUCCIÓN

La perforación en yacimientos de presionados 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, atrapa miento 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.

Lo anterior obedece a que la densidad equivalente necesaria para perforar cierta sección del pozo, contrasta con la que requiere otra sección en tanto se trata de formaciones de diferente presión que requieren tuberías de revestimiento adicionales, lo que no siempre es técnica y económicamente factible; sin embargo, con la técnica de perforación bajo balance es posible resolver tales problemas.

9.1 Ingeniería de diseño de la perforación bajo balance

Aquí 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.

9.2. 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 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.

9.2.2.

Compara

algunos

criterios

perforación

perforación bajo balance.

9.2.2.1 Convencional.

Se evitan brotes manteniendo la Ph>Py. Se detiene la perforación al haber flujo. Se detiene la perforación al haber pérdida de circulación. No se realizan viajes con presión.

9.2.2.2 Bajo balance

Se causa flujo intencional haciendo Ph<Py. Se continúa perforando aún con flujo. Se continúa perforando aún con pérdida de circulación. Se realizan viajes con presión controlada.

convencional

con

9.3 Aplicación y casos generales de la perforación bajo

La perforación bajo balance es aplicable en formaciones mecánicamente estables aun cuando se manejen presiones hidrostáticas menores que la presión de los fluidos de la roca, como se ilustra en la (figura1). Por su parte, la( figura2) 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 bajo balance no está definida para esa formación, pues provocaría un colapso o derrumbe del pozo.

APLICACIÓN DE LA PERFORACIÓN BAJO BALANCE (rocas mecánicamente estables)

Figura62: Definición de la estabilidad mecánica de la formación en términos de densidad equivalente.

Figura : Reproducida de archivo pdf. Tomo 09. Técnicas especiales de perforación. 2 Figura : Reproducida de archivo pdf. Tomo 09. Técnicas especiales de perforación.

DENSIDAD EQUIVALENTE DE LOS DIFERENTE ESFUERZO EN EL POZO, ZPA (Rocas mecánicamente inestables)

Figura63: Ejemplo de rocas en donde no es aplicable la perforación bajo balance porque el pozo se colapsará. Obsérvese que no existe área de bajo balance entre la presión de poro y la estabilidad mecánica.

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 equivalente es tan baja que no 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.

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.

9.4 Consideraciones para seleccionar el fluido circulante a emplear

Como el fluido circulante debe realizar las funciones normales de un fluido de perforación y resolver los problemas planteados por la condición bajo balance, éste debe reunir características de densidad, lubricación y acarreo de recortes, además de:

a) Evitar que se presente corrosión en los elementos tubulares dentro del pozo.

b) Evitar que se genere combustión espontánea.

c) Evitar inestabilidad química.

d) Tener el menor costo posible.

Cuando se requiere una densidad equivalente menor que la que se logra con fluidos líquidos, se puede optar por sistemas de fluidos ultraligeros con esferas de vidrio de baja densidad, tecnología reciente que tiene limitantes en profundidad

debido a la resistencia compresiva de éstas. Como solución alterna y más generalizada se emplea un líquido mezclado con gas en tal proporción que se obtenga la densidad equivalente necesaria (figura3), con las propiedades de lubricación y acarreo de

recortes. Según el estado mecánico y la posición

direccional del pozo, se realiza el siguiente análisis:

Figura64: Diagrama de Lorenz para ilustrar las densidades equivalentes que pueden lograrse con diferentes fluidos, o mezclas de ellos.

9.5 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

Figura : reproducida de archivo pdf. Tomo 09. Técnicas especiales de perforación.

común tener en los pozos las condiciones de presión, temperatura y presencia de fluidos para caer en ambas situaciones, por lo que el gas más utilizado es el nitrógeno, ya sea abastecido en carro tanques provenientes de 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.

9.6 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 porque es el líquido comercialmente 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 de presionados, 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

significativo,

uso

debe

justificarse

económicamente en función de los beneficios de evitar daño al yacimiento.

9.7. 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 Iimpiar el fondo del pozo y IIevar Ios recortes hasta Ia superficie. Esto es básico debido a que comúnmente no se Iogra tener retorno compIeto durante Ia perforación bajo balance, o se pierde control sobre Ia columna de fluido en eI espacio anuIar en intervalos que generan mayores caídas de presión taIes como: cambios de gradientes de fractura de Ia roca, yacimientos con fracturas naturales, con aIta permeabilidad o cambios de geometría, todo Io cual obliga a hacer una rápida adecuación de Ias condiciones de operación para evitar puentes de recortes que atrapen Ia tubería. Los aditivos pueden agregarse en dosis constantes a Ia succión de Ia bomba, en baches directamente en Ia tubería de perforación aI hacer Ia conexión o de ambas maneras, ya que, debido a sus propiedades Iubricantes, reduce Ia torsión y arrastre en Ia sarta de trabajo.

Es necesario apIicar diversos modeIos para simuIar Ios cambios en Ias condiciones de operación por efecto deI uso de gas, para hacerIas óptimas y prever Ios casos críticos que deban evitarse. Asimismo, se requiere efectuar simuIaciones deI comportamiento de otras variabIes importantes, que se mencionan a continuación:

9.8. Torsión y arrastre

EI factor de fricción de una tubería de perforación en agujero entubado o abierto, puede variar entre 0.15 y 0.35 según Ios componentes de Ia fase Líquida, así como deI tipo y cantidad de sóIidos acarreados; pero, cuando se perfora con aire o gas, puede ser tan aIto como 0.8 porque no hay Iubricación. Ya sea que se use dieseI o fIuidos de emuIsión inversa o que se tenga incorporación de

hidrocarburos Iíquidos en eI fluido de perforación, se reduce Ia fricción. De Io contrario, pueden agregarse materiaIes sóIidos, como grafito, o aditivos como Ios antes detaIIados para incrementar Ia Iubricación.

9.9 Barrenas e hidráulica

Las barrenas deben ser adecuadas de acuerdo con eI fabricante, debido a sus mejoras sustanciaIes en estructura de corte y sistema de rodamiento respecto a Ias convencionaIes. La condición es respetar Ios parámetros óptimos de gasto, peso, torsión y veIocidad de rotación, considerando que se usa un fluido en dos fases cuya densidad puede variar y provocar cambios en Ia fIotación, en eI peso sobre barrena y en Ia torsión de Ia sarta de perforación. La condición de bajo balance genera incrementos sustanciaIes en Ia veIocidad de penetración, pero debe aplicarse eI gasto óptimo para garantizar Iimpieza adecuada deI fondo deI pozo y Ia veIocidad anuIar requerida para eI acarreo de Ios recortes.

9.10 Proyecto direccional

Es conveniente anaIizar Ias severidades esperadas o Ias máximas permisibIes en todos Ios pozos, aunque este factor es más critico en pozos con ánguIo superior a 300 u horizontaIes. Dos son Ios fines específicos:

a) asegurarse que Ia presión hidrostática está siendo bien caIcuIada, sobre todo en pozos propensos a pérdidas de circuIación o fIujos.

b) cuidar que Ia geometría deI pozo no genere grandes caídas de presión por fricción.

NormaImente, en Ia etapa de bajo balance de nuestros pozos, eI objetivo es mantener eI ánguIo; pero es posibIe controIar Ia desviación con toma senciIIa, mùItipIe, giroscópico o unidad de memoria, incIuso con Ia presencia de un fluido compresibIe en eI pozo (gas, nitrógeno, aire), que afecta significativamente eI funcionamiento de Ias herramientas de transmisión de datos a superficie por medio de puIsos ya sea negativos o positivos.

Si es necesario usar váIvuIas de contrapresión en Ia sarta, es preferibIe usar Ias de tipo charneIa, que permiten eI paso de ciertas herramientas. EI uso de MWD eIectromagnético es viabIe también con fIuidos compresibIes, pero depende para su funcionamiento de Ia resistividad de Ias formaciones desde Ia profundidad de perforación hasta Ia superficie. Otra opción es eI MWD con aImacenamiento de datos en eI fondo deI pozo, pero no se dispone de Ia información en tiempo reaI. Si se considera que Ia trayectoria de Ios pozos está definida, además de que en pozos profundos y compIicados es probabIe no poder dar a Ios motores de fondo Ias condiciones hidráuIicas necesarias para un buen desempeño, Ia premisa de Ia densidad equivaIente de circuIación hace preferibIe eI uso de sarta rotatoria.

9.11 Sarta de perforación

En Ia sarta de trabajo se ajusta eI diseño a Ia tensión debido a Ios cambios en Ia fIotación, tanto en condiciones de pérdida de circuIación como con eI fluido aereado en eI pozo. Para eI bombeo de gas se utiIizan váIvuIas de contrapresión con eI siguiente propósito: sobre Ia barrena para evitar entrada de fIuidos de Ia formación aI interior de Ia sarta, y sobre eI primer tubo que se conecta antes de iniciar Ia perforación con cada nueva barrena para evitar pérdida de nitrógeno y tiempo en estabiIizar presión aI reaIizar Ia conexión de cada tubo.

9.12 Equipo superficial

La perforación bajo balance requiere usar equipo adicionaI que satisfaga Ias necesidades de manejo superficiaI depresión y volúmenes de liquido y gas, tanto Io que se inyecta durante Ia perforación como Io que se obtenga deI yacimiento como resuItado de Ia condición bajo balance que se desee Iograr. (La figura4) esquematiza eI equipo superficiaI adicionaI necesario para apIicar perforación bajo balance. Además, en esta sección se expIican Ias variaciones y evoIuciones que eI equipo ha experimentado en Ios últimos años.

Figura65: Esquema de un arreglo típico de equipo superficial para perforación bajo balance.

Un arregIo típico como eI anterior, debe cumpIir con Ias siguientes funciones básicas: 4

Figura : Reproducida de archivo pdf. Tomo 09. Técnicas especiales de perforación.

Perforar rotando Ia sarta, viajar, y controIar Ia presión en eI espacio anuIar. Se consigue con eI uso de cabezas o preventores rotatorios, siendo Ia presión a manejar eI determinante para escoger uno u otro, además de Ia experiencia deI operador. (Foto5) es comparativa de diversos proveedores de este servicio:

Foto66: ejemplos de cabezas y preventoras rotatorios de diversos.

EjempIifica aIgunos preventores y cabezas rotatorias de diversos proveedores y Ia (tabIa6) enuncia aIgunas características de estos equipos.

Foto : Reproducida de archivo pdf. Tomo 09. Técnicas especiales de perforación. 6 Tabla : Reproducida de archivo pdf. Tomo 09. Técnicas especiales de perforación.

Tabla67

9.12.1 Equipo superficial de separación de fases

Es muy importante acIarar que Ia seIección deI equipo superficiaI depende de Ia ingeniería de perforación bajo balance que se haga para eI trabajo dentro deI pozo, y no aI contrario, de ahí que según eI tipo de yacimiento que se perfore, eI grado de bajo balance que se pueda o se pretenda aIcanzar, así como Ios gastos esperados de inyección y de saIida tanto de Iìquidos, gases y sóIidos determina su tipo y capacidad.

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 productor 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 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 separación abiertos a presión atmosférica: Estos equipos fueron los pioneros en la perforación bajo balance.

9.12.2 Ventajas

1. Puede usarse en forma modular, es decir se puede instalar sólo una sección de él, según la aplicación.

2. Son de menor costo.

3. Es compatible con equipo de sensores y recolección de datos.

9.12.3 Desventajas

1. Requiere de área relativamente grande para su instalación.

2. Ofrece menor control sobre la operación que los sistemas cerrados.

3. Sus especificaciones son para trabajar a presión atmosférica.

9.12.4 Equipo de Integración.

a) Separador vertical de baja presión. Su capacidad varia entre 40 y 50 mil mpcd de gas y 30 - 40 mil bpd de aceite.

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.

c).Separador de vacio. Cuando se tiene presencia de gases amargos y es necesario asegurar su remoción del lodo, se requiere emplear separadores de vacio, 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 decanación 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 bombas centrifugas 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) 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 (Foto7); (Figura8 y foto9) es un ejemplo de separadores horizontales de cuatro fases comerciales.

Foto : Reproducida de archivo pdf. Tomo 09. Técnicas especiales de perforación. 8 Figura : Reproducida de archivo pdf. Tomo 09. Técnicas especiales de perforación. 9 Foto : Reproducida de archivo pdf. Tomo 09. Técnicas especiales de perforación.

Foto68: ejemplos de separadores verticales y sistema desnatado.

Figura69: Esquema del interior de un separaciĂłn cerrado horizontal, de tipo denominado de â&#x20AC;&#x153;cuatro fasesâ&#x20AC;?.

Foto70: ejemplos de separadores de cuatro fases de diferentes compañías.

9.12.4.1 Ventajas

1. Permiten mejor control de los volúmenes de entrada y salida, monitoreo y de la operación.

2. Pueden trabajar a presión de hasta 250 psi.

3. Pueden manejar mayores volúmenes que los atmosféricos.

4. Tienen mejores dispositivos de seguridad y normalmente tienen sistemas integrados de estrangulación.

9.12.4.2 Desventajas

1. Son de mayor costo que los equipos atmosféricos.

2. No puede modularse su uso, obligando a usar el sistema completo en todos los pozos.

9.12.4.3 Sistemas equipo de separación cerrada en dos etapas

Son el concepto más reciente de sistemas de separación, adquisición de datos y seguridad. Consisten en dos separadores, ya sea verticales u horizontales conectados en serie que permiten mejorar la separación; además de una medición más detallada de parámetros, por lo que resultan una herramienta valiosa si se desea maximar el potencial de la perforación bajo balance realizando evaluaciones del potencial del yacimiento durante la perforación.

9.12.5 Equipo de estrangulación

Como en el control de brotes de la perforación convencional, el estrangulador es el control de la operación y de la seguridad del pozo. Este elemento administra la contrapresión al yacimiento, permitiendo o evitando que el pozo fluya. Es común que algunos separadores tengan sistemas de estrangulación integrados.

Se usan los mismos tipos de estranguladores que en perforación convencional y se operan de la misma manera. Un tipo adicional que se utiliza son los fabricados con elastómeros, que se trabajan igual que los variables, pero con rangos de muy baja presión.

9.12.5.1Compatibilidad con el equipo de perforación y sus instalaciones

El equipo de bajo balance requiere servicios del equipo de perforación, en lo que se refiere a energía y para conectar las líneas de trabajo. Es necesario revisar con detalle los diámetros, rangos de presión, roscas, dimensiones, tipo de corriente eléctrica y potencia, para que se diseñe el equipo bajo balance adecuado a las características del de perforación. También debe determinarse el área en que se van a instalar los equipos adicionales y para esto se ha de considerar lo siguiente:

Instalarlo en una área segura donde las corrientes de aire ayuden a limpiar el ambiente de vapores inflamables, alejado de escapes, chispas, y otros peligros; permitir acceso a todas las partes del equipo, como pasillos, líneas, válvulas, conexiones, conductos, etc.; a una distancia segura de las fuentes de abastecimiento de energía eléctrica, agua, aire comprimido, combustible, etc. así como del quemador y separadores adicionales; acondicionar el área para cumplir los requisitos del equipo seleccionado, ya que algunos requieren desniveles; no interferir el abastecimiento de materiales y herramientas a la localización, ni el movimiento de éstos desde o hacia el piso de perforación o el acceso del equipo móvil para trasladar los fluidos producidos.

9.13. Manejo de los fluidos producidos

Una vez alcanzadas las condiciones de bajo balance en el pozo, hay que establecer el proceso de circulación acorde a la energía del yacimiento y al grado de bajo balance que se programe. Si esta relación lo permite, el pozo aportará aceite y gas. Un análisis económico decidirá si el volumen de hidrocarburos y su valor justifican el costo de transportarlos hacia un 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 deI pozo.

9.14. 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.

9.15. 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.

9.16. Ejemplo de perforación bajo balance con tubería flexible

9.17. Perforación bajo balance con tubería continúa en el yacimiento B-6X.10

Existen yacimientos con presiones muy bajas, debido a lo agotado del mismo, por esta razón el acceso a estas reservas con métodos de perforación convencional, se hace muy difícil. Tal es el caso del yacimiento B-6-X del distrito Tía Juana en

donde la arena B-6-X.10, presenta presiones en el orden de 2.7 lbs/gal equivalentes en densidad. La perforación en condiciones de bajo balance minimiza la invasión del fluido de perforación hacia la zona productora. Esto reduce la posibilidad de causar daño a la formación, traduciéndose en una mejora en la producción de hidrocarburos. Sin embargo esta condición no se puede garantizar durante todo el proceso, por lo que es probable que ocurra invasión del fluido de perforación o filtrado del mismo hacia la zona productora. Por esta razón se hace necesaria una planificación estructurada que tome en cuenta todos los factores involucrados durante las operaciones con esta tecnología. Para determinar la factibilidad del uso de la perforación en condiciones de bajo balance, se conformó un equipo multidisciplinario entre yacimientos, planificación, tecnología y especialistas en perforación bajo balance para el diseño y ejecución de la construcción de los pozos.

Los estudios que permitieron predecir el comportamiento del yacimiento para la aplicación de esta tecnología se basaron en los análisis de estabilidad de hoyo, las características del yacimiento, las interacciones fluido – fluido y fluido – roca los cuales permitieron al ingeniero de perforación establecer los parámetros involucrados, para hacer más confiable la operación.

El resultado de los análisis demostró la viabilidad de la perforación en bajo balance usando densidades equivalentes de circulación en el orden de 2,0 lbs/gal usando como fluido espumas.

9.18. Caracterización de los yacimientos

Se seleccionó la arena B-6-X.10 para el estudio de factibilidad de la perforación en condiciones de bajo balance. Estas son arenas de baja presión, por la explotación de las mismas y sus características aseguraban su continuidad, permitiendo la

navegación en secciones entre los 300 y 600 pies de longitud horizontal, sin problemas de intercalaciones de lutitas que pudieran causar inestabilidad al hoyo. Las presiones características de esta arena para cada uno de los cuatro pozos perforados se presentan en la (Tabla10).

Tabla71: Presiones de la arena B-6-X.10 para cada uno de los pozos perforados.

La temperatura de yacimientos es de 180 °F. La porosidad promedio es de 15 % y la permeabilidad se encuentra entre 10 y 50 mD.

9.19. Análisis de estabilidad de hoyo

El objetivo fundamental de un análisis de estabilidad es el de estimar los esfuerzos alrededor del hoyo y tratar de predecir el cierre o colapso del mismo (falla por compresión), pérdida de circulación (falla por tensión) o falla por corte durante la perforación bajo condiciones específicas de peso de lodo, inclinación del hoyo, etc. La estimación de los esfuerzos en la vecindad del hoyo y la comparación de estos con un criterio de falla determina la estabilidad de la roca alrededor del hoyo [1]. La estabilidad mecánica de la formación durante la perforación depende principalmente de las características mecánicas de la roca, el campo de esfuerzo presente, inclinación del hoyo, densidad del lodo, diámetro del hoyo, orientación del pozo relativa al campo de esfuerzos, etc.

Tabla : Reproducida de archivo pdf. Perforación bajo balance con tubería continúa.

9.19.1. Campo de esfuerzos

Éste está constituido por cinco parámetros fundamentales, los cuales son: la presión de formación o de poro, la magnitud del esfuerzo vertical o sobrecarga, la magnitud del esfuerzo horizontal máximo, la magnitud del esfuerzo horizontal mínimo y la dirección de los esfuerzos horizontales. Generalmente, se especifica el valor correspondiente al ángulo de orientación del menor de los esfuerzos horizontales.

Para él calculo de la presión de poro se tomó como referencia el método de análisis numérico del Dr. Eaton [1], el cual fue corroborado a través de la toma de registros de presión de poro. Para los análisis de los esfuerzos verticales y horizontales se utilizó la integración de un registro de densidad litostática y ensayos de microfracturas respectivamente. La determinación de la orientación de los esfuerzos se realizó mediante la interpretación de los registros de imagen acústica a hoyo desnudo en dos pozos del área. Como resultado de estos análisis se encontró que la dirección de los esfuerzos horizontales mínimos en el eoceno son a N164°S y N165°S.

Los análisis anteriores fueron realizados con registros en los pozos LL-893, LL460, LL-1605, LL-1334, LL-941; en las arenas B-5.X, B-6.X, B-7.X y B-8.X.

9.19.2. Ventana operacional

Para la determinación de la ventana operacional se realizaron correlaciones núcleo – perfil, para la construcción de la sección de construcción de ángulo (Gràfico11) y para la sección horizontal se tomó en cuenta las propiedades 11

Gràfico : Reproducida de archivo pdf. Perforación bajo balance con tubería continúa.

mecánicas de la roca (Arena B-6-X.10), (Tabla12) utilizando el modelo de plasticidad Mohr-Coulomb.

Gràfico72: Ventana Operacional para la sección de construcción de ángulo.

Tabla73 6: Propiedades mecánicas de la roca a tapones extraídos de núcleos tomados en el pozo LL-841.

Tabla : Reproducida de archivo pdf. Perforación bajo balance con tubería continúa.

Los resultados obtenidos con el método numérico muestran la distribución de los esfuerzos durante la perforación con una densidad equivalente de circulación de 2 lbs/gal, aproximadamente 0,75 lbs/gal por debajo de la presión de formación. Mediante el análisis numérico y las pruebas de laboratorio se determinó que no existe falla compresiva de la roca y no existe deformación plástica del material de la roca en la cercanía del hoyo y se observó que bajo el régimen de esfuerzos analizado demuestra que la roca de la formación B–6–X es altamente resistente. De acuerdo con las estimaciones no existen esfuerzos de tensión alrededor del hoyo, lo cual descarta la falla por tensión o fracturamiento de la formación. Al analizar la deformación del hoyo como consecuencia de la perturbación causada por la perforación, se determinó que la máxima reducción de diámetro alrededor del hoyo no excede el 3%. Esto indica que no debería existir atascamiento de tubería o herramientas por efecto de cierre del hoyo. Según el análisis realizado se determina que desde el punto de vista de estabilidad mecánica del hoyo es posible perforar la sección horizontal en la arena B-6-X.10 en condición bajo balance con un peso de lodo de 2 lbs/gal.

9.20. Selección del fluido de perforación y completación

Dadas las condiciones de densidad requeridas para perforar bajo balance es necesario la utilización de fluidos bifásicos, tal es el caso de la espuma. Para analizar la factibilidad físico química de la aplicación del fluido bajo estas condiciones, se evaluaron las interacciones o mecanismos que pueden estar involucrados durante la perforación, que pueden ocasionar daño a la formación. Así se consideraron: la estabilidad de la espuma, composición mineralógica de las arenas y lutitas a atravesar, la composición del agua de formación y el agua de preparación de la espuma, la reactividad de las arcillas presentes, la

compatibilidad entre los fluidos involucrados, los fenómenos interfaciales y las pruebas de retorno de permeabilidad.[3,4,5]

9.20.1. Pruebas de Estabilidad de Espuma

La evaluación de la estabilidad de espuma es un parámetro semicualitativo utilizado para determinar el tiempo de vida que permanece la estructura de la espuma sin coalescer[6]. Además también se determina el rendimiento de la espuma; el cual consiste en medir el volumen de espuma generado. Estas medidas son comparativas entre las espumas formuladas.

El tiempo de vida medio es aquel en el cual la espuma generada drena la mitad del volumen de líquido inicial, esta medida determina la estabilidad de la espuma [6]. Cuando el tiempo de vida media es determinado mediante la definición anterior, valores del orden de los 4 min. ó más son aceptables. Existe otra definición que se basa en medir el tiempo que colapsa la mitad del volumen inicial de la espuma, en este caso los resultados de tiempos de vida media se encuentran en el orden de una hora o más. Los resultados reportados se basan en mediciones comparativas entre soluciones espumantes anteriormente evaluadas, en el diseño de espumas, realizadas en los laboratorios de investigación de la industria petrolera venezolana.

En esta evaluación se determinó el rendimiento y el tiempo de vida medio de la espuma usando como bases de preparación agua potable y agua del Lago de Maracaibo, en donde los resultados no presentan mayores diferencias usando agua potable o agua del Lago, también se observó que el incremento de la

concentración de surfactante no afecta el rendimiento de la espuma formada, a nivel de esta prueba. (Tabla13 )

Tabla74: Formulaciones y evaluación de la estabilidad de las espumas

Rendimiento (volumen) y tiempo de vida medio de la espuma con agua potable y agua de Lago del Maracaibo (ADL).

9.20.2. Estabilidad Espuma-Crudo

Cuando se utiliza la espuma como fluido para la perforación bajo balance se tiene aporte de crudo, por lo que es necesario conocer el comportamiento de la espuma en presencia del mismo.

Tabla : Reproducida de archivo pdf. Perforación bajo balance con tubería continúa.

Determinar el tiempo de vida medio y el rendimiento de la espuma en presencia de crudo permite seleccionar el tipo y la concentración de surfactante (espumantes) requeridos para mantener la calidad de la espuma durante la perforación, así como también la adición de otros componentes que permitan mantener su estabilidad. En esta prueba se midió el rendimiento y el tiempo de vida medio de la espuma en presencia de diferentes cantidades de crudo. Se usaron dos agentes alcalinos: potasa caústica y un buffer. Este último permitió obtener la espuma dentro de los parámetros de estabilidad aceptable. (Tabla14 y Tabla15)

Tabla75: Formulación 4 evaluada con diferentes agentes alcalinos para la mezcla crudo espumas.

Tabla : Reproducida de archivo pdf. Perforación bajo balance con tubería continúa. 15 Tabla : Reproducida de archivo pdf. Perforación bajo balance con tubería continúa.

Tabla76: Rendimiento de las espumas y tiempo de vida medio de la mezcla espuma –crudo.

9.20.3. Análisis mineralógico

La composición mineralógica la conocemos a través de la técnica de difracción de rayos X. Con este análisis se identifica si la arena de interés contiene material arcilloso hidratable como la ilita/esmectita y/o arcillas migratorias, tal como la caolinita. Estas arcillas pueden afectar la productividad del yacimiento, por hinchamiento en el caso de las arcillas hidratables o por taponamiento en el caso de las arcillas migratorias, provocando en ambos casos una reducción de permeabilidad y la subsecuente disminución de la productividad [7]. Además es importante conocer el tipo de arcillas que componen las lutitas presentes en las formaciones, ya que las mismas pueden ocasionar problemas de inestabilidad de

hoyo [8]. Se determinó para la arena B-6-X.10 la mineralogía a una muestra de la arena y a la lutita tomada de la base de la misma arena. El análisis de la arena arrojó que contiene un porcentaje de arcillas de un 10 %, siendo esta en su mayoría compuesta de material caolinítico, e ilítico en menor grado, aunque son arcillas que no se hidratan, es necesario la utilización de fuentes de potasio para evitar alteraciones mayores. La presencia de ilita puede ocasionarnos inestabilidad de hoyo por desprendimiento y la migración de la caolinita puede taponar los poros de la arena. La lutita a su vez presenta un 55 % de arcillas, en forma de caolinita e ilita en mayor grado y en menor proporción ilita/esmectita por lo que es necesario la utilización de fuentes de inhibición de hidratación de arcillas.

9.20.4. Pruebas de reactividad de lutitas

Para comprobar la reactividad de las lutitas se sometieron a pruebas de hinchamiento y dispersión usando como fluido la base espumante (líquidamonofásica). Los resultados de estas pruebas nos muestran una baja reactividad en las lutitas, en donde los porcentajes de hinchamiento no superan el 1,2 % y las pruebas de dispersión muestran una alta recuperación de la lutitas (% dispersión ≤ 3).

9.20.5. Análisis del agua de formación y el agua de preparación de las espumas

Conocer la composición del agua de la formación es importante, para diseñar la base de la espuma con un pH y una salinidad y el tipo de iones presentes en las mismas y sus concentraciones. Este relacionada con la composición presentada en el agua de formación; evitando de esta manera incompatibilidades entre los fluidos involucrados en el proceso de perforación y completación. También debemos conocer la composición del agua de preparación de la solución

espumante, especialmente cuando tenemos presencia de material arcilloso migratorio (caolinitas), las cuales se pueden alterar por cambios en el pH o salinidad del medio. Además de esto, la incompatibilidad de las mismas puede provocar la precipitación de sales que también dañarían la formación, los sólidos en suspensión también son factor de reducción de la permeabilidad, por lo que es necesario garantizar la menor concentración posible. En la (tabla16) se muestra la relación del agua de formación y el agua del Lago de Maracaibo utilizada para perforar, en ella podemos notar que los valores de salinidad son bajos, por lo que se diseño la espuma con 1 % de KCl.

Tabla77: Análisis fisicoquímico del agua de formación y el agua del Lago de Maracaibo.

9.20.6. Pruebas de interacción fluido-fluido

Tabla : Reproducida de archivo pdf. Perforación bajo balance con tubería continúa.

Para minimizar el daño a la formación es necesario conocer ciertos mecanismos que pueden afectar la productividad de pozo, tal como la compatibilidad entre los fluidos que están expuestos durante la perforación y la completación del pozo. Para ello se deben poner en contacto y observar la formación o no de emulsiones que puedan resultar taponantes, por aumento de la viscosidad en el medio poroso por los fluidos involucrados en las operaciones. Para esta prueba se utilizó como base la solución espumante con crudo de la arena B-6-X.10. Y el análisis consiste en observar el tiempo de separación que presentan las diferentes formulaciones con el crudo a la temperatura del yacimiento, para ello se variaron las concentraciones de agentes espumante, KCl y pH, observándose un tiempo de separación de las fases no mayores a las 24 horas en todos los casos. También se evaluó la compatibilidad de la espuma de formación y el crudo, con los posibles fluidos de control o completación, tales como agua del Lago de Maracaibo, diesel y aceite mineral, obteniéndose una separación inmediata y una reducción de viscosidad inicial del crudo (14,3 cP) respectivamente.

9.20.7. Análisis de los fenómenos interfaciales

El análisis de los fenómenos interfaciales se basa en el estudio del comportamiento de los fluidos involucrados en el proceso, que posean propiedades tensoactivas, que puedan provocar un daño a la formación por cambio de mojabilidad en la roca. Para esta prueba se determinan el ángulo de contacto y la mojabilidad de los fluidos involucrados en el estudio, con cortes de núcleo de la arena de interés.

La mojabilidad se refiere a la tendencia relativa de la fase acuosa y de la fase oleica para cubrir el sólido y ocupar los espacios de los poros de la roca bajo la acción de fuerzas capilares. El ángulo de contacto permite visualizar la posibilidad de un cambio de mojabilidad de la roca [9]. Con estas medidas de ángulo de

contacto y mojabilidad, se observó que la mojabilidad se ve reducida en presencia del agente espumante, lo que es algo muy positivo si se quiere preservar la mojabilidad al agua en la formación. También se pudo observar que la formación es mojada al agua, ya que el crudo no se adhiere al núcleo mojado (prueba de adhesión negativa). El agente espumante no cambia la mojabilidad de la formación en las condiciones en que se realizó el experimento (temperatura ambiente y presión atmosférica). Igualmente se observó que el sistema presenta actividad interfacial, bajando la tensión interfacial, aunque no a valores muy bajos (lo cual es beneficioso al reducirse las fuerzas capilares).

9.20.8. Pruebas de retorno de permeabilidad

Durante la perforación del pozo se somete a la formación a una serie de factores físicos y químicos que pueden provocar daño a la formación. Estudiando los factores fisicoquímicos anteriores podemos descartar las posibilidades de daño mediante estos mecanismos; sin embargo cuando sometemos un núcleo de la formación a las condiciones de perforación del yacimiento de presión y temperatura, el diferencial de presión, genera un filtrado hacia la formación y hablamos de una simulación bastante cercana a lo que obtendríamos en el pozo. Con esto se complementaría el resultado de las pruebas, para la selección de la formulación adecuada para la perforación del yacimiento.

Cuando hablamos de perforación bajo balance, teóricamente no deberíamos tener daño a la formación por invasión de fluidos o finos producidos durante la perforación. Pero como esta condición no se puede garantizar durante todo el proceso, es necesario plantear todas las posibilidades de contacto de los fluidos de perforación y completación involucrados en el proceso, para minimizar el daño a la formación. Para esta prueba se utilizaron núcleos y crudo de la arena B-6X.10 con dos soluciones espumantes: solución A: agua del Lago de Maracaibo

con 10.000 ppm de sólidos totales, agente espumante, polímero, 3 % KCL y pH 10 y solución B: agua del Lago de Maracaibo con 7.300 ppm de sólidos totales, agente espumante, polímero, 1 % KCL y pH 9. En esta prueba se observó que con la solución A, ocasiona un daño de 66,6 %, esto puede deberse a la salinidad de la solución espumante, el alto pH o a la presencia de sólidos en suspensión. Mientras que con la solución B, el daño a la formación se reduce a 11,9 %; analizando las condiciones del yacimiento, la litología de la arena y la composición del agua del Lago se podría presumir que el daño a la formación se debe a la alta salinidad. Aunque sería necesario descartar con otras pruebas de retorno de permeabilidad variando sólo un parámetro por prueba.

9.21. Capacidad de limpieza de hoyo

Las espumas tienen una excepcional capacidad de acarreo la cual es superior a la de cualquier fluido de perforación comúnmente utilizado y la presión en el fondo puede ser controlada con cierta precisión cuando se compara con la perforación de gas o neblina.

Los cálculos hidráulicos con espumas dependen de pocos parámetros. La diferencia principal entre la espuma y los lodos convencionales incompresibles es que las propiedades del sistema espumado cambian continuamente con la profundidad. Los principales factores controlables que tienen gran influencia sobre la hidráulica de la espuma son la tasa de inyección del gas, el caudal de líquido y la presión de choque.

Esta última cantidad es importante para prevenir la expansión de gas cerca de la superficie haga colapsar la espuma hasta obtener un flujo tapón o neblina con la consecuente deficiencia en la capacidad de acarreo [10,11]. Las espumas pueden tratarse como un fluido homogéneo con propiedades reológicas y densidades

variables. Algunos resultados experimentales muestran que las espumas presentan un comportamiento reológico de Bingham, mientras que otros indican un comportamiento según la ley de potencia. Para simular el comportamiento de la limpieza de hoyo con los parámetros hidráulicos se utilizó el simulador MUDLITE. MUDLITE es un simulador utilizado básicamente para calcular la distribución de las presiones dentro y fuera de la tubería; así como permite obtener el volumen óptimo de gas (en este caso nitrógeno) y de líquido que se requiere inyectar en superficie para obtener en el fondo del pozo la mejor calidad de espuma, que además permita vencer la fricción en el anular y llevar a superficie los ripios.

La calidad de la espuma es la cualidad que posee la espuma en mantenerse estable con la mayor cantidad de gas; es decir, la calidad de la espuma depende de la relación existente entre el volumen de gas y el volumen total. La calidad óptima de la espuma para perforar es de 75% a 95%.

Calidad de la espuma = vol del Gas Vol total

Como era de esperarse la calidad de la espuma varía con la profundidad, debido a la capacidad de compresión del gas.

9.22. Equipo de perforación bajo balance

Para la perforación de los cuatro pozos se acondicionó, de acuerdo a los análisis realizados de diseño de pozo y del diseño mecánico. Un equipo con una unidad de tubería continua con un diámetro de 2 3/8 pulgadas, adaptada para la inyección de nitrógeno y manejada a través de un sistema automatizado. El proceso seguido durante la perforación consistía en la inyección paralela de nitrógeno y la solución espumante a través de la tubería continua hacia el pozo. La espuma que retorna

se rompe en superficie utilizando un agente antiespumante, antes de entrar al separador de cuatro fases, donde se separan fases, donde se separan los sólidos de perforación, la solución espumante, el crudo y el nitrógeno.

La espuma no es regenerada luego de este proceso, sino que la preparación de la espuma se hizo en forma continua durante las operaciones de perforación. Por lo que se puede definir la utilización de una espuma desechable. (Figura17).

Figura78: Sistema de recirculación de la espuma empleado en el taladro utilizado para la perforación con la técnica del bajo balance.

9.23. Diseño de construcción de pozos

Figura : Reproducida de archivo pdf. Perforación bajo balance con tubería continúa.

Para la aplicación de la tecnología de bajo balance se perforaron cuatro pozos del tipo re-entrada, se abrió una ventana en el revestimiento de 7 pulgadas y se construyó la sección curva con un diámetro de 6 1/8 pulgadas para dos pozos y 6 pulgadas para los otros dos, usando tubería convencional, con un fluido 100 % aceite de bajo contenido de sólidos con densidades entre 8,0 y 8,6 lbs/gal [12]. Cementando una camisa con un diámetro de 5 pulgadas hasta la arena B-6-X.10.

La sección horizontal se perforó con tubería continua y con un diámetro de hoyo de 4 1/8 pulgadas, utilizando espuma como fluido con densidades equivalentes de circulación entre 1,8 y 2,8 lbs/gal. La completación de los pozos se realizó con rejillas de 2 7/8 pulgadas en tres casos y hoyo abierto en uno, con equipos de levantamiento artificial por gas (Figura18).

Figura : Reproducida de archivo pdf. Perforación bajo balance con tubería continúa.

Figura78: Diagrama mecánico típico de los pozos horizontales perforados en condiciones de bajo balance.

9.24. Autocontrol del pozo

Para mantener el objetivo de no causar daño a la formación durante los viajes de tubería en la perforación y completación de los pozos, se aplicó la técnica de autocontrol, dejando fluir el pozo con su propio crudo hasta el nivel donde el pozo tenía su propio control verificando este con el uso de un registro sonolog y por encima de este nivel se utilizó nitrógeno.

9.25. Resultados operacionales

Bajo el diseño descrito anteriormente se perforaron 1567 pies de sección horizontal en condiciones de bajo balance y utilizando como fluido espuma, alcanzando densidades hasta de 1,8 lbs/gal, nunca antes logradas con esta tecnología, en Venezuela y quizás a nivel mundial. A continuación se presentan los detalles de la perforación de cada uno de los pozos:

9.25.1. Pozo LL-1078

Se abrió una ventana en el revestimiento de 7 pulgadas desde 4314 hasta 4327 pies. Posteriormente se perforó la sección curva con un diámetro de hoyo de 6 1/8 pulgadas, utilizando como fluido de perforación un lodo 100 % aceite de bajo contenido de sólidos, con una densidad de 8.6 lbs/gal, hasta 5850 pies, se bajo una camisa de 5 pulgadas y se cementó a una profundidad de 5803 pies. Posteriormente inició la perforación de la sección horizontal, con un diámetro de hoyo de 4-1/8 pulgadas y con tubería continua. En esta sección se uso espuma como fluido de perforación con una densidad equivalente de circulación de 2.0 2.6 lbs/gal hasta una profundidad final de 6103 pies. La inclinación final de este pozo fue de 89.3 grados.

Es importante resaltar que durante la perforación de la sección horizontal hubo aporte de fluido del yacimiento con una ECD de 2.0 lbs/gal, Y durante los viajes de tubería se aplicó la técnica de auto control del pozo. Finalmente se completó con rejillas de 2 -7/8” y un equipo de levantamiento artificial por gas.

9.25.2. Pozo LL-3044

Se abrió una ventana desde 4848 hasta 4861 pies. Posteriormente se perforó con tubería convencional la sección curva con un diámetro de hoyo de 6 pulgadas y un fluido 100 % aceite de bajo contenido de sólidos con una densidad de 8,0 lbs/gal hasta una profundidad de 5393 pies. Se bajo una camisa con un diámetro de 5 pulgadas y se cementó a una profundidad de 5377 pies. De igual forma que el pozo LL-1078. Se realizó la perforación de la sección horizontal con un diámetro de 4 -1/8 pulgadas con tubería continua y usando espuma como fluido de perforación con una ECD de 2.4 - 2.5 lbs/gal; la profundidad final de esta sección fue de 5945 pies. La inclinación final de este pozo fue de 92.2 grados. Al igual que el anterior se completó con rejillas de 2-7/8 pulgadas y un equipo de levantamiento artificial por gas.

En este pozo se observó aporte de fluido de yacimiento cuando se perforaba la sección horizontal con una ECD de 2.4 lbs/gal y durante la bajada de las rejillas de 2-7/8 pulgadas. Al completar el pozo el nivel de fluido subió de 3607 a 2982 pies

9.25.3. Pozo LL- 3041

Se abrió ventana desde 5101 hasta 5115 pies. Posteriormente se perforó con tubería convencional la sección curva con un diámetro de hoyo de 6-1/8 pulgadas. Utilizando un fluido 100 % aceite de bajo contenido de sólidos con una densidad de 8.1 lbs/gal hasta una profundidad de 5665 pies. Se bajo y cementó una camisa de 5 pulgadas de diámetro hasta 5661’. Luego se perforó la sección horizontal con un diámetro de hoyo de 4-1/8 pulgadas y con tubería continua, utilizando como fluido de perforación espuma con una ECD 2.8 lbs/gal hasta una profundidad final de 5842 pies.

En este pozo se completó el pozo con 182 pies abierto a hoyo desnudo y un equipo de levantamiento artificial.

9.25.4. Pozo LL-3054

Se abrió la ventana con un diámetro de 6 pulgadas en el revestimiento de 7 pulgadas desde 5090 hasta 5117 pies. Posteriormente se perforó la sección curva con tubería convencional y con un diámetro de hoyo de 6 pulgadas. En esta sección se utilizó como fluido de perforación un 100 % aceite de bajo contenido de sólidos con una densidad de 8.0 lbs/gal hasta una profundidad de 5681pies. Se bajo y cementó una camisa con un diámetro de 5 pulgadas hasta 5673 pies. Luego se perforó la sección horizontal de 4-1/8 pulgadas con tubería continua, utilizando espuma como fluido de perforación con una ECD de 2.8 – 2.9 lbs/gal hasta 6109 pies. La inclinación final de este pozo fue de 97 grados.

Finalmente se completó con rejillas de 2-7/8 pulgadas de diámetro y un equipo de levantamiento artificial de gas. El nivel de crudo de este pozo subió de 3962 a 3624 pies indicativo del aporte del pozo. Para corroborar los análisis realizados de daño a la formación, al pozo LL-1078 se le corrió un registro de restauración de presión (build up), cerrando el pozo por cuatro días, mostrando como resultado final 100 % de retorno de permeabilidad y sin daño a la formación, recuperando su producción original. Lo que se tradujo en un aumento de producción para la arena B-6-X.10 de 0,6 bbls/pie a 1,3 bbls/pie.

9.26. Problemas operacionales

Entre los problemas que se presentaron durante las operaciones de la perforación en condiciones de bajo balance tenemos: la aparición de lutitas dentro de la arena durante la navegación, lo que limita la sección horizontal, ya que la presencia de esta produce inestabilidad del hoyo. También se percató la necesidad de mantener continuidad en la inyección de nitrógeno, ya que la interrupción o

ausencia del mismo pueden llevar la perforaci贸n a un control de pozo convencional, perdiendo la condici贸n del bajo balance.

10. CONCLUSIONES

La tecnología de bajo balance es aplicable para accesar las reservas de los yacimientos de muy baja presión.

El éxito de las operaciones está basado en el trabajo integrado de equipo.

La utilización de la unidad de tubería continua reduce los tiempos de viaje de tubería, permite la perforación con hoyos de diámetros pequeños y por ser un circuito continuo no es necesario interrumpir el proceso de perforación en condiciones de bajo balance.

Debido a la aplicación de la Técnica de Cementación Forzada y Contaminación Controlada con Tubería Continua en 12 trabajos, la Corporación ha logrado ahorros de significativos, producto de la diferencia en costos por la no-utilización de taladro de rehabilitación para realizar estos trabajos. En este monto no se incluyen los ahorros directos aquí logrados por disminución de costos de levantamiento de agua, tratamiento en superficie y disposición de la misma y ahorros indirectos producto de menor corrosión, producción de escamas, etc., consecuencia de menor producción de agua.

La Perforación con Tubería de Revestimiento optimiza la hidráulica, porque se dispone de mayor energía en la barrena, es recomendable monitorear directamente la reología de los lodos de perforación, para mantener valores bajos de Viscosidad Plástica y Punto de Cedencia, controlando así la reología y manteniendo libre de sólidos el lodo durante la perforación.

Al perforar con Tubería de Revestimiento se tiene que cuidar la Densidad Equivalente de Circulación, ya que debido al reducido espacio anular que tenemos, se provoca una alta caída de presión en el mismo.

Usando la Tubería de Revestimiento en Rango 3, ayuda a reducir el tiempo de armado y desarmado de la T.R. durante la perforación y mejora en buena forma el ritmo de penetración.

Para Perforar con Tubería de Revestimiento y Producción, se recomienda realizarlo en pozos con una profundidad máxima de 3000 metros o de dos o tres etapas, y las conexiones que no trabajen en conectarse y desconectarse más de seis veces.

Para garantizar el éxito de la perforación con Tubería de revestimiento en otros campos, es necesario analizar el riesgo y tener a la mano toda la información para poder evaluar el proyecto. La Perforación con Tubería de Revestimiento y Tubería de Producción, elimina el uso de la tubería de perforación, así como la tubería extrapesada y parte del ensamble de fondo.

Es recomendable el uso de combinaciones que tengan el mismo tipo y grado de acero, que se este manejando en la tubería de revestimiento, para evitar dañar la conexión, así mismo es recomendable tener cuidado en el manejo de la tubería, para evitar en lo posible la eliminación de tramos por encontrarse dañados.

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