Manual de Perforacion Bajo Balance
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UBS 1 Introducción a la Perforación Bajo balance. Por :Steve Nas, Director de perforación Bajo balance Leading Edge Advantage Ltd Old Stoneywood Church Bankhead Road Bucksburn, Aberdeen AB21 9HQ Teléfono 44-1224-716969 Fax 44-1224-712333 Email [email protected] Website www.lealtd.com
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utilizada en pozos convencionales
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UBS
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Introduccin a la
Perforacin Bajo balance.
Por :Steve Nas,
Director de perforacin Bajo balance
Leading Edge Advantage Ltd
Old Stoneywood Church
Bankhead Road
Bucksburn, Aberdeen
AB21 9HQ
Telfono 44-1224-716969
Fax 44-1224-712333
Email [email protected]
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Indice
1. INTRODUCCIN......................................................................4
2. QU ES LA PERFORACIN BAJO BALANCE? .....................................4
3. OBJETIVOS DE LA PERFORACIN BAJO BALANCE .............................5
3.1 MAXIMIZAR LA RECUPERACIN DE HIDROCARBUROS ................................................................. 7 3.2 MINIMIZAR LOS PROBLEMAS DE PERFORACIN ....................................................................... 7
4. TECNICA DE SELECCION DE POZOS PARA PERFORACIN BAJO BALANCE..8
4.1 REQUERIMIENTOS DE PRESIN EN EL FONDO DEL POZO .......................................................... 9
5. SISTEMAS DE FLUIDOS DE PERFORACIN .......................................9
5.1 SISTEMAS GASEOSOS Y COMPRESIBLES DE DOS FASES ...........................................................10 5.1.1 Perforacin con Aire - gas seco................................ Error! Bookmark not defined. 5.1.2 Perforacin con niebla ................................................Error! Bookmark not defined. 5.1.3 Perforacin con espuma ..................................................................................................12 5.1.4 Fluidos aireados o gasificados.......................................................................................13
5.2 FLUIDOS DE UNA FASE ............................................................................................................14 5.3 SISTEMAS DE INYECCIN DE GAS ..........................................................................................14
5.3.1 Inyeccin por la tubera de perforacin .....................................................................15 5.3.2 Inyeccin por el anular ...................................................................................................15 5.3.3 Inyeccin de gas a travs de tubera parsita ..................................................... 166
6. ESTUDIOS DEL YACIMIENTO ..................................................... 18
7. EQUIPO DE SUPERFICIE PARA OPERACIONES BAJO BALANCE............... 20
7.1 SISTEMA DE PERFORACIN ........................................................................................................21 7.1.1 Tubera continua .vs. tubera con juntas roscadas..................................................21
7.2 EQUIPO DE GENERACIN DE GAS..............................................................................................22 7.2.1 Gas natural ........................................................................................................................22 7.2.2 Nitrgeno criognico......................................................................................................22 7.2.3 Generacin de Nitrgeno por membranas .................................................................23
7.3 EQUIPO DE CONTROL DEL POZO ................................................................................................24 7.3.1 Sistema de control de pozo con tubera roscada.....................................................24 7.3.2 Sistema de control de pozo con tubera continua .................................................242
7.4 SISTEMA DE SNUBBING ............................................................................................................27 7.5 SISTEMA DE CABEZA ROTATIVA ...............................................................................................27 7.6 EQUIPO DE SEPARACIN ...........................................................................................................28
7.6.1 Adquisicin de datos .......................................................................................................30 7.6.2 Control de erosin............................................................................................................31
7.7 EL PROCESO DE CIRCULACION....................................................................................................31
8. COMPLETAMIENTO DE POZOS PERFORADOS BAJO BALANCE ................ 32
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8.1 SISTEMA DE RETENCION/EMPUJE DE TUBERIA BAJO PRESION.......................33 8.2 INSTALACIN DE REVESTIDOR CONVENCIONAL......................................................................34 8.3 INSTALACIN DE TUBERIA RANURADA O MALLAS PARA CONTROL DE ARENA........................34 8.4 PROCEDIMIENTO PARA LA CORRIDA DEL COMPLETAMIENTO....................................................38 8.5 REACONDICIONAMIENTO DE UN POZO PERFORADO BAJO BALANCE.......................................38 8.6 POZOS MULTILATERALES PERFORADOS BAJO BALANCE ..........................................................39
8.6.1 Ventajas y limitaciones del completamiento de un pozo vivo.................................39
9. SALUD, SEGURIDAD Y MEDIO AMBIENTE....................................... 40
9.1 ASPECTOS DE MEDIO AMBIENTE ................................................................................................41 9.2 ASPECTOS DE SEGURIDAD .........................................................................................................42 9.3 ENFOQUE PASO A PASO.............................................................................................................43
10 LIMITACIONES ..................................................................... 43
10.1 LIMITACIONES TCNICAS .......................................................................................................44 10.1.1 Estabilidad del pozo.......................................................................................................44 10.1.2 Influjo de agua...............................................................................................................45 10.1.3 Equipo de perforacin direccional..............................................................................45 10.1.4 Yacimiento inapropiado.................................................................................................45
10.2 SEGURIDAD Y MEDIO AMBIENTE.............................................................................................46 10.2.1 Equipo de superficie......................................................................................................46 10.2.2 Entrenamiento................................................................................................................46 10.2.3 Personal ...........................................................................................................................46
10.3 ECONOMA ...............................................................................................................................47
11 CASOS HISTORICOS ............................................................... 47
12 VENTAJAS DE LA PERFORACIN BAJO BALANCE ............................. 48
12. 1 VENTAJAS EN LA PERFORACION ............................................................................................48 12.2 VENTAJAS EN EL YACIMIENTO ..............................................................................................49
13 COSTOS .............................................................................. 50
14 FUTURO DE LA PERFORACION BAJO BALANCE................................. 51
15 INFORMACIN ADICIONAL DE LA PERFORACIN BAJO BALANCE ......... 52
16 PROVEEDORES DE EQUIPO DE PERFORACIN BAJO BALANCE............... 53
17 ABREVIATURAS ..................................................................... 53
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Introduccin
Este documento tiene la intencin de proporcionar una perspectiva global sobre la
tecnologa de perforacin bajo balance. No pretende ser una gua completa del tema, pero
s una orientacin de la tecnologa que se emplea actualmente y explicar en trminos
generales cmo y por qu se realiza la perforacin bajo balance.
1. Qu es la perforacin Bajobalance?
Definicin: Perforacin Bajo balance es cuando la presin efectiva de circulacin en el
fondo del pozo, la cual es igual a la presin hidrosttica de la columna de fluido mas las
prdidas de friccin en el anular, es menor que la presin de poro de la formacin.
Convencionalmente, los pozos son perforados sobre balance lo cual provee la primera
barrera de control sobre el yacimiento. La presin ejercida sobre el yacimiento se
origina de tres diferentes mecanismos:
1. Presin Hidrosttica (pasiva) debido al peso de la columna de fluido y al peso de
los cortes de perforacin.
2. Presin Dinmica (Dinmica) debido a la friccin por la circulacin del fluido de
perforacin dentro del pozo.
3. Presin Impuesta (confinada o activa) se origina cuando se ejerce una
contrapresin en la cabeza del pozo o simplemente cuando se aisla parcial o
totalmente el pozo en superficie creando reas con presiones diferenciales (por
ejemplo mediante cabezas rotativas o gomas sellantes).
La perforacin bajo balance es definida como la operacin de perforacin donde la
presin hidrosttica del fluido es intencionalmente diseada para ser menor que la
presin del yacimiento que est siendo perforado. La presin hidrosttica del fluido de
perforacin puede ser por s sola menor que la presin de la formacin, o puede ser
inducida por medio de la inyeccin de aire, gas natural o Nitrgeno dentro de la fase
lquida del fluido de perforacin. En cualquiera de los dos casos en que se alcance la
condicin bajo balance, el resultado es un influjo de fluidos de formacin los cuales
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deben ser circulados desde el fondo del pozo y controlados en superficie. La condicin
bajobalance en trminos prcticos resultar en un flujo desde una o ms zonas hacia el
pozo (sinembargo, esto es mas probable que se presente nicamente desde una zona
con flujo cruzado), , donde el potencial de flujo exista.
Una menor cabeza hidrosttica evita la aparicin del filtrado del lodo (torta de lodo)
sobre las paredes del pozo, as como tambin la invasin de lodo y slidos dentro de la
formacin, lo cual ayuda a mejorar la productividad del yacimiento y reduce los
problemas de perforacin.
Al comparar la perforacin bajo balance con la perforacin convencional, se puede
establecer que un influjo de fluidos de formacin hacia el pozo debe ser controlado
para evitar problemas de control del pozo. En la perforacin bajo balance, los fluidos
del pozo son llevados a un sistema cerrado en superficie donde se controlan y separan,
evitando descontroles en la operacin. Con el pozo fluyendo, el sistema de preventoras
se mantiene cerrado durante la perforacin, en oposicin a la perforacin convencional
donde los fluidos son devueltos a un sistema abierto con el pozo expuesto a la presin
atmosfrica.
Baja Presin
Alta presin
Yacimiento
Yacimiento
Baja Presin
Alta Presin
Perforacin Bajobalance
El retorno de fluidos de perforacinlal sistema de circulacin cerrado
Perforacin Convencional
El retorno de fluidos de perforacinal sistema de circulacin abierto
2. Objetivos de la Perforacin Bajo balance
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Los objetivos la perforacin bajo balance se pueden dividir en dos grandes categoras:
Maximizar la recuperacin de hidrocarburos Minimizar los problemas de perforacin Estas dos categoras son las principales razones por las que se desarrollan las
operacionees de bajobalance.
Existen tambin ventajas y desventajas especficas de la perforacin bajo balance las
cuales pueden ser resumidas como sigue:
Ventajas:
Aumento de la tasa de penetracin Disminucin del dao de formacin Elimina el riesgo de pegas diferenciales Reduce el riesgo de prdidas de circulacin Disminuye el peso requerido sobre la broca Aumenta la vida til de la broca Problemas de huecos apretados pueden ser reducidos Reduce el tamao de los cortes aumentando la capacidad de limpieza.
Desventajas:
Inestabilidad de las paredes del pozo Incrementa costos dependiendo del sistema utilizado Incompatibilidad con herramientas de MWD convencionales. Efectos espontneos de flujos en contracorriente. Drenaje gravitacional en pozos horizontales. Posible dao mecanico cerca a las paredes del pozo. Discontinuidad en la condicin bajobalance. Generalmente ms altos riesgos con ms problemas inherentes. Aumento del peso de la sarta debido a la disminucin de la boyanza. Posible exceso de erosin en las paredes del pozo. Incremento del torque y arrastre.
Los dos principales objetivos de la perforacin bajobalance se pueden subdividir como
se enumeran a continuacin:
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3.1 Maximizar la recuperacin de hidrocarburos Disminucin del dao a la formacin:
No se presenta invasin de slidos de perforacin o filtrado del lodo dentro
de la formacin productora.
Produccin Temprana:
El pozo empieza a producir tan pronto como el yacimiento es perforado con la
broca. Esto puede ser una desventaja si la produccin de hidrocarburos no
puede ser manejada o almacenada en superficie o si no estan disponibles lneas
de transferencia hacia tanques de almacenamiento.
Reduce trabajos de estimulacin:
Como no hay ningna invasin de filtrado o slidos en la formacin productora
en un pozo perforado bajo balance, se elimina la necesidad de trabajos de
estimulacin posteriores a la perforacin. Se ha visto en pozos perforados
bajobalance que la estimulacin puede reducir de manera significativa la
productividad del yacimiento. Una acidificacin fue llevada a cabo en un pozo
perforado bajo balance y ste redujo la produccin de gas de 20 MMSCFD a 2
MMSCFD. Los beneficios totales que se obtuvieron en la perforacin de este
pozo en condiciones de bajobalance nunca se recuperaron.
Recuperacin Mejorada:
Debido al incremento en la productividad de un pozo perforado bajobalance
combinado con la habilidad de perforar pozos agotados en campos depletados,
la recuperacin mejorada de hidrocarburos remanentes en el yacimiento es
posible. Esto puede alargar la vida de un campo de forma significativa. Una alta
productividad tambin produce una menor caida de presin en el pozo, lo cual
puede sucesivamente evitar o reducir la conificacin del agua de formacin.
3.2 Problemas de perforacin Pega diferencial de tubera:
La ausencia de sobrecarga sobre la formacin combinada con la ausencia de
torta de lodo en las paredes del pozo previenen la pega diferencial de la sarta
de perforacin. Esto es especialmente til cuando se esta perforando con
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tubera continua debido a la ausencia de uniones, lo cual incrementa la distancia
entre la tubera y las paredes del pozo.
Prdidas de Circulacin:
En general, la reduccin de la presin hidrosttica en el anular reduce las
prdidas de fluido dentro de la formacin productora. En la perforacin bajo
balance, la presin hidrosttica es reducida a un nivel en donde no se presentan
prdidas de circulacin.
Aumento de la Tasa de Penetracin:
La disminucin de la presin equivalente de circulacin sobre la presin de la
formacin tiene un efecto significativo en la tasa de penetracin. El aumento
de la tasa de penetracin, combinado con la efectiva remocin de cortes de la
cara de la broca, conducen a un incremento significativo en la duracin de la
vida til de la broca. En algunos pozos perforados bajo balance, se han
perforado secciones con slo una broca, mientras que en pozos de perforacin
convencional se han utilizado 3,4 o incluso 5 brocas en la misma seccin.
Reduccin del ECD(Densidad Equivalente de Circulacin) en pozos de radio
extendido:
La perforacin de secciones horizontales o direccionales de radio extendido
crea a medida que se profundiza unas mayores prdidas por friccin en el
anular. Esta presin de friccin actua sobre el fondo del pozo y aumenta
lentamente la sobrepresin sobre la formacin. Esto tiene como resultado una
reduccin de la tasa de penetracin y aumenta el potencial de prdidas de
circulacin. La perforacin bajobalance reduce las prdidas de friccin en el
anular al permitir que la energa del yacimiento empuje los fluidos fuera del
pozo.
3. Tcnica de Seleccin de pozos para perforacin bajo balance
Se puede aplicar un proceso bsico de cuatro etapas y asi determinar las opciones y
requisitos para que un pozo sea perforado bajobalance:
1. Determinar los requisitos de presin en el fondo del pozo (BHP)
2. Identificar las opciones del fluido de perforacin
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3. Establecer el diseo del pozo y correr modelos de flujo en simulador.
4. Seleccionar el equipo de superficie
4.1 Requisitos de presin de fondo del pozo
En la perforacin convencional se selecciona un peso de lodo que proporcione una
presin hidrosttica de 200 a 1000 psi por encima de la presin del yacimiento. En la
perforacin bajo balance seleccionamos un fluido que proporcione una presin
hidrosttica de 200 psi por debajo de la presin inicial del yacimiento. Esto es un
punto de partida para la seleccin del sistema de fluido. En el estudio de viabilidad,
esto es ms detallado dependiendo del influjo esperado del yacimiento con una caida
de presin de 200 psi. Al evaluar todas las simulaciones hidralicas de la perforacin,
estas pueden indicar que 200 psi de cada de presin no son suficientes para alcanzar
la condicin bajobalance y el pozo estara sobrebalance cuando se circule. Si este es el
caso el fluido de circulacin tendr que ser reevaluado.
Tcnica de Seleccion
5000
5200
5400
5600
5800
6000
6200
Pres
in
(psi
)
Presion Hidrosttica (psi)
Presin de Formacin (psi)
Presin Bajobalance (psi)
Presin Hidrosttica del lodo
Presin de Formacin
Presin Bajobalance200 psi
200 psi - 1000 psi
5. Sistemas fluidos de perforacin
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La correcta seleccin del sistema de fluido es la clave para un resultado exitoso en
una operacin de perforacin bajo balance. Por esta razn examinaremos con ms
detenimiento los sistemas de fluidos utilizados en la perforacin bajo balance.
SO_00591 2/4/98
Air
Oil
Weighted Mud(Barite)
7
0.
0 150 20.0
5.1 Sistemas de fluidos aireados o Gasificados ( dos fases )
Un Fluido de perforacin compresible es bsicamente una tcnica de perforacin en la
cual los sistemas ms comunes de fluidos de circulacin, agua,lodo o diesel, son
inyectados o reemplazados por gases altamente compresibles. Estos gases realizan las
mismas funciones del fluido de perforacin, p.e, lubricar la broca y limpiar el fondo del
pozo.
La aplicabilidad de los sistemas de fluidos compresibles est limitada a las condiciones
de litologa, presin de poro de la formacin y donde se logren ahorros en tiempo del
taladro y dinero, a pesar de la necesidad de equipo adicional para aplicar la tecnologa
baj obalance. La perforacin con fludos compresibles incluye: aire o gas seco, niebla,
espuma estable/pesada, y lodo gasificado.
5.1.1 Perforacin con Aire Gas seco
Son bsicamente sistemas de gas. En las primeras operaciones de perforacin
bajobalance se utilizaba aire para perforar. Hoy, la perforacin con aire seco todava
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se aplica en la perforacin de roca dura (Basamento), y en la perforacin de pozos de
agua. No se recomienda la utilizacin de aire en yacimientos de hidrocarburos, puesto
que la combinacin de oxgeno y gas natural puede causar un mezcla explosiva. Se
conocen varios casos donde fuegos en el fondo del pozo han destruido la tubera de
perforacin, con la posibilidad de incendiarse el taladro de perforacin si el fuego
alcanza la superficie.
Para evitar el uso de aire, se introdujo el Nitrgeno. La experiencia con nitrgeno en
operaciones de reacondicionamiento de pozos lo convirti en la primera eleccin para
operaciones de perforacin bajo balance, ya que es un gas inerte que entre otras
ventajas disminuye la corrosin y evita las explosiones o fuegos en el fondo del pozo.
La utilizacin de Nitrgeno criognico o lquido en operaciones de perforacin es
limitada debido a la gran cantidad de Nitrgeno requerida para una operacin
bajobalance. Otra opcin es la utilizacin de gas natural , el cual si est disponible ha
probado ser una buena alternativa para operaciones de perforacin. Si se est
perforando bajo balance un yacimiento de gas, se puede utilizar un pozo productor
cercano, , el gasoducto de produccin para obtener el suficiente gas natural
necesario a una adecuada presin para la operacin de perforacin bajobalance. Esto
evita la inyeccin de aire-oxgeno dentro del pozo y cuando esta disponible es un
sistema econmico de perforacin.
Caractersticas de la perforacin con aire-gas:
Tasas de Penetracin altas. Aumenta la vida til de la broca. Aumenta el rendimiento de la broca. Buenos trabajos de cementacin. Pozo en calibre. Alta productividad del yacimiento. No puede manejar grandes influjos de agua. Pueden presentarse baches de aire-agua. Pueden producirse anillos de lodo en la tubera si hay influjo de agua. La buena limpieza del pozo depende de la velocidad en el anular.
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5.1.2 Perforacin con Niebla Si los sistemas de gas o aire seco no son apropiados, la inyeccin de una pequea
cantidad de lquido formar inicialmente un sistema de niebla. El fluido aadido al
ambiente gaseoso se dispersar en pequeas gotas y formar un sistema de
perforacin de niebla. Generalmente, esta tcnica ha sido usada en reas donde existe
influjo de agua de formacin y evita algunos problemas que pueden presentarse si se la
perfora con aire seco. Se utiliza en aplicaciones especiales, ya que la limpieza del pozo
es ms difcil en sistemas de perforacin con niebla.
Caractersticas de la Perforacin con Niebla:
Similar a la perforacin con aire seco con adicin de lquido. Depende de la velocidad en el anular para remover los cortes. Disminuye la formacin de anillos de lodo en la tubera. Volmenes requeridos de aire-gas ms altos, 30 40% ms que con aire
seco.
Presiones de Inyeccin ms altas que con aire-gas seco. Incorrectas relaciones de aire/gas lquido produce baches en superficie.
5.1.3 Perforacin con espuma El sistema de espuma estable se logra inyectando una mayor cantidad de lquido y un
agente espumante o surfactante. La espuma estable que se utiliza para perforar tiene
una textura como la de la espuma de afeitar. Es un fluido de perforacin muy bueno
con una capacidad de acarreo de cortes muy alta por su elevada viscosidad y una
densidad baja, lo que permite tener columnas hidrostticas reducidas en el pozo. En los
sistemas de espuma tradicional, una espuma estable mantiene dicha condicin incluso
cuando retorna a superficie convirtiendose en un problema si la espuma no se puede
romper lo suficientemente rpido. En los antiguos sistemas de espuma, la cantidad de
agente antiespumante tena que ser examinada cuidadosamente para que la espuma se
rompiera antes de que cualquier fluido dejara los separadores. Especialmente en la
perforacin con sistemas cerrados de circulacin, la espuma estable podra causar
problemas de sobreflujo por los separadores. Los sistemas de espuma estable
recientemente desarrollados son ms fciles de romper y el lquido se puede reciclar,
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necesitando una menor cantidad de agente espumante y utilizando un sistema cerrado
de circulacin.
En superficie la calidad de la espuma utilizada para la perforacin esta normalmente
entre 80% y 95 %. Esto significa que entre el 80% y 95% del fluido es gas y el
restante porcentaje es lquido, generalmente agua. En el fondo del pozo debido a la
presin hidrosttica de la columna en el anular, esta relacin cambia porque el volmen
de gas se reduce al comprimirse. Una calidad promedio en el fondo del pozo esta entre
50% y 60%.
Caractersticas de la perforacin con espuma:
La adicin de lquido en el sistema reduce el influjo de agua. Alta capacidad de acarreo de cortes de perforacin. Alta tasa de penetracin por baja densidad y buena limpieza. Reduce tasas de bombeo de lquido por su capacidad de acarreo. Reduce tendencia de baches dentro del pozo. No afecta la remocin de cortes ni la densidad equivalente de circulacin
(ECD) cuando se presentan cortes ocasionales en los retornos de la espuma
a superficie.
Es necesario buen control en superficie y condiciones estables en el fondo del pozo.
Es necesario pre-disear el sistema de rompimiento de la espuma en superficie antes de la operacin.
Se requiere equipo adicional en superficie.
5.1.4 Sistemas aireados o gasificados (dos fases) Si un sistema de espuma es demasiado ligero para el pozo, se puede utilizar un sistema
gasificado. En estos sistemas el lquido se gasifica para reducir la densidad. Hay varios
mtodos que se pueden utilizar para gasificar un sistema lquido. Estos mtodos se
discuten en los sistemas de inyeccin. La utilizacin de gas y lquido como sistema de
circulacin en un pozo complica el programa hidrulico. La proporcin de gas y lquido
debe ser calculada cuidadosamente para segurar que se utiliza un sistema de
circulacin estable. Si se utiliza demasiado gas, se producir un atascamiento. Si no se
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utiliza suficiente gas, se excede la presin requerida del fondo de hueco y el pozo se
convierte en un sistema sobrebalanceado.
5.2 Fluidos de fase nica
La primera aproximacin es normalmente utilizar un sistema fluido con una densidad lo
suficientemente baja para proporcionar una condicin bajo balance. Si se puede utilizar
agua entonces este es el primer paso a tomar. Si el agua es demasiado densa se puede
considerar el aceite. Se debe recordar que un pozo se puede comenzar con un sistema
de base petrleo, pero si el yacimiento produce petrleo crudo el sistema de
circulacin se convertir en petrleo crudo, ya que el petrleo base no puede ser
separado del crudo. Si se bombea a $25 por barril de petrleo base y se produce a $15
por barril de petrleo crudo, perforar un pozo bajo balanace no tiene ningn sentido
econmico. Si se selecciona un sistema de petrleo crudo, el taladro de perforacin
debe estar equipado para asegurar que el crudo se puede desgasificar antes de que
entre al sistema de hoyo cerrado. En una equipo de perforacin mar adentro se debe
utilizar un sistema de piscinas completamente cerrado, ventilado y purgado
constantemente con Nitrgeno para asegurar que no se acumulan gases liberados del
crudo.
Se ha intentado la utilizacin de aditivos, como esferas de vidrio, para hacer un fluido
ms liviano. Sin embargo debido a que dichas esferas de vidrio se salen del sistema por
encima de las zarandas, se quedan en el equipo de separacin de slidos o son
trituradas o daadas en su paso atravs del sistema, se necesita agregar
continuamente esferas nuevas al sistema. La adicin de esferas de vidrio es una opcin
cara y no muy efectiva para alivianar el fluido.
5.3 Sistemas de inyeccin de gas
Si se requiere reducir la densidad de un fluido, puede seleccionarse la inyeccin de gas
dentro de la corriente del fluido. Esto ofrece una eleccin ms amplia no slo dentro
del gas utilizado, sino tambin del modo en que el gas es utilizado en el pozo.
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Normalmente el gas natural o el nitrgeno se utilizan como gas de inyeccin aunque
tanto CO2 como O2 pueden ser utilizados. Sin embargo, no se recomienda ningn gas
que contenga oxgeno por dos razones bsicas. La combinacin de oxgeno y fluidos
salinos con las altas temperaturas del fondo del pozo causan una corrosin severa en
la tubera utilizada en el pozo, tanto en el revestimiento como en la sarta de
perforacin. Adicionalmente, si durante el proceso de perforacin llegan a entrar
hidrocarburos en el pozo lo cual es de esperarse en un ambiente de bajo balance, una
situacin potencialmente explosiva puede presentarse, resultando en un incendio en
fondo de pozo.
Varios mtodos de inyeccin de gas estn disponibles para reducir la presin
hidrosttica, y son tratados a continuacin.
5.3.1 Inyeccin por la tubera de perforacin Se inyecta gas comprimido al mtiple de la lnea de inyeccin donde
se mezcla con el fluido de perforacin. La principal ventaja de este
sistema que no se necesita equipo especial en fondo de pozo. La
utilizacin de vlvulas antiretorno confiables es requerida para
prevenir el flujo hacia arriba a travs de la tubera de perforacin.
Las tasas de inyeccin de gas utilizadas al perforar con el sistema de
inyeccin a travs de la tubera de perforacin son normalmente ms
bajas que con una inyeccin de gas anular. Utilizando este sistema se
pueden conseguir bajas presiones en fondo de pozo. Las desventajas
de este sistema incluyen la necesidad de parar el bombeo y aliviar la
presin remanente atrapada en la sarta de perforacin cada vez que
se hace una conexin. Esto ocasiona incrementos en la presin de
fondo y puede ser difcil obtener un sistema estable y evitar los
picos de presin en el yacimiento cuando se utiliza la inyeccin a travs de la tubera
de perforacin. La utilizacin de herramientas de MWD del tipo de pulso de lodo es
posible solamente hasta concentraciones del 20% de gas por volumen. Si se utilizan
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volmenes de gas ms altos, el sistema de pulso utilizado en sistemas de transmisin
MWD dejar de funcionar. Herramientas especiales de MWD tales como
herramientas electromagnticas debern ser utilizadas si se requieren altos tasa de
inyeccin de gas. Estas herramientas, sin embargo, no funcionan muy bien en
operaciones mar adentro o si se perforan cantidades significativas de evaporitas. Una
alternativa es conectar la herramienta de MWD desde el fondo del pozo hasta
superficie mediante un cable elctrico. Esta tcnica ha sido usada con xito en
operaciones de perforacin con tubera flexible (coiled tubing drilling). Si se va a
utilizar tubera de perforacin pueden utilizarse conectores hmedos (wet connectors
), sin embargo, el tiempo adicional requerido para utilizar esta tcnica puede ser una
limitante. Una desventaja adicional de la inyeccin de gas a travs de la tubera de
perforacin es la impregnacin del gas dentro de cualquier sello de caucho en las
herramientas de fondo de pozo. Los motores de desplazamiento positivo PDM tienden
a fallar cuando los componentes de caucho se impregnan con el gas de inyeccin y
lurgo son sacados hasta superficie. Una vez que el viaje es realizado, caucho puede
explotar o hincharse como resultado de la expansin del gas que no puede dispersarse
fuera del estator lo suficientemente rpido. Este efecto (decompresin explosiva)
destruye no slo los motores PDM, sino que tambin afecta cualquier sello de caucho
utilizado en fondo de pozo, resultando en un grave problema de falla de los motores
que puede ser muy costoso para la operacin de perforacin. Componentes especiales
de caucho han sido desarrollados y el diseo de los motores modificado para permitir
esta expansin. La mayora de proveedores de motores PDM pueden ahora
proporcionar motores especialmente diseados para ser usados en este tipo de
ambientes de fondo de pozo. Sin embargo, Si se considera la inyeccin de gas a
travs de la tubera de perforacin, la utilizacin de turbinas de metal debera ser
considerada dependiendo de las demandas de la operacin. Precauciones debern ser
tomadas cuando se va a desensamblar el ensamblaje de fondo en el caso de que exista
alguna presin atrapada en las herramientas del BHA.
5.3.2 Inyeccin anular
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La inyeccin anular de gas a travs de una sarta concntrica es la
tcnica que ha sido mas usada en las operaciones mar adentro en
el Mar del Norte. Este mtodo es bueno, si se tiene un esquema de
completamiento con tubera de produccin (tubing) o un
revestimiento conveniente est instalado en el pozo. En el caso de
un pozo nuevo, una sarta corta de revestimiento (liner) deber ser
sentado justo en el tope de la formacin objetivo. Esta tubera es
luego extendida hasta superficie utilizando un colgador de tubera
de produccin modificado para suspender la sarta o revestimiento
temporal (tie-back). El gas es inyectado en el anular conformado
entre el revestimiento del pozo y la sarta de revestimiento
temporal para facilitar la obtencin de la presin de fondo
requerida durante la operacin de perforacin. La sarta de
revestimiento temporal es recuperada antes de la instalacin del
completamiento final del pozo. Exista una alternativa para el caso
de un pozo antiguo el cual tiene el completamiento instalado e incorpora mandriles
para vlvulas de levantamiento por gas. Estos pueden ser calibrados para proporcionar
las presiones de fondo correctas durante la operacin de perforacin. La desventaja
que se tiene con este tipo de operacin es que el tamao del hueco y las herramientas
requeridas estn restringidas por el mnimo dimetro interior del completamiento. La
ventaja principal de ste sistema es que la inyeccin de gas contina durante las
conexiones, creando as presiones de fondo de pozo mas estables. Al mismo tiempo
que el gas es inyectado por va anular, un fluido de fase nica es bombeado a travs de
la sarta de perforacin. Esto tiene la ventaja de que las herramientas de MWD operan
en su medio preferido lo cual puede tener un efecto positivo en el costo operacional
de un proyecto. Las desventajas de este sistema sin embargo, son que un esquema
conveniente de completamiento/revestimiento deber estar disponible y el punto de
inyeccin deber estar localizado suficientemente profundo para obtener las
condiciones de bajo balance requeridas. Puede haber algunas modificaciones
requeridas en la cabeza de pozo para la instalacin de la sarta de revestimiento
temporal y el sistema de inyeccin de gas.
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5.4 Inyeccin de gas por tubera parsita
La utilizacin de una pequea sarta parsita sujeta a la parte
exterior del revestimiento para la inyeccin de gas, realmente slo
se utiliza en pozos verticales. Por razones de seguridad dos sartas
de tubera flexible de 1" o 2" se sujetan al revestimiento que ser
sentado justo arriba del yacimiento a medida que el revestimiento
es corrido dentro del pozo. Mediante este sistema, el gas es
inyectado a travs de la tubera parsita en el anular de
perforacin. La instalacin de una sarta de resvestimiento de
produccin y la corrida de dos sartas parsitas hacen de esta una
operacin complicada. Se requiere la adaptacin de la cabeza del
pozo para proporcionar conexiones en superficie para los tubos
parsitos. El sistema no puede ser utilizado en pozos desviados, ya
que el tubo parsito es arrancado con el revestimiento sobre el lado
inferior del hoyo. Los principos de operacin y las ventajas del sistema son las mismas
que para el caso anterior.
6. Estudios de yacimiento
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Antes de que la operacin de perforacin bajo balance sea emprendida, se necesita
realizar una significativa cantidad de trabajo en el yacimiento. No slo se requiere una
presin del yacimiento exacta, sino que el mecanismo de dao del yacimiento debr ser
comprendido para asegurar que los beneficios requeridos son en efecto posibles.
Ciertos pozos o yacimientos son buenos candidatos para las operaciones bajo balance y
resultan en un recobro mejorado. Otras formaciones o campos pueden no ser
convenientes para la perforacin bajo balance por una variedad de razones. Un resumen
de estas razones es listado a continuacin:
Yacimientos que se beneficiarn de la perforacin bajo balance:
Formaciones que usualmente sufren dao mayor de formacin durante las operaciones de perforacin o completamiento.
Formaciones que usualmente exhiben alta tendencia a las pegas diferenciales y prdida de tubera.
Formaciones que exhiben zonas de alta prdida de circulacin o invasin de fluidos durante la perforacin o el completamiento.
Pozos con largas fracturas macroscpicas. Pozos con formaciones masivas heterogneas o altamente laminadas que exhiben
diferencias en permeabilidad, porosidad o garganta de poro a travs de ellas.
Yacimientos de alta productividad con media a alta permeabilidad. Formaciones sensitivas a los fluidos de perforacin Formaciones que generalemente exhiben muy bajas ratas de penetracin en
condiciones sobrebalanceadas.
Yacimientos que generalmente no se beneficiarn de la perforacin bajo balance:
Pozos en reas de muy bajo costo de perforacin convencional. Pozos de extremadamente baja permeabilidad. Formaciones pobremente consolidadas. Pozos con baja estabilidad de la cara de la formacin. Pozos con zonas laminares de matriz vagamente cementada. Pozos que contienen mltiples zonas de diferente presin.
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Ser requerida una prueba de barrido de ncleo o muestra de la formacin para
establecer la compatibilidad entre el fluido de perforacin propuesto, y los fluidos
producidos del yacimiento. Esto es crucial si se perforan yacimientos de petrleo en
condicin bajo balance. Se necesita revisar el potencial para la formacin de escamas
o costras y emulsin antes de que las operaciones de perforacin empiecen. La
estabilidad y el ndice de resistencia a la compresin no confinada (UCS) de la zona de
inters debern ser determinadas para verificar que la trayectoria propuesta para el
pozo es estructuralmente capaz de ser perforada con la cada de presin anticipada en
la formacin.
Se debe revisar la productividad esperada con el grado de bajo balance propuesto. El
objetivo de la perforacin bajo balance es limpiar el yacimiento, no que el pozo
produzca a su mxima capacidad. Se debe saber si existen probabilidades de que el
yacimiento produzca, ya que un influjo de agua puede tener efectos significativos
sobre el proceso de bajo balance. Es importante que se analice la productividad
esperada con los ingenieros de yacimientos para obtener una buena indicacin de si la
perforacin bajo balance ser beneficiosa en dicho caso.
Una vez que las condiciones del yacimiento son comprendidas, y que se ha robado no
solo que es ventajoso perforar el pozo bajo balance sino que el perfil propuesto del
pozo es tambin suficientemente estable, puede seleccionarse el equipo de superficie.
7. Equipo de superficie para operaciones PPE
El equipo de superficie para la perforacin bajo balance se puede dividir en 4
categoras principales. Estas son:
Sistema de perforacin Equipo de generacin de gas Equipo de control del pozo Equipo de separacin de superficie
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Si se utiliza el proceso de plataforma o equipo de exportacin al perforar en condicin
bajo balance, esto se considera como un tema aparte y por lo tanto no est incluido en
este documento.
7.1 Sistema de perforacin
El tamao del hueco y la penetracin en el yacimiento tanto como la trayectoria
direccional determinarn cual es la sarta de perforacin ptima entre tubera flexible
y tubera de uniones roscadas. Si el tamao del hueco es mayor de 6-1/8, tubera de
uniones roscadas deber ser usada. Para amaos de hueco de 6-1/8 o menores
tuberia flexible puede ser considerada. Actualmente el tamao de tubera flexible
utilizado para operaciones de perforacin est entre 2 y 2-7/8 de dimetro
externo. Esto se debe a muchos factores incluyendo: tasa de flujo a travs del rollo,
cada de presin a travs de la tubera, peso sobre la broca, perfil del pozo, mximo
peso a levantar, tanto en el hueco como del equipo superficie y el peso del rollo de
tubera mismo. Algunas veces puede suceder que el sistema ideal de tubera flexible
para un operacin piueda ser descartado debido a otros factores tales com gra o
limitaciones de transporte o la vida til de la tubera flexible puede no ser
econmicamente factible.
El sistema de tubera enrollada tien varias ventajas y desventajas sobre los sistemas
de tubera con uniones roscadas. Para los sistemas de tubera enrollada, las
propiedades de la sarta de perforacin y los viajes bajo presin debern ser
considerados. La instalacin de un sistema de empuje o de retencin (Snubbing unit)
de la tubera bajo presin en una plataforma o en un taladro con una distancia fija
entre la mesa rotaria y la cabeza del pozo puede causar graves problemas. Varias
operaciones en taladros de perforacin en tierra tuvieron que ser rediseadas para
acomodar los sistemas de empuje/retencin asistentes de taladro.
7.1.1 Tubera enrollada versus tubera de uniones roscadas
Tubera enrollada Tubera de uniones roscadas
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No se realizan conexiones durante la perforacin.
Las conexiones requieren suspender la inyeccin de gas causando picos de presin.
Contencin de presin ms alta. Presin de trabajo de los desviadores / cabezales rotatorios est limitada a 3000 psi.
Linea de cable rgido hace a los sistemas MWD ms simples en fluidos gasificados.
Los sistemas MWD no son confiables en sistemas gasificados.
No se requiere un sistema de empuje/retencin de tubera.
La utilizacin de presin requiere una unidad de retn.
Tamao mximo del hoyo 6" . Sin limite de tamao del hoyo. Limpieza del hoyo ms crtica. Limpieza del hoyo puede ser asistida por
rotacin Potencial para colapso de la tubera en pozos de alta presin.
Conexiones de sarta de perforacin especiales requeridas para campos de gas.
Trabajo posible de perforacin a travs de la tubera de produccin.
El trabajo a travs de la tubera de produccin (thru tubing) requiere herramientas especiales en la mesa en el caso de taladros convencionales.
Sistema preventor de reventones (BOP) mas pequeo.
Sistema preventor de reventones requiere el uso de desviador /cabezal rotatorio
Los costos son ms bajos. Costos ms altos como resultado del taladro de perforacin.
Limitada maniobrabilidad en el caso de arrastre o pega de tubera
Habilidad para perforar largas secciones horizontales
7.2 Equipo de generacin de gas
7.2.1 Gas natural
Si se utiliza gas natural para la perforacin bajo balance, puede necesitarse un
compresor de gas natural. Esto tendr que ser revisado una vez que la fuente de gas
sea conocida. La mayora de las plataformas de produccin tendrn una fuente de gas
de alta presin . Sern requeridos un regulador de flujo y un regulador de presin
para controlar la cantidad de gas inyectado durante el proceso de perforacin.
7.2.2 Nitrgeno Criognico
Se puede considerar la utilizacin de Nitrgeno en tanques para localizaciones en
tierra donde camiones de gran tamao pueden ser utilizados para suministrar el
Nitrgeno. Nitrgeno criognico transportado en tanques de 2000 galones
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proporciona una alta calidad de Nitrgeno y utiliza equipo que por lo general es menos
costoso. El Nitrgeno lquido es pasado a travs del convertidor de Nitrgeno, donde
el fluido es bombeado a presin antes de ser convertido en gas. Posteriormente el gas
es inyectado dentro de la sarta. Generalmente se requiere solo un convertidor de
Nitrgeno y un tanque de trabajo con tanques adicionales que son suministrados en la
medida en que son requeridos. Para operaciones de mas de 48 horas el requerimiento
de Nitrgeno lquido puede ser bastante alto, lo cual puede resultar en dificultades de
tipo logstico. El uso de Nitrgeno criognico para operaciones mar adentro en
oscasiones no es recomendado dependiendo de la aplicacin. Bombear 1500 scft/min
de Nitrgeno en un periodo de perforacin de 24 horas requerira 15 tanques de 2000
galones cada uno. El traslado de estos tanques hacia y desde una plataforma es una
tarea significativa que implica serios riesgos en materia de seguridad. Si la
perforacin continuara por varios das, se requeriran dos barcos dedicados para
mantener el suministro.
Para evitar este problema de suministro de Nitrgeno, a menudo se recomienda el uso
de generadores de Nitrgeno en operaciones mar adentro.
7.2.3 Generacin de nitrgeno
Un generador de Nitrgeno no es ms que un sistema de filtros que filtra el
Nitrgeno sacndolo de la atmsfera. Pequeas membranas son usadas para filtrar el
aire. El aire enriquecido de oxgeno es ventilado a la atmsfera y el nitrgeno es
comprimido hasta la presin de inyeccin requerida.
Nitrogen Generation System
NitrogenGenerator
BoosterCompressor
1500 scft/min
3 x 1000 scft/min
Air Compressors
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Un generador de nitrgeno tiene una eficiencia del 50%. Esto significa que si se
requieren 1500 scft/min de nitrgeno, 3000 scft/min de aire debern ser
alimentados al generador. Un sistema completo de generacin e inyeccin de
Nitrgeno para 1500 scft/min se compondra de 3 o 4 compresores grandes de aire,
un generador de Nitrgeno y un elevador de presin (Booster). Este equipo ocupa un
espacio significativo en la cubierta en una torre de perforacin mar adentro o
plataforma. Actualmente estn entrando en el mercado sistemas mejores, de tal
manera que un paquete de generacin de nitrgeno empacado en un contenerdor de 40
ft est disponible con diferentes proveedores del servicio.
Otra de las cuestiones asociadas con la generacin de nitrgeno es la pureza de ste.
Dependiendo de la cantidad de Nitrgeno requerido, la pureza vara. Al 95% de
pureza, 5% de oxgeno ser entregado. Aunque esto no es oxgeno suficiente para
causar niveles de explosin, es suficiente oxgeno para causar problemas significativos
de corrosin. La corrosin empeora cuando se utiliza sistemas de salmuera a
temperaturas elevadas de fondo de pozo.
7.3 Equipo de control del pozo
7.3.1 Sistemas de tubera ensamblada
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El conjunto conven-cional de
preventores de reventones
utilizado en perforacin no
est comprometido durante
las operaciones de
perforacin bajo balance.
Este conjunto de preventores
conven-cionales no se utiliza
para operaciones ruti-narias,
y no se utilizar para
controlar el pozo, excepto en
caso de emergencia.
Un sistema de cabeza
rotativa de control con la
respectiva lnea de flujo
provista con vlvulas de
cierre de emergencia (ESDV)
es instalado en el tope del
conjunto convencional de
preventoras. En caso
necesario, un ariete ciego sencillo operado por una unidad acumuladora especial es
instalado debajo del conjunto convencional de preventoras para permitir que el
ensamblaje de fondo sea corrido en el pozo bajo presin.
7.3.2 Sistemas de tubera flexible enrollada
1.00 m
Rig Floor
Skid Deck
Rotating Control Headsystem
Flow Spool
5.79 m
ESD Valve
Primary Flowline
1.24 m
Annular Preventer
Pipe Rams
Variable Rams
Secondary Flowline
Blind / Shear Rams
Working Blind Ram
Drilling spoolChoke / Kill Lines
Flow Spool
Snubbing SystemPotentially required
Typical BOP Stack Up SketchNot to scale forInformation only
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El control del pozo,
cuando se perfora con
siste-mas de tubera
flexible es mucho ms
simple. Se puede utilizar
un lubricador para
instalar los com-
ponentes princi-pales
del ensam-blaje de
fondo, o si es posible
utilizar una vlvu-la de
seguridad instalada
dentro del pozo, enton-
ces no se requiere el uso
de un lubricador en
superficie, y el cabezal de inyeccin puede ser colocado directamente encima del
sistema de cabeza de pozo.
Los sistemas de tubera flexible pueden ser corridos dentro y fuera del hueco ms
rpidamente y el armado del equipo es mucho ms simple. Una consideracin a tener en
cuenta con sistemas de tubera flexible es la fuerza de corte de los arietes de corte
(shear rams). Se debe verificar que los arietes de corte efectivamente cortarn la
tubera y cualquier sistema de cable de acero o linea de control, dentro de la tubera.
Un ejemplo de sistema de preventoras para una operacin con tubera flexible en un
pozo completado, es mostrado aqu.
CT Riser Section
Stuffing Box andInjector Head
Stripper Assembly
Tree Connector
Blind Rams
Shear Rams
Slip Rams
Pipe Rams
Blind Ram
Ground Level
Main Flow line with ESDvalves to choke manifold
Kill Line
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7.4 Sistema de Empuje/Retencin de tubera (Sistema de Snubbing) Si los viajes de tubera van a ser realizados en condiciones de bajo balance, un
sistema de empuje/retencin de tubera deber
ser instalado encima del sistema de cabeza
rotativa de control. Los sistemas actuales
utilizados en operaciones mar adentro son llamados
sistemas de empuje/retencin asistentes de
taladro. Un gato con un recorrido de 10 pies se
utiliza para empujar la tubera dentro del pozo, o
para sacarla fuera del pozo. Una vez que el peso de
la sarta corrida dentro del pozo excede la fuerza
hacia arriba ejercida po el pozo, el sistema de
empuje/retencin se deja en espera y la tubera es
corrida en el hueco de manera convencional. La
capacidad de instalar un sistema de
empuje/retencin de tubera por debajo de la mesa del taladro permitir que la mesa
sea usada de la misma manera que en operaciones de perforacin convencional.
El sistema de empuje/retencin de tubera es llamado tambin unidad asistente de
taladro. Esta unidad necesita el sistema de malacate del taladro para halar y para
correr la tubera dentro del hueco. Est diseada para tratar slo con las situaciones
de tiubera ligera.
7.5 Sistema de cabeza rotativa de control El sistema de cabeza rotativa de control
deber ser dimensionado y seleccionado sobre
la base de las presiones esperadas en
superficie. Un pozo con una presin de
yacimiento de 1000 psi no necesita un sistema
de cabeza rotativa de control para 5000 psi.
Un amplio nmero de Compaas ofrecen
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sistemas de cabezas rotativas de control para perforacin bajo balance.
El sistema de cierre de emergencia (ESD) en una operacin de perforacin bajo
balance cierra el pozo en la linea de flujo principal y apaga las bombas y el sistema de
inyeccin de gas. El sistema de cierre de emergencia puede ser operado remotamente
desde varios lugares sobre la localizacin cuando se perfora bajo balance.
7.6 Equipo de separacin
Oil / Water/ Drilling Fluid
Gas Gas Injection
ChokeManifold
RigPump
Solids Disposal
Rig AssistSnubbing Unit
RotatingControl Head
SnubbingBOP
DrillingBOP
Drilling Fluid
DrillingFluid
Surface SeparationPackage
El equipo utilizado en operaciones terrestres a comienzos de la perforacin bajo
balance era demasiado grande para ser utilizado en operaciones mar adentro.. El
sistema de separacin tiene que ser adaptado de acuerdo a los fluidos del yacimiento
que se esperan. Un separador para un campo de gas seco es significativamente
diferente de un separador requerido para un campo de petrleo pesado. El sistema de
separacin debe ser diseado para manejar el influjo esperado, y debe ser capaz de
separar el fluido de perforacin del flujo que retorna del pozo para que pueda ser
bombeado hacia dentro del pozo una vez ms.
Recientemente han aparecido varios enfoques en la tecnologa de separacin.
Separar el gas primero y despus tratar con los fluidos y los cortes.
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Separar los slidos para minimizar la erosin y despus tratar con el gas.
El enfoque tomado depende en gran parte de los fluidos que se esperan del yacimiento.
Se debe reconocer que la tecnologa de separacin para la perforacin bajo balance
puede tener que manejar hasta 5 o 6 fases.
Fluido de perforacin Cortes Gas Petrleo Producto de condensacin Nitrgeno
Un ejemplo de sistema de separacin de 4 fases es mostrado a continuacin:
Se requiere un cuidadoso diseo del sistema de separacin de superficie una vez que
son conocidos los fluidos del yacimiento. Gas seco es mucho mas simple de separar que
un crudo pesado o que los fluidos provenientes de un yacimiento de gas condensado. El
WATER-BASED DRILLING
FLUID
WELL
COILEDTUBING
REEL N2 STORAGE TANK
N2 PUMP
FLUID PUMP
MUD TANKS
4 PHASE SEPARATOR
CUTTINGSSKIP
POOR-BOYDEGASSER
OIL TRANSFER PUMP TO
PRODUCTION SHIPPING LINE
TO ATMOSPHERE /FLARE
OIL SURGE
TANK
WATER TRANSFER
PUMP
WATER SURGE TANK
UB CHOKE
DRILLING CHOKE
12345SANDTRAP
SLUDGE PUMP
KEY NITROGEN/GAS
SOLIDS
OI
FLOW DIRECTION
TWO PHASE (FOAM)
TWO PHASE AND CUTTINGS
CHARGE PUMP
SHALE SHAKER
TRIP TANK
VACUUM DEGASSER
CENTRIFUGESYSTEM
VENT VENT VENT
VENT
CT REEL MANIFOLD
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sistema de separacin deber ser adaptado al yacimiento y a los requerimientos de
superficie. Esto requiere un alto grado de flexibilidad el cual puede ser obtenido
utilizando un sistema modular
Se recomienda la utilizacin de un sistema modular para operaciones mar adentro, ya
que la capacidad de izamiento de la plataforma y de las gras del taladro est a
menudo limitada a 15 o 20 toneladas. Para reducir el rea total de un paquete de
separacin, se utilizan separadores verticales en operaciones mar adentro a
diferencia de los separadores horizontales utilizados en operaciones terrestres.
Ejemplo de un sistema de separadores verticales modulares
7.6.1 Adquisicin de datos El sistema de adquisicin de datos utilizado en el sistema de separacin debera
proporcionar tanta informacin como sea posible. Esto permitir que se obtenga la
mxima cantidad de informacin del yacimiento mientras se perfora. Tambin
permitir un cierto grado de pruebas del pozo durante la perforacin. El aspecto de
seguridad de la adquisicin de datos no se debera pasar por alto, ya que el control del
pozo est directamente relacionado con las presiones y las tasas de flujo vistas en la
superficie.
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7.6.2 Control de erosin El monitoreo de la erosin y la prediccin de la erosin en la tubera de trabajo es
esencial para operaciones seguras. La utilizacin de tecnologa no destructiva se ha
encontrado insuficiente en el monitoreo de la erosin. Actualmente se utiliza un
sistema automatizado de probetas de erosin. Esto permite una prediccin exacta de
las tasas de erosin en la tubera de trabajo en superficie.
Los lmites de velocidad del flujo aplicados por la industria para el control de la
erosin estn definidos en el API prctica recomendada RP14. La desventaja de estas
guas es que la cantidad de slidos en las operaciones de produccin es significamente
ms baja que en operaciones de perforacin bajo balance.
La utilizacin de las probetas de erosin tambin ha permitido la prediccin de la
limpieza del hoyo y el colapso del hueco. Cuantos ms datos se recogen, mejor se
entiende el comportamiento de los cortes de perforacin en pozos perforados con la
tcnica de bajo balance. La erosin en la tubera de trabajo en superficie es todava
un problema en pozos de altas tasas de flujo y tiene un significativo impacto en el
costo de la operacin.
7.7 El proceso de circulacin Los fluidos del yacimiento ascienden a travs del anular haciala superficie. El sistema
de cabeza rotativa de control (Desviador de flujo) asegura que el pozo permanece
cerrado. El fluido sale del pozo a travs de la lnea de flujo principal hacia el mltiple
estrangulador de pruebas de pozo. Los estranguladores estn normalmente abiertos y
variando la tasa de inyeccin de gas o la tasa de inyeccin de lquido se controla el
pozo. Desde el mltiple estrangulador, el flujo entra en el separador de la primera
etapa donde el gas es separado y los slidos son extrados de la corriente de flujo
mediante un sistema vrtice. El fluido proveniente de esta primera etapa de
separacin entra en el separador de segunda etapa donde el fluido es desgasificado y
cualquier cantidad de slidos remanentes es eliminada. El fluido de perforacin se
devuelve a los tanques de lodo mientras el crudo producido es enviado a un tanque de
almacenamiento, o a las facilidades de produccin. El fluido de perforacin se bombea
de vuelta al pozo para empezar el ciclo una vez ms.
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Actualmente es normal tener un separador de primera etapa y uno de seguda etapa en
operaciones mar adentro. Esto es principalmente para asegurar que el fluido de
perforacin es desgasificado completamente antes de ser enviado de regreso a los
tanques de lodo dentro del taladro. Si un campo de gas condesado se perfora, se
requiere a menudo una tercera vasija para asegurar que el condensado es separado.
Nuevos avances en la tecnologa de separacin estn siendo investigados para asegurar
que los paquetes de separacin en superficie son ms pequeos y cada vez ms
automatizados.
8. Completamiento de pozos perforados en condicin bajo balance
La mayora de los pozos previamente perforados bajo balance no pudieron ser
completados en esta condicin. Los pozos eran desplazados a un fluido pesado que
produca la condicin de sobrebalance antes de correr la sarta corta de produccin o
el completamiento. Dependiendo del tipo de fluido de completamiento, se presentar
algun dao de formacin . Este dao no es tan severo para el caso de salmueras de
completamiento como para el caso del lodo de perforacin debido a que los cortes y
finos de perforacin han sido eliminados. Sin embargo, reducciones en la
productividad de un 20 a un 25 % se han encontrado en pozos perforados en
condicin bajo balance que han sido sobrebalanceados para la instalacin del
completamiento.
Si el propsito de la perforacin bajo balance es la mejora del yacimiento, es
importante que el yacimiento nunca sea expuesto a presiones de sobreabalance con un
fluido que no pertenece al yacimiento. Si el pozo se perfor de forma bajo balance
para solucionar problemas de perforacin, y la mejora de productividad no fue
deteriorada, entonces el pozo puede ser sobrebalanceado y un procedimiento
convencional de completamiento pede ser llevado a cabo.
Varios mtodos de terminacin estn disponibles para pozos perforados bajo balance:
Sarta corta de produccin y caoneo Sarta corta ranurada Mallas para control de arena
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Hueco abierto
Todas estas opciones pueden ser utilizadas en pozos perforados en condicin bajo
balance. La utilizacin de sartas cortas de tubera cementada en pozos perforados bajo
balance no es recomendada si las ganancias en la productividad del yacimiento tienen que
ser mantenidas. Independiente del tipo de sarta corta utilizada, el proceso de
instalacin del completamiento es exactamente el mismo. Se asume que un
completamiento con empaque de produccin es instalada. El empaque de produccin y la
tubera de cola son normalmente corridos y sentados con tubera de perforacin llevando
un tapn de aislamiento instalado en la tubera de cola. Si el pozo es mantenido bajo
balance, la presin del pozo normalmente requerir que el empaque de produccin y el
tubo de cola sean empujados dentro del pozo contra la presin en cabeza de pozo. La
utilizacin de equipo de completamiento operado a presin en pozos perforados bajo
balance no es recomendable. Se debera utilizar un empaque de produccin instalado
mecnicamente.
8.1 Corrida de tubera bajo presin (Snubbing) Con la presin del pozo actuando de forma ascendente sobre el complpetamiento, el
peso del ensamblaje ser menor que la fuerza ascendente. Esto significa que se
requiere un sistema de empuje de tubera bajo presin para correr el ensamblaje del
empaque en el hueco.
En un sistema de perforacin bajo balance se puede permitir que el pozo fluya a
travs del paquete de separacin de superficie. Esto es una ventaja sobre las
operaciones tradicionales de empuje de tubera ya que la presin de la superficie de
un pozo que fluye es normalmente ms baja que la presin de cierre del mismo.
En ningn momento durante las operaciones de empuje de tubera bajo presin se
debera comprometer el sistema convencional de preventores de reventones de
control del pozo. Se debe utilizar un preventor de reventones especial para
operaciones de empuje de tubera bajo presin y un desviador rotatorio de flujo
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adicionalmente al sistema de preventores de reventones utilizados en operaciones de
perforacin convencional.
8.2 Instalacin de una sarta lisa de revestimiento de produccin
El utilizar una sarta de tubera lisa como revestimiento de produccin no es diferente
a empujar tubera de perforacin o tubera de produccin bajo presin. El ensamblaje
de fondo del zapato de la sarta de completamiento deber estar equipado con vlvulas
anti-retorno para prevenir que haya flujo hacia arriba por el interior dela tubera.
Esta tubera de revestimiento se corre normalmente con un empaque el cual permite
que la tubera sea empujada en un pozo vivo. Una vez en el fondo, el colgador de la
tubera y el empaque son instalados y el yacimiento queda sellado. Si se requiere el
aislamiento de la zona, un empaque externo para tubera de revestimiento deber ser
corridoa la profundidad predeterminda. Una vez que la sarta de revestimiento ha sido
sentada, la tubera deber ser perforada para obtenr flujo. Esto se puede lograr
utilizando los procedimientos normales. Se debe recordar que cualquier fluido
utilizado debe mantener la condicin de bajo balance.
8.3 Instalacin de una sarta ranurada de revestimiento de produccin o sarta de malla para control de arena
La principal desventaja de utilizar una sarta de tubera ranurada o sarta de mallas
para control de arena en un pozo perforado bajo balance, es el hecho de que no es
posible aislar el pozo a travs de la seccin de tubera ranurada o malla con el sistema
de preventores de reventones.
La utilizacin de ranuras taponadas que se disuelven una vez que la sarta es instalada
en el fondo del pozo no se considera prctica segura para operaciones mar adentro. La
integridad de presin de cada ranura se tendra que probar antes de correr cada
junta en el hueco y esto no es factible. La utilizacin de una cubierta de tubera
especial en las mallas de control de arena aade complicaciones a los procedimientos
de instalacin.
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No se puede correr una sarta de tubera ranurada o de mallas para control de arena
dentro de un pozo en vivo de forma segura. Incluso si todas los ranuras estn tapadas,
la posibilidad de una fuga es demasiado grande. La nica forma de instalar una sarta
de tubera ranurada en un pozo vivo es utilizando el pozo como un lubricador muy
largo y aislando el yacimiento en el fondo del pozo.
Hay muy pocos mtodos mecnicos de aislamiento en fondo de pozo disponibles para la
corrida de una sarta de tubera ranurada. El sistema de tapon puente para sartas de
produccin bajo balance (Underbalanced Liner Bridge Plug (ULBP) system) de Baker
es uno de los pocos sistemas disponibles en el mercado en este momento. Este sistema
permite que se instale un tapn recuperable en la sarta de revestimiento anterior. El
tapn de aislamiento se libera con una herramienta de recuperacin, que est
instalada en el ltimo tubo de la sarta de tubera ranurada. Esta herramienta de
recuperacin desinstala el tapn de aislamiento. Esta herramienta entonces se traga
el tapn de aislamiento o empaque. Esta accin de absorcin de la herramienta de
recuperacin asegura que el tapn y la herramienta de recuperacin son rgidos, y
pueden ser corridos hasta alcanzar la profundidad requerida sin que se tranque en
hueco abierto. Ambos, el empaque y la herramienta de recuperacin han sido
especialmente diseados para ser liberados por la misma sarta de revestimiento corto
(liner).
Si fuera necesario, el pozo puede ser lubricado para tener un fluido de matar en el
tope del tapn y ser desplazado a travs de la tubera ranurada cuando la sarta de
perforacin que est siendo usada como sarta de trabajo selle en la cabeza rotatoria
de control (Desviador rotatorio).
El procedimiento completo para correr un completamiento con sarta de tubera
ranurada en un pozo perforado bajo balance es mostrado en los siguientes 11
diagramas:
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Production Casing
Reservoir
Step 1Drilling Completed
Production Casing
Reservoir
Step 2Out of the Hole
Production Casing
Reservoir
Step 3Run Underbalanced
Liner Bridge Plug
Production Casing
Reservoir
Step 4Underbalanced Liner
Bridge Plug Set
Production Casing
Reservoir
Step 5Run Slotted Liner
Production Casing
Reservoir
Step 6Run Slotted Liner
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Production Casing
Reservoir
Step 7Run Slotted Liner
Production Casing
Reservoir
Step 8Pull Running String
Production Casing
Reservoir
Step 9Run Packer
Production Casing
Reservoir
Step 10Production Packer Set
Step 11Completion
Production Casing
Reservoir
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8.4 Corrida del Completamiento El principal problema de correr el completamiento en un pozo vivo es la instalacin de
la lnea de control de la vlvula de seguridad de sub-suelo (SSSV). Una vez que la linea
de control est conectada, el sistema de preventores de reventones deja de sellar al
rededor de la tubera. Por lo tanto, una vez ms el mtodo ms simple es aislar el
yacimiento antes de correr el completamiento.
En el caso del completamiento, el empaque de produccin con un tapn instalado en la
tubera de cola, es empujado a presin dentro del pozo vivo e instalado con tubera de
perforacin. El ensamblaje del empaque deber ser lubricado dentro del pozo
utilizando el sistema de control de pozo de la unidad de empuje ded tubera bajo
presin.
Una vez que el empaque de produccin est instalado, la tubera de perforacin se
puede utilizar para bombear el fluido de completamiento para proporcionar una
barrera adicional que pueda ser monitoreada si se requiere. El completamiento es
ahora corrido en forma convencional. El tapn de aislamiento en la tubera de cola se
recuperar durante la puesta en produccin del pozo. Una vez ms, antes de quitar
este tapn, el fluido deber haber sido desplazado fuera de la tubera de
completamiento. Esto puede hacerse con una unidad de tubera flexible enrollada
(coiled tubing unit) o con una camisa deslizante.
Una vez que el completamiento ha sido instalado, el pozo est preparado para la
produccin. No se requiere limpieza o estimulacin, en el caso de pozos perforados en
condicin bajo balance.
8.5 Reacondicionamiento de un pozo perforado bajo balance
El procedimiento de reacondicionamiento es el procedimiento inverso de la corrida del
completamiento, por ejemplo, un tapn de suspensin es instalado en la tubera de cola
del empaque de produccin y el pozo es lubricado con fluido de matar. Despus de
recuperar el completamiento, el ensamblaje para recuperar el empaque de produccin
es corrido dentro del hueco hasta la profundidad del empaque, a continuacin el pozo
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es retornado a una condicin de bajo balance antes de recuperar el empaque. Esto
asegura que el fluido de matar, perjudicial para la formacin no entra en contacto con
el yacimiento en ningn momento.
8.6 Pozos multilaterales perforados bajo balance La instalacin de un empaque de produccin con un tapn mecnico permite que la
pierna inferior en un pozo multilateral sea aislada y permanezca bajo balance mientras
que la segunda pierna es perforada. Despus de correr la sarta corta de revestimiento
en la segunda pierna, el completamiento puede ser corrido y un segundo empaque
puede ser instalado y conectado dentro del empaque inferior. Si se requiere el
aislamiento de la seccin, una camisa de flujo se puede instalar en la junta para
permitir la estimulacin seleccionada, o produccin, como se requiera. La reentrada
dentro de ambas secciones es tambin posible utilizando un sistema selectivo. Para
mayores detalles se necesitar revisar los requisitos exactos de un sistema
multilateral.
Perforar un pozo multilateral bajo balance, con el pozo principal produciendo, se puede
conseguir , pero el grado de bajo balance ser pequeo. Una desventaja mayor ser
que la limpieza del lateral es difcil si el pozo principal es un buen productor.
Conseguir suficiente flujo a travs del lateral para levantar fluidos puede ser un reto.
8.6.1 Ventajas y Limitaciones del completamiento de un pozo vivo
A continuacin se enumera los pros y los contras de mantener la condicin de bajo
balance y utilizar un sistema de inyeccim mecnica (Snubbing Unit) para instalar
barreas en fondo de pozo. Esto permite que tanto la sarta de tubera ranurada como
el completamiento sean corridos sin la necesidad de estar en condicin sobrebalance
con fluido de matar en contacto con la formacin.
PROS CONTRAS 1. Dao de la formacin reducido
1. Equipo adicional e interfases requeridas para la retencin/empuje de tubera bajo presin (Snubbing)
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2. Riesgo reducido de fugas en superficie
2. Barreras simples adicionales
3. Posibilidad de utilizar ensamblajes de completamiento iregulares Diferentes dimetros exteriores (OD)
4. Provee barreras de hoyo inferior para la terminacin y el tubo ranurado revestidor del fondo
9. Cuestiones de salud, seguridad y medio ambiente
Debido a que la perforacin bajobalance implica trabajar en un pozo vivo, se requiere
un anlisis de riesgos operacionales a lo largo de todo el proceso. Con este propsito
se ha creado un diagrama de flujo que muestra todos los elementos en el proceso de
perforacin bajo balance. Utilizando este diagrama, cada elemento se puede analizar
para entrada y salida. Este diagrama se ha utilizado con buen resultado para asegurar
que todos los elementos de un sistema de perforacin poco equilibrada son revisados
durante el anlisis de riesgos operacionales (HAZOP). Tambin permite que los
procedimientos y la documentacin sean revisados por todas las partes involucradas
de un sistema de perforacin bajo balance.
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HSE System ElementsHSE System Elements
1. DRILLING LIQUIDSYSTEM
2. GAS SYSTEM
3. RESERVOIR
4. WELL SYSTEM
5. WELLCONTROLSYSTEM
6. SURFACESEPARATION
SYSTEM
8. PLATFORMPROCESS SYSTEM PLATFORM SYSTEM
RIG SYSTEM
7. RIG FLUIDSYSTEM
9.1 Aspectos de medio ambiente El sistema de perforacin bajo balance es un sistema completamente cerrado. Cuando
se combina con un sistema de inyeccin de cortes, y un sistema cerrado de tanqeus de
lodo, un yacimiento que contenga cido sulfuroso (H2S) puede ser perforado de
forma segura utilizando un sistema de perforacin bajo balance. Las presiones y tasas
de flujo son mantenidas tan bajas como sea posible. La intencin no es perforar un
yacimiento y producirlo a su mxima capacidad. Una prueba de pozo puede ser llevada
a cabo durante la perforacin bajo balance para proporcionar alguna informacin de la
productividad. Los hidrocarbonos producidos durante el proceso de perforacin bajo
balance pueden ser conducidos a la planta procesadora de la plataforma, exportados o
quemados. Actualmente se estn llevando a cabo algunos trabajos que buscan reducir
la quema y aumentar el recobro de hidrocarburos para exportacin. En un pozo
prolfico una cantidad signififcativa de gas puede ser quemada durante el proceso de
perforacin. Recuperar este gas proporciona beneficios medioambientales y
econmicos. El petrleo y el condensado recuperados son normalmente exportados a
travs de tanques de alamacenamiento hacia las facilidades de produccin.
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9.2 Aspectos de seguridad Adems del anlisis de riesgos operacionales completo, se requiere una cantidad
significativa de entrenamiento para las cuadrillas para la perforacin bajo balance.
Una cuadrilla de perforacin ha sido instruida durante toda su carrera para que en
caso de una patada de pozo se proceda inmediatamente a cerrar y a matar el pozo.
Durante la perforacin bajo balance la nica cosa que debe evitarse es matar el pozo.
Esto puede deshacer todos los beneficios de la perforacin bajo balance. Trabajar en
un pozo vivo no es una operacin normal para una cuadrilla de perforacin y se
requiere un buen entrenamiento para asegurar que no ocurran accidentes.
El proceso de perforacin bajo balance es ms complejo cuando se compara con las
operaciones de perforacin convencional. La inyeccin de gas, la separacin en
superficie, tanto como empujar o sacar tubera bajo presin pueden ser requeridos en
un pozo. Si los hidrocarburos producidos son bombeados dentro del sistema de
proceso, est claro que la perforacin ya no es una operacin aislada.
El yacimiento es la fuerza impulsora en el proceso de perforacin bajo balance. El
perforador debe entender el proceso, y toda la interaccin requerida entre el
yacimiento, la tasa de inyeccin de lquido de la bomba, la inyeccin de gas y el sistema
de separacin y proceso, para perforar el pozo de forma segura. Cuando las
operaciones de viaje de tubera empiezan, el pozo debe permanecer bajo control.
Empujar la tubera dentro del hueco o sacarla del pozo no son operaciones de rutina y
una cuadrilla de personal especializado en dichas maniobras es enviada al pozo para
correr la tubera dentro del pozo y para sacarla fuera del mismo.
El equipo extra tambin trae un nmero extra de personal a la torre de perforacin.
As adems de una operacin ms compleja, ciertos trabajadores de servicio estn en
la torre y necesitan empezar a trabajar con el personal de la cuadrilla de perforacin.
El personal de perforacin volver a la perforacin convencional una vez que el pozo se
termine. El personal de perforacin necesitar ser entrenado en este cambio de
operacin.
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Si un determinado nmero de pozos van a ser perforados bajo balance en un campo,
una opcin puede ser considerar la perforacin en grupos de pozos de las secciones
del yacimiento. Esto ahorra movimientos de equipos y tambin establece una rutina
con la cuadrilla de perforacin. Se debe afirmar que ocurren pocos accidentes
durante la perforacin bajo balance, y esto se es debido principalmente al gran
nfasis dado a la seguridad durante operaciones en pozos vivos.
9.3 Enfoque paso a paso
Se considera prudente, si varios pozos van a ser perforados bajo balance con una
nueva cuadrilla, emplear un enfoque paso a paso de la perforacin bajo balance. El
primer pozo se perfora bajo balance pero matando el pozo para los viajes de tubera.
El segundo pozo se perfora bajo balance y se viajaen condicin bajo balance, pero se
mata el pozo para completarlo. El tercer pozo se perfora y se termina en condicin
bajo balance. Esto permite que todas las cuadrillas y los proveedores de servicio sean
entrenados y preparen el equipo.
10 Limitaciones
No slo hay ventajas en la perforacin bajo balance. Antes de embarcarse en un
programa de perforacin bajo balance, se deben revisar las limitaciones del proceso.
Hay limitaciones tcnicas adems de limitaciones econmicas y de seguridad en el
proceso de perforacin bajo balance.
Condiciones que pueden afectar adversamente cualquier operacin bajo balance:
Insuficiente capacidad de la formacin para resistir el stress mecnico sin colapsar.
Imbibicin espontnea debido a la incompatibilidad entre el fluido base usado en el fluido de perforacin y la roca o los fluidos del yacimiento. El uso de un fluido no
humectante puede prevenir o reducir esta situacin.
Pozos profundos, de alta presin, altamente permeables representan una limitacin tcnica debido a aspectos de seguridad y de control de pozo.
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Condicin de bajo balance no contnuo. Excesiva produccin de agua de formacin. Zonas altamente productoras de agua localizadas cerca al comienzo de la
trayectoria del pozo afectarn adversamente la condicin de bajo balance a lo
largo del hueco.
Pozos donde se requiere columna hidrosttica de fluido o presin para matar el pozo durante ciertas operaciones de perforacin o completamiento.
Huecos de pequeo dimetro o condiciones de perforacin que resultan en un anular pequeo crearn altas contrapresiones debido a las fuerzas de friccin.
Pozos con objetivos que contengan presin significativa o variaciones de litologa a travs del objetivo.
10.1 Limitaciones tcnicas
10.1.1 Estabilidad de la pared del pozo
La estabilidad de las paredes del pozo es una de las limitaciones principales de la
perforacin bajo balance. El collapso del hueco como resultado del esfuerzo de la roca
, es uno de los aspectos a considerar. El otro aspecto es la estabilidad qumica, que se
ve en formaciones de lutitas y arcillas. Ambos aspectos pueden tener serias
implicaciones en la perforacin. Definir la mxima caida de presin y revisar la
compatibilidad qumica con los fluidos de perforacin propuestos es un aspecto clave
en la factibilidad de la perforacin bajo balance.
No ha sido comunicado ningn caso de colapso de hueco debido a mecnica de la roca y
cada de presin en pozos perforados bajo balance. En un pozo perforado en Espaa en
1996 fueron encontrados significativos problemas del hueco, debido a esto el pozo
fue taponado y desviado tres veces y finalmente fue producido a travs de la sarta de
perforacin como resultado del colapso del pozo. No se ha publicado ninguna
investigacin adicional sobre las causas, pero es una de los ejemplos publicados de
problemas de estabilidad de las paredes del hoyo.
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10.1.2 Influjo de agua
El influjo de agua en un yacimiento depletado puede causar problemas graves en un
pozo perforado bajo balance. Si la tasa de flujo es suficientemente alta el ndice del
flujo es suficientemente alto el pozo se matar como resultado del influjo de agua. La
inyeccin de gas a un pozo que produce agua a una alta tasa ded flujo es casi imposible.
Se debe tener cuidado de que la pierna de agua en un yacimiento depletado no sea
penetrada al perforar en condicin bajo balance.
10.1.3 Equipo de perforacin direccional
El equipo de perforacin direccional puede tener limitaciones en la perforacin bajo
balance. Herramientas operadas hidrulicamente no pueden ser utilizadas en pozos
bajo balance, y si un sistema gasificado se utiliza, los sistemas de MWD por pulsos de
lodo pueden no funcionar. Ciertos motores y otro equipo direccional pueden ser
propensos a fallar como resultado de que los componentes de caucho se impregnen
con el gas utilizado. La descompresin explosiva de los componentes de caucho se
debe tener en consideracin al seleccionar el equipo.
Mayores valores de torque y arrastre vistos en pozos bajo balance (tanto como el
20%) puede tambin prevenir ciertas trayectorias de ser perforadas bajo balance. El
torque ms alto se produce por la flotabilidad reducida, combinada con la falta de la
torta de filtrado del lodo sobre la pared del pozo.
10.1.4 Yacimiento inapropiado
El yacimiento puede no ser apropiado para la perforacin bajo balance. Un yacimiento
altamente poroso y altamente permeable puede producir demasiado flujo a bajos
valores de caida de presin. Es importante que los beneficios percibidos de la
perforacin bajo balance sean tenidos en cuenta al planear operaciones bajo balance.
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10.2 Seguridad y medio ambiente
Los aspectos de Seguridad, Salud y Medio ambiente (HSE) de una operacin de
perforacin bajo balance pueden resultar demasiado complicados para permitir que se
proceda con la perforacin bajo balance. Si no se puede disear ni implementar un
sistema seguro se debera reconsiderar la perforacin bajo balance. Un accidente
serio en operaciones de perforacin bajo balance podra causar un retraso grave en
esta tecnologa. Estas operaciones pueden ser realizadas de forma segura, si se
verifica que todos los aspectos relevantes han sido tratarados.
10.2.1 Equipo de superficie
La instalacin del equipo de superficie puede resultar ser imposible en algunos lugares
mar adentro. Puede haber problemas con la altura entre suelo y la torre de
perforacin, el espacio de cubierta, o la capacidad de carga de la cubierta. Ambos, el
equipo de la cabeza del pozo y el equipo de separacin de superficie deben ser
diseados cuidadosamente para que se ajusten a la plataforma o a la torre de
perforacin.
10.2.2 Entrenamiento
El personal completo de la plataforma o torre de perforacin se debe entrenar en
tcnicas de perforacin bajo balance. Una vez que el personal entiende lo que se debe
conseguir, las operaciones funcionarn sin problemas, con menos problemas y
accidentes. La documentacin, polticas y procedimientos no debern ser olvidados
cuando se considere el entrenamiento.
10.2.3 Personal
El nmero de personal requerido para la perforacin bajo balance se considera grande
todava. Se requiere de 15 a 20 personas extra para una operacin de perforacin y
completamiento bajo balance. Este nmero se debe reducir por razones de seguridad.
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Se est emprendiendo un trabajo significativo en automatizacin de sistemas poco
equilibrados para reducir el tamao de la cuadrilla.
10.3 Economa
No se debe olvidar la rueda motriz del negocio detrs de la tecnologa. Si los
beneficios no pueden ser alcanzados, entonces se debe revisar el proyecto. Las
mejoras vistas con la perforacin bajo balance son :
Dos veces la rata de penetracin El triple de la tasa de produccin
11 Historial
La perforacin bajo balance en Europa empez con la tecnologa de Canada en 1995.
Inicialmente en tierra, pero pasando a mar adentro con el primer pozo perforado de
forma bajo balance dentro del mar por Shell en Lowestoft (Junio 1997).
Ao Pas Operador Detalles 1995 Germany BEB Ulsen RWE-DEA Breitbrunn gas storage Australia WAPET 1996 Denmark Maersk Coiled Tubing Netherlands NAM Coiled Tubing UK Pentex Oil field onshore 1997 UK Shell First Offshore Well Mexico Pemex Offshore well GOM Indonesia Mobil Arun gas field (depletado) Spain SESA Algeria Sonarco Oman PDO Agentina YPF 1998 UK Shell Offshore Barque & Clipper UK Edinburgh Oil &
Gas Coiled tubing gas storage onshore
Indonesia Kufpec Oseil Indonesia Gulf Italy Agip/SPI Sicily
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1999 UK Shell Galleon & Barque Sharjah BP Amoco
Todos los pozos perforados bajo balance que se mencionaron previamente, tuvieron
que ser perforados bajo balance debido a la productividad o al grado de deplecin del
yacimiento.
12 Ventajas de la perforacin bajo balance
Las ventajas de esta tcnica se han visto claramente en los pozos que han sido
perforados y completados bajo balance. Los primeros pozos se sobrebalanceaban para
realizar los viajes de tubera lo cual mostr claramente los beneficios de los pozos
perforados bajo balance. Un pozo se perfor y termin en condicin bajo balance.
Luego fue estimulado con un lavado cido y esto, una vez ms result en una
productividad reducida.
12. 1 Ventajas tcnicas de perforacin
No se han encontrado prdidas de lodo durante la perforacin bajo balance. Se han
utilizado sistemas simples de fluido a base de agua. Si el torque y el arrastre son un
problema, un sistema de lodo base aceite puede ser utilizado. La solubilidad del gas en
petrleo necesita ser considerada al utilizar sistemas de lodo base aceite.
La rata de penetracin se incrementa de 2 a 5 veces al perfor
