APLICATIVO DIDACTICO PARA EL MANEJO DE TECNICAS ESPECIALES DE PERFORACION “JUANVIAL”
JULIAN ANDRES MARTINEZ OSPINA VICTOR ALFONSO MONTAÑEZ OVALLE
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 “JUANVIAL”
JULIAN ANDRES MARTINEZ OSPINA VICTOR ALFONSO MONTAÑEZ OVALLE
Ingeniero DIEGO ARMANDO HERRERA Director De Investigación 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 24 DE NOVIEMBRE 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 quiero decirte que mis triunfos son también tuyos…. Gracias siempre Julián Andrés Martínez Ospina Madre, tú no me has dado solo la vida, me has dado las ilusiones y por eso comparto estos logros con la persona más especial: pero delante de toda gran mujer existe un buen hombre y él es mi padre Víctor Alfonso Montañez Ovalle
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 alegrías
Julián Andrés Martínez Ospina Víctor Alfonso Montañez Ovalle
CONTENIDO
CONTENIDO..........................................................................................................................................7 INTRODUCCIÓN................................................................................................................................. 10 PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA .................................................................................................... 11 JUSTIFICACION .................................................................................................................................. 12 OBJETIVOS ......................................................................................................................................... 13 Objetivo General ........................................................................................................................... 13 Específicos ..................................................................................................................................... 13 ALCANCES Y LIMITACIONES .............................................................................................................. 14 METODOLOGIA ................................................................................................................................. 15 MARCO TEORICO .............................................................................................................................. 16 Rotación En Seco:.......................................................................................................................... 16 Rotación Con Barrena Continua.................................................................................................... 17 Entubación Recuperable ............................................................................................................... 18 Pilotes Perforados Con Lodos Bentoniticos .................................................................................. 19 OPERACIONES CON TUBERÍA FLEXIBLE ............................................................................................. 20 Componentes De Equiquipo De Tubería FlexibleT.F..................................................................... 20 Dimensiones Y Características De La T.F. ...................................................................................... 20 Software ........................................................................................................................................ 21 Aplicaciones .................................................................................................................................. 21 Consideraciones Para Perforar Con T.F. ....................................................................................... 21 Metodología .................................................................................................................................. 22 Diseño Del Pozo: ........................................................................................................................... 22 Diseño De Perforación .................................................................................................................. 23 Geometría Del Pozo: ..................................................................................................................... 23 Experiencias De Perforación Con T.F. ........................................................................................... 24 Preguntas Y Respuestas ................................................................................................................ 25 PERFORACIÓN CON TUBERÍA DE REVESTIMIENTO ........................................................................... 26
Antecedentes ................................................................................................................................ 27 Procedimiento .Para El Manejo De La T.R. Durante La Recuperación: ......................................... 28 Procedimiento Para El Manejo E Introducción De La T.R. .Para Cementarla: .............................. 29 Recomendaciones Durante La Perforación: ................................................................................. 31 PERFORACIÓN BAJO BALANCE .......................................................................................................... 33 Ingeniería De Diseño De La Perforación Bajo Balance ................................................................ 33 Aplicación Y Casos Generales De La Perforación Bajo Balance.................................................... 33 Definición ...................................................................................................................................... 34 Consideraciones Para Seleccionar El Fluido Circulante A Emplear ............................................... 35 Fase Gaseosa ................................................................................................................................. 35 Fase Líquida................................................................................................................................... 36 Aditivos ......................................................................................................................................... 37 Torsión Y Arrastre ......................................................................................................................... 38 Barrenas ........................................................................................................................................ 39 Proyecto Direccional ..................................................................................................................... 39 Sarta De Perforación ..................................................................................................................... 40 Tiene Las Siguientes Ventajas: ...................................................................................................... 41 Cabezas Preventores ..................................................................................................................... 41 Base Aceite .................................................................................................................................... 42 Sistemas De Separación Cerrados De Baja Presión: ..................................................................... 43 Ventajas: ....................................................................................................................................... 43 Sistemas Equipo De Separación Cerrados En Dos Etapas: ............................................................ 44 Equipo De Estrangulación ............................................................................................................. 44 Manejo De Los Fluidos Producidos ............................................................................................... 45 Dispositivos De Monitoreo A Traves De Sensores Y Alarmas ....................................................... 46 Seguridad Y Ecología ..................................................................................................................... 46 Capacitación Del Personal............................................................................................................. 47 Consideraciones Operativas ......................................................................................................... 47 Parámetros De La Operación ........................................................................................................ 47 Determinación De Los Encargados De La Operación .................................................................... 48
Determinaci贸n Convencional De La Presi贸n Superficial De Trabajo ............................................ 48 Otras Consideraciones .................................................................................................................. 49 Consideraciones Al Hacer Conexi贸n ............................................................................................. 51 Consideraciones para Viaje ........................................................................................................... 51 Preguntas Y Respuestas: ............................................................................................................... 52 CONCLUSIONES ................................................................................................................................. 54 BIBLIOGRAFIA.................................................................................................................................... 55 CIBERGRAFIA ..................................................................................................................................... 57
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.
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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 llamado “JUANVIAL”, en la cual cada uno conocerá, aprenderá y evaluará su paso por nuestro aplicativo.
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JUSTIFICACION La educación autónoma patrocinada con tanto esplendor por el SENA, nos ha motivado a diseñar este aplicativo “JUANVIAL”, 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
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OBJETIVOS Objetivo General Generar una herramienta didáctica para el aprendizaje de nuevas tecnologías aplicadas a la perforación, mediante la creación de este aplicativo denominado “JUANVIAL”
Específicos 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
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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 al 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.
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METODOLOGIA En primera instancia se examinará la información encontrada en páginas de internet sobre
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.
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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.
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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.
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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.
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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.
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OPERACIONES CON TUBERÍA FLEXIBLE En la última decada la aplicación de la Tubería Flexible (T.F.} es uno de los aspectos más importantes de desarrollo tecnológico en la industria petrolera. Tal es su importancia, que en la actualidad un buen número de pozos es intervenido con este sistema.
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 Equiquipo De Tubería FlexibleT.F. Unidad de bombeo Unidad de potencia Carrete y tubería flexible. Cabina de control Cabeza inyectora Conjunto de preventores Grúa y subestructura
Dimensiones Y Características De La T.F. De acuerdo con los principales fabricantes de tubería flexible, "Ouality Tubing" y "Precision Tube Technology" , esta 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.
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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 Roc.well de 22C
Software Petróleos Mexicanos cuenta con programas de cómputo para diseñar y operar durante la perforación con tubería flexible.
Aplicaciones Entre las múltiples aplicaciones que tiene la tubería flexible están:
Limpiezas, inducciones, Estimulaciones, Cementaciones, Pescas y Terminaciones Perforación
Consideraciones Para Perforar Con T.F. 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. Asi mismo 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 que utilizar un equipo de tubería flexible. Por ser más
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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 etc.
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 metodo 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.
Ejecucion de la perforación . 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.
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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: esta 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 consi-derar, 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 policristalino}; para las demás formaciones se debe seleccionar de acuerdo al código 1ADC (Asociación 1nternacional de Con-tratistas de Perforación}.
Fluidos de perforación e hidráulica: como en la perforación convencional, el fluido de control debe ser compatible con la formación, enfriar adecuadamente la barrena, tener capacidad de sustentación para acarrear el recorte, mantener la estabilidad de las paredes del agujero y un bajo contenido de sólidos. Dependiendo de las necesidades operativas, también se debe considerar el fluido para perforación bajo balance y el uso de fluido espumado.
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Trayectoria del pozo: esta 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:
Barrena, motor de fondo, sustituto de flotación, dos lastrabarrenas antimagn.ticos, equipo de medición durante la perforación (M.D}, martillo hidráulico y conector de tubería flexible.
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}.
Se realizó una comparación entre la perforación convencional y con T.F. y se obtuvieron los siguientes resultados: Costo . Beneficio
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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
Preguntas Y Respuestas 1.- .Qué ventajas se obtienen al perforar con tubería flexible.
Ahorro en costo y tiempo de perforación así como menor impacto ambiental
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PERFORACIÓN CON TUBERÍA DE REVESTIMIENTO 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.
Aquí se describe la experiencia realizada en la Cuenca de Burgos utilizando la T.R. como tubería de perforación.
La industria de la perforación, como toda empresa preocupada por su permanencia en el mercado, tiene entre sus principales objetivos estar a la vanguardia en la tecnología de perforación para ser competitiva en los mercados nacional e internacional, considerando que toda incorporación de tecnología deberá de ser encaminada a reducir los costos y.o a incrementar las utilidades de los clientes. En este entorno, se decidió utilizar tubería de revestimiento durante la perforación.
El cambio básico consiste en eliminar la sarta de perforación y sustituirla por tubería de re-vestimiento. 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.
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 lo que se conoce como práctica de perforar con tubería de revestimiento.
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Antecedentes La Cuenca de Burgos corresponde al Distrito Reynosa en la zona noreste de la República Mexicana. Se caracteriza por ser un yacimiento productor de gas. Entre los campos que componen la Cuenca de Burgos se encuentra el campo ArcabuzCulebra, que tiene una producción promedio diaria de 404 MMPCD, donde la producción por pozo varía de 2 a 4 MMPCD.
Dentro del campo ARCABUZ-CULEBRA se perforan formaciones compuestas de lutitas y arenas del terciario, el objetivo es continuar con el desarrollo y explotación de la arena (.-4} productora del campo, las arenas productoras en estos campos se en-cuentran a las profundidades promedio de:
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 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. 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 Los peines de la changuera deberán abrirse en-tre 4 y 6 centímetros más que el diámetro ex-terior de la tubería de revestimiento a utilizar, ver figura 10.
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Se recomienda la implementación de un indicador de torsión como herramienta necesaria durante la perforación del pozo, 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, 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. Repetir esta operación hasta alcanzar la profundi-dad programada.
Procedimiento .Para El Manejo De La T.R. Durante La Recuperación: Sacar la T.R. por lingadas de 28 m. aproximadamente 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 lastraba-rrenas, estabilizadores y la
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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 AP1 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 has-ta 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 tu-bería. 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.
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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 interme-dia o avanzada. Donde se requiere aumentar la rentabilidad de los proyectos de inversión (ac-tivos}. En pozos verticales de someros a medianos con una profundidad promedio entre mil 500 y 3 mil metros. Que requieran sólo 2 o 3 etapas para su perforación. Oue sus necesidades de producción se manejen a través de diámetros reducidos. Que 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 utili-zar esta t.cnica 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 t.cnica. El costo de la intervención en el pozo Culebra núm. 281 fue de $ 10.5 millones de pesos
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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, herramientas 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 pro-gramas detallados de perforación a todo el per-sonal involucrado, para garantizar el buen desem-peño y optimación de la perforación con cualquier nueva t.cnica. Es recomendable supervisar directamente la reología del lodo de perforación para mantener va-lores bajos en la viscosidad plástica y punto de cedencia, para optimar la hidráulica durante la per-foración. 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 di-ferencial y tambi.n, 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
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debe utilizarse indiscriminadamente para cualquier pozo o campo, sin antes hacer una evaluaci贸n econ贸mica detallada de los pozos donde se pretende utilizar esta t茅cnica.
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PERFORACIÓN BAJO BALANCE La perforación en yacimientos depresionados con técnicas convencionales representa un gran reto en tanto enfrenta diferentes problemas en forma simul-tánea, tales como: p.rdidas 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 con-trolar p.rdidas o para operaciones riesgosas, todo lo cual tiende a incrementar el costo de la perforación.
Lo anterior obedece a que la densidad equi-valente necesaria para perforar cierta sección del pozo, contrasta con la que requiere otra sección en tanto se trata de formaciones de diferen-te presión que requieren tuberías de revestimiento adicionales, lo que no siempre es t.cnica y econó-micamente factible; sin embargo, con la t.cnica de perforación bajo balance es posible resolver tales problemas.
Ingeniería De Diseño De La Perforación Bajo Balance 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 tambi.n se aplica en pozos de alta pre-sión, con los mismos objetivos: reducir el riesgo de atrapamiento por presión diferencial y hacer factible la perforación.
Aplicación Y Casos Generales De La Perforación Bajo Balance La perforación bajo balance es aplicable en formaciones mecánicamente estables aun cuando se manejen presiones hidrostáticas menores que la presión de los
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fluidos de la roca, como se ilustra. Por su parte, ilustra una formación en la que no es posible utilizar la perfora-ción 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.
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 opera-ción, capacitación del personal, etc.
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 in-ducida, en cuyo caso se agrega gas,
Así, se tienen dos ejemplos generales de aplicación cuyas diferencias en costo y operación obligan a mencionarlos por separado: Cuando la densidad requerida puede alcanzarse con fluidos líquidos. 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: Fluidos aligerados con nitrógeno y recuperación a presión atmosferica. 34
Fluidos aligerados con nitrógeno y recuperación con separadores de vacío. Fluidos líquidos aplicando menor densidad que la requerida y recuperación a presión atmosferica.
Consideraciones Para Seleccionar El Fluido Circulante A Emplear Como el fluido circulante debe realizar las funciones normales de un fluido de perforación y resolver los problemas planteados por la condición bajo balance, este debe reunir características de densidad, lubricación y acarreo de recortes, además de: Evitar que se presente corrosión en los elementos tubulares dentro del pozo. Evitar que se genere combustión espontánea. Evitar inestabilidad química Tener el menor costo posible.
Cuando se requiere una densidad equivalente menor que la que se logra con fluidos líquidos, se puede optar por sistemas de fluidos ultraligeros con esferas de vidrio de baja densidad, tecnología reciente que tiene limitantes en profundidad debido a la resistencia compresiva de estas. 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,
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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 con-trolar la calidad y pureza del gas y la rápida capaci-dad 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 geometricos 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 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.
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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 perdida de grandes volúmenes de fluido.
Salmuera: Puede contrarrestar el efecto de la hidratación de arcillas, pero presenta complicacio-nes 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 (T1PO DR1LL 1N}.-Son limpios y libres de sólidos
inertes,
cuyo
costo
es
significativo,
su
uso
debe
justificarse
económica-mente 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 cinetica del gas arrastre al lodo, a los líquidos
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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 ta-les 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.
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:
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. .a 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
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materiales sólidos, como grafito, o aditivos como los antes detallados para incrementar la lubricación.
Barrenas Las barrenas deben ser adecuadas de acuerdo con el fabricante, debido a sus mejoras sustanciales en estructura de corte y sistema de rodamiento respec-to a las convencionales. La condición es respetar los parámetros óptimos de gasto, peso, torsión y velocidad de rotación, considerando que se usa un flui-do en dos fases cuya densidad puede variar y provocar cambios en la flotación, en el peso sobre ba-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.
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 30. u horizontales. Dos son los fines específicos: asegurarse que la presión hidrostática está siendo bien calculada, sobre todo en pozos propensos a perdidas de circulación o flujos. cuidar que la geometría del pozo no genere grandes caídas de presión por fricción.
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
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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 M.D electromagn.tico 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 M.D 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 proba-ble 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 condiciones de perdida de circulación como con el fluido las siguientes funciones básicas:
Un arreglo típico como el anterior, debe cumplir con aereado en el pozo. Para el bombeo de gas se utilizan válvulas de contrapresión con el siguiente propósito: sobre la barrena para evitar entrada de fluido en el espacio anular. Se consigue con el uso de cabeza
Perforar rotando la sarta, viajar, y controlar la presión dos de la formación al interior de la sarta, y sobre el zas o preventores rotatorios, siendo la presión a ma primer tubo que se conecta antes de iniciar la perfonejar el determinante para escoger uno u otro, aderación con cada nueva barrena para evitar perdida de
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nitrógeno y tiemga las necesidades de manejo superficial de presión y volúmenes de líquido y gas, tanto lo que más de la experiencia del operador.
se inyecta durante la perforación como lo que se parativa de diversos proveedores de este servicio:
obtenga del yacimiento como resultado de la condición bajo balance que se desee lograr 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 atmosferica: Estos equipos fueron los pioneros en la perforación bajo balance.
Tiene Las Siguientes Ventajas: Puede usarse en forma modular, es decir se puede instalar sólo una sección de .l, según la aplicación. Son de menor costo Desde luego, tiene que hacerse un balance económico entre el costo de los diferentes equipos dispoción de datos. nibles en el mercado y los beneficios que se esperan alcanzar en el pozo, partiendo del potencial pro-Mientras que sus desventajas son: Es compatible con equipo de sensores y recolección. Algunas características de las cabezas y preventores rotatorios.
Cabezas Preventores Menor tiempo para
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Elementos más durables cambio de elementos Menor costo de elementos De construcción más fuerte Todas tienen su propiaenergía para operarlas Instalación y operación fácil y rápida Menos sensibles a centrado
y alineación del equipo
Más resistentes a fluidos
Base Aceite 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 grande para su instalación. Requiere de área relativamente Ofrece menor control sobre la operación que los sistemas cerrados. Sus especificaciones son para trabajar a presión atmosferica.
El equipo que lo integra es: Separador vertical de baja presión. Su capacidad varía entre 40 y 50 mil mpcd de gas y 30 - 40 mil bpd de aceite. 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 (s.immer} 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
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vertical. 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 atmosferico. 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 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
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 atmosfericos. Tienen mejores dispositivos de seguridad y normalmente tienen sistemas integrados de estrangulación.
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Mientras que sus desventajas son: Son de mayor costo que los equipos atmosfericos. No puede modularse su uso, obligando a usar el sistema completo en todos los pozos.
Sistemas Equipo De Separación Cerrados 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 sepa-ración; además de una medición más detallada de parámetros, por lo que resultan una herramienta va-liosa si se desea maximar el potencial de la perforación bajo balance realizando evaluaciones del po-tencial del yacimiento durante la perforación.
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.
Compatibilidad con el equipo de perforación . sus instalaciones
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El equipo de bajo balance requiere servicios del equi-po 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 lim-piar 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, com-bustible, etc. así como del quemador y separadores adicionales; acondicionar el área para cumplir los requisitos del equipo seleccionado, ya que algu-nos requieren desniveles; no interferir el abasteci-miento de materiales y herramientas a la localiza-ción, ni el movimiento de éstos desde o hacia el piso de perforación o el acceso del equipo móvil para trasladar los fluidos producidos.
Manejo De Los Fluidos Producidos Una vez alcanzadas las condiciones de bajo balance en el pozo, hay que establecer el proceso de circula- ción 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 comun disponer de líneas de escurrimiento del pozo.
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Dispositivos De Monitoreo A Traves 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 exito 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 anteceden-tes 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 efec-tos de su inmediata corrección. En cuanto a ecología se tiene un programa que incluye reglamentacio-nes, monitoreo, acondicionamiento de equipos y localizaciones con aditamentos que garantizan el mí-nimo impacto, como limpiadores interiores y exte-riores de tubería, charolas recolectoras de lodos, equipo recolector de residuos, limpieza y confina-miento de recortes, uso de fluidos biodegradables y construcción de localizaciones con instalaciones ecológicas especiales.
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Capacitación Del Personal Con objeto de garantizar el .xito de la perforación bajo balance se requiere de un buen programa de capacitación 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 .stos; 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
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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 est.n 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 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 llevar 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 rotato-rio en condiciones dinámicas.
El valor de esta presión se determinará en función de la condición de cada pozo, según su tendencia a la p.rdida de circulación, presión, tipo de fluidos y velocidad de represionamiento del pozo.
Esta presión debe mantenerse mediante la opera-ción del estrangulador, pero si se tiende a salir de control, es necesario suspender la operación, dete-ner el bombeo tanto de líquidos como de gases (si se están usando} y circular controlando la presión.
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Otras Consideraciones El conjunto de preventores y la cabeza rotatoria de-ben estar debidamente centrados, con desviación máxima de 2. respecto a la vertical, para evitar con-sumo excesivo de elementos de sello por desgaste prematuro de estos y de los sistemas de rodamien-to 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 re-cortes 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 anu-lar 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 anu-lar 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 per-mita el pozo sin tener p.rdida 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 len-ta 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
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agujero. Además, al evitar la migración del gas, tambi.n lo retiene, haciendo di-fícil eliminarlo en superficie, se requiere, entonces, de separadores de vacío. Esto, desde luego afecta al sistema de bombeo y es peligroso cuando se tie-ne 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 de-bido a que sobre ellos no se puede hacer sello, se debe controlar el pozo antes de sacarlos o introdu-cirlos e instalar despu.s 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 en-cima del piso de perforación.
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Consideraciones Al Hacer Conexión Los problemas inherentes a las conexiones son: 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; el manejo de gas presurizado requiere seguir procedimientos de pro-bada 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: antes de detener la circulación se de-ben sacar del pozo los recortes ya sea circulando más tiempo o bombeando baches; al detener la circulación se corren los riesgos descritos en el pá-rrafo anterior, al levantar la TP debe evitar la en-trada de fluidos colocando baches; al meter se debe reconocer cuidadosamente el agujero por po-sibles derrumbes de las paredes inestables del pozo o por entrada de fluidos de la formación.
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Preguntas Y Respuestas: 1.- .Que. es la perforación bajo balance. Es la técnica de perforación en que la densidad del fluido se diseña intencionalmente menor que la pre-sión 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 perdida de circulación Se continúa perforando con el pozo fluyendo y con presión Se pueden realizar viajes con presión controlada
5.- .Que. 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.
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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.- .Qué. valor máximo debe tener esta presión. El 60 por ciento de la especificación máxima de presión del equipo rotatorio en condiciones dinámicas.
13.- .Qué. procedimiento debe seguirse si se pierde el control sobre la presión de trabajo. Suspender el bombeo y circular controlando la presión.
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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.
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