Informacion Bajo Balance

UBSIntroducción 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 Fax Email Website 44-1224-716969 44-1224-712333 [email protected] www.lealtd.com Tkaczek, Nestor Fabian – Supervisor UBD 1 UBS Indice ¿QUÉ ES LA PERFORACIÓN BAJOBALANCE?.......................................................................................4 OBJETIVOS DE LA PERFORACIÓN BAJO BALANCE...........................................................................6 3.1 MAXIMIZAR LA RECUPERACIÓN DE HIDROCARBUROS .............................................................................7 3.2 PROBLEMAS DE PERFORACIÓN..........................................................................................................8 TÉCNICA DE SELECCIÓN DE POZOS PARA PERFORACIÓN BAJO BALANCE...........................9 4.1 REQUISITOS DE PRESIÓN DE FONDO DEL POZO.....................................................................................9 5. SISTEMAS FLUIDOS DE PERFORACIÓN...........................................................................................10 5.1 SISTEMAS DE FLUIDOS AIREADOS O GASIFICADOS ( DOS FASES )...........................................................11 5.1.2 PERFORACIÓN CON NIEBLA........................................................................................................12 5.1.3 Perforación con espuma........................................................................................................13 5.1.4 Sistemas aireados o gasificados (dos fases)..........................................................................14 5.2 FLUIDOS DE FASE ÚNICA...............................................................................................................15 LA PRIMERA APROXIMACIÓN ES NORMALMENTE UTILIZAR UN SISTEMA FLUIDO CON UNA DENSIDAD LO SUFICIENTEMENTE BAJA PARA PROPORCIONAR UNA CONDICIÓN 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 PETRÓLEO , PERO SI EL YACIMIENTO PRODUCE PETRÓLEO CRUDO EL SISTEMA DE CIRCULACIÓN SE CONVERTIRÁ EN PETRÓLEO CRUDO , YA QUE EL PETRÓLEO BASE NO PUEDE SER SEPARADO DEL CRUDO . SI SE BOMBEA A $25 POR BARRIL DE PETRÓLEO BASE Y SE PRODUCE A $15 POR BARRIL DE PETRÓLEO CRUDO , PERFORAR UN POZO BAJO BALANACE NO TIENE NINGÚN SENTIDO ECONÓMICO . SI SE SELECCIONA UN SISTEMA DE PETRÓLEO CRUDO, EL TALADRO DE PERFORACIÓN DEBE ESTAR EQUIPADO PARA ASEGURAR QUE EL CRUDO SE PUEDE DESGASIFICAR ANTES DE QUE ENTRE AL SISTEMA DE HOYO CERRADO . EN UNA EQUIPO DE PERFORACIÓN MAR ADENTRO SE DEBE UTILIZAR UN SISTEMA DE NITRÓGENO PARA ASEGURAR QUE NO SE ACUMULAN GASES LIBERADOS DEL CRUDO ..........................................................................................15 SE HA INTENTADO LA UTILIZACIÓN DE ADITIVOS, COMO ESFERAS DE VIDRIO, PARA HACER UN FLUIDO MÁS 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 SEPARACIÓN DE SÓLIDOS O SON TRITURADAS O DAÑADAS EN SU PASO ATRAVÉS DEL SISTEMA , SE NECESITA AGREGAR CONTINUAMENTE ESFERAS NUEVAS AL SISTEMA . LA ADICIÓN DE ESFERAS DE VIDRIO ES UNA OPCIÓN CARA Y NO MUY EFECTIVA PARA ALIVIANAR EL FLUIDO ...........................................................................................15 5.3 SISTEMAS DE INYECCIÓN DE GAS....................................................................................................15 5.3.1 Inyección por la tubería de perforación...............................................................................16 5.3.2 Inyección anular....................................................................................................................17 5.4 INYECCIÓN DE GAS POR TUBERÍA PARÁSITA.......................................................................................19 PISCINAS COMPLETAMENTE CERRADO , VENTILADO Y PURGADO CONSTANTEMENTE CON 6. ESTUDIOS DE YACIMIENTO.................................................................................................................19 7. EQUIPO DE SUPERFICIE PARA OPERACIONES PPE.....................................................................21 7.1 SISTEMA DE PERFORACIÓN............................................................................................................21 7.1.1 Tubería enrollada versus tubería de uniones roscadas........................................................22 7.2 EQUIPO DE GENERACIÓN DE GAS....................................................................................................23 7.2.1 Gas natural............................................................................................................................23 7.2.2 Nitrógeno Criogénico............................................................................................................23 7.3 EQUIPO DE CONTROL DEL POZO......................................................................................................25 7.3.1 Sistemas de tubería ensamblada...........................................................................................25 7.4 SISTEMA DE EMPUJE/RETENCIÓN DE TUBERÍA (SISTEMA DE SNUBBING).................................................28 7.5 SISTEMA DE CABEZA ROTATIVA DE CONTROL ...................................................................................28 7.6 EQUIPO DE SEPARACIÓN...............................................................................................................29 7.6.1 Adquisición de datos..............................................................................................................31 7.6.2 Control de erosión.................................................................................................................32 7.7 EL PROCESO DE CIRCULACIÓN........................................................................................................32 COMPLETAMIENTO DE POZOS PERFORADOS EN CONDICIÓN BAJO BALANCE.................33 Tkaczek, Nestor Fabian – Supervisor UBD 2 UBS 8.1 CORRIDA DE TUBERÍA BAJO PRESIÓN (SNUBBING) .............................................................................34 8.2 INSTALACIÓN DE UNA SARTA LISA DE REVESTIMIENTO DE PRODUCCIÓN .................................................35 8.3 INSTALACIÓN DE UNA SARTA RANURADA DE REVESTIMIENTO DE PRODUCCIÓN O SARTA DE MALLA PARA CONTROL DE ARENA ...........................................................................................................................................35 8.4 CORRIDA DEL COMPLETAMIENTO ..................................................................................................39 8.5 REACONDICIONAMIENTO DE UN POZO PERFORADO BAJO BALANCE .........................................................39 8.6 POZOS MULTILATERALES PERFORADOS BAJO BALANCE.........................................................................40 8.6.1 Ventajas y Limitaciones del completamiento de un pozo vivo............................................40 9. CUESTIONES DE SALUD, SEGURIDAD Y MEDIO AMBIENTE.....................................................41 9.1 ASPECTOS DE MEDIO AMBIENTE.....................................................................................................42 9.2 ASPECTOS DE SEGURIDAD.............................................................................................................43 9.3 ENFOQUE PASO A PASO................................................................................................................44 10 LIMITACIONES.........................................................................................................................................44 10.1 LIMITACIONES TÉCNICAS.............................................................................................................45 10.1.1 Estabilidad de la pared del pozo.........................................................................................45 10.1.2 Influjo de agua.....................................................................................................................46 10.1.3 Equipo de perforación direccional.....................................................................................46 10.1.4 Yacimiento inapropiado.......................................................................................................46 10.2 SEGURIDAD Y MEDIO AMBIENTE...................................................................................................47 10.2.1 Equipo de superficie............................................................................................................47 10.2.2 Entrenamiento......................................................................................................................47 10.2.3 Personal...............................................................................................................................47 10.3 ECONOMÍA..............................................................................................................................48 11 HISTORIAL................................................................................................................................................48 12 VENTAJAS DE LA PERFORACIÓN BAJO BALANCE.....................................................................49 12. 1 VENTAJAS TÉCNICAS DE PERFORACIÓN..........................................................................................49 12.2 VENTAJAS TÉCNICAS DEL YACIMIENTO...........................................................................................50 13 COSTOS.......................................................................................................................................................51 14 FUTURO......................................................................................................................................................52 15 INFORMACIÓN ADICIONAL SOBRE PERFORACIÓN BAJO BALANCE..................................53 17 ABREVIATURAS.......................................................................................................................................54 Tkaczek, Nestor Fabian – Supervisor UBD 3 UBS Introducción Este documento tiene la intención de proporcionar una perspectiva global sobre la tecnología de perforación bajo balance. No pretende ser una guía completa del tema, pero sí una orientación de la tecnología que se emplea actualmente y explicar en términos generales cómo y por qué se realiza la perforación bajo balance. ¿Qué es la perforación Bajobalance? Definición: Perforación Bajo balance es cuando la presión efectiva de circulación en el fondo del pozo, la cual es igual a la presión hidrostática de la columna de fluido mas las pérdidas de fricción en el anular, es menor que la presión de poro de la formación. Convencionalmente, los pozos son perforados sobre balance lo cual provee la primera barrera de control sobre el yacimiento. La presión ejercida sobre el yacimiento se origina de tres diferentes mecanismos: 1. Presión Hidrostática (pasiva) debido al peso de la columna de fluido y al peso de los cortes de perforación. 2. Presión Dinámica (Dinámica) debido a la fricción por la circulación del fluido de perforación dentro del pozo. 3. Presión Impuesta (confinada o activa) se origina cuando se ejerce una contrapresión en la cabeza del pozo o simplemente cuando se aisla parcial o totalmente el pozo en superficie creando áreas con presiones diferenciales (por ejemplo mediante cabezas rotativas o gomas sellantes). La perforación bajo balance es definida como la operación de perforación donde la presión hidrostática del fluido es intencionalmente diseñada para ser menor que la presión del yacimiento que está siendo perforado. La presión hidrostática del fluido de perforación puede ser por sí sola menor que la presión de la formación, o puede ser inducida por medio de la inyección de aire, gas natural o Nitrógeno dentro de la fase líquida del fluido de perforación. En cualquiera de los dos casos en que se alcance la condición bajo balance, el resultado es un influjo de fluidos de formación los cuales Tkaczek, Nestor Fabian – Supervisor UBD 4 UBS deben ser circulados desde el fondo del pozo y controlados en superficie. La condición bajobalance en términos prácticos resultará en un flujo desde una o más zonas hacia el pozo (sinembargo, esto es mas probable que se presente únicamente desde una zona con flujo cruzado), ó, donde el potencial de flujo exista. Una menor cabeza hidrostática evita la aparición del filtrado del lodo (torta de lodo) sobre las paredes del pozo, así como también la invasión de lodo y sólidos dentro de la formación, lo cual ayuda a mejorar la productividad del yacimiento y reduce los problemas de perforación. Al comparar la perforación bajo balance con la perforación convencional, se puede establecer que un influjo de fluidos de formación hacia el pozo debe ser controlado para evitar problemas de control del pozo. En la perforación bajo balance, los fluidos del pozo son llevados a un sistema cerrado en superficie donde se controlan y separan, evitando descontroles en la operación. Con el pozo fluyendo, el sistema de preventoras se mantiene cerrado durante la perforación, en oposición a la perforación convencional donde los fluidos son devueltos a un sistema abierto con el pozo expuesto a la presión atmosférica. Perforación Bajobalance Perforación Convencional Alta Presión equilibrada Baja Presión Baja Presión Alta presión Yacimiento Yacimiento rent El retorno de fluidos de perforación regresa al de circulación cerrado al sistema El retorno de fluidos de perforación regresa al sistema de circulación abierto Tkaczek, Nestor Fabian – Supervisor UBD 5 Nestor Fabian – Supervisor UBD 6 . Tkaczek. Generalmente más altos riesgos con más problemas inherentes. Drenaje gravitacional en pozos horizontales. Efectos espontáneos de flujos en contracorriente.UBS Objetivos de la Perforación Bajo balance Los objetivos la perforación bajo balance se pueden dividir en dos grandes categorías: • • Maximizar la recuperación de hidrocarburos Minimizar los problemas de perforación Estas dos categorías son las principales razones por las que se desarrollan las operacionees de bajobalance. Aumento del peso de la sarta debido a la disminución de la boyanza. Existen también ventajas y desventajas específicas de la perforación bajo balance las cuales pueden ser resumidas como sigue: Ventajas: • • • • • • • • Desventajas: • • • • • • • • • • Inestabilidad de las paredes del pozo Incrementa costos dependiendo del sistema utilizado Incompatibilidad con herramientas de MWD convencionales. Posible exceso de erosión en las paredes del pozo. Aumento de la tasa de penetración Disminución del daño de formación Elimina el riesgo de pegas diferenciales Reduce el riesgo de pérdidas de circulación Disminuye el peso requerido sobre la broca Aumenta la vida útil de la broca Problemas de huecos apretados pueden ser reducidos Reduce el tamaño de los cortes aumentando la capacidad de limpieza. Posible daño mecanico cerca a las paredes del pozo. Discontinuidad en la condición bajobalance. Producción Temprana: El pozo empieza a producir tan pronto como el yacimiento es perforado con la broca. Reduce trabajos de estimulación: Como no hay ningúna invasión de filtrado o sólidos en la formación productora en un pozo perforado bajo balance. se elimina la necesidad de trabajos de estimulación posteriores a la perforación. Esto puede alargar la vida de un campo de forma significativa. Los beneficios totales que se obtuvieron en la perforación de este pozo en condiciones de bajobalance nunca se recuperaron. Los dos principales objetivos de la perforación bajobalance se pueden subdividir como se enumeran a continuación: 3. Esto puede ser una desventaja si la producción de hidrocarburos no puede ser manejada o almacenada en superficie o si no estan disponibles líneas de transferencia hacia tanques de almacenamiento. Se ha visto en pozos perforados bajobalance que la estimulación puede reducir de manera significativa la productividad del yacimiento.UBS • Incremento del torque y arrastre.1 Maximizar la recuperación de hidrocarburos Disminución del daño a la formación: No se presenta invasión de sólidos de perforación o filtrado del lodo dentro de la formación productora. Recuperación Mejorada: Debido al incremento en la productividad de un pozo perforado bajobalance combinado con la habilidad de perforar pozos agotados en campos depletados. Una alta productividad también produce una menor caida de presión en el pozo. Una acidificación fue llevada a cabo en un pozo perforado bajo balance y éste redujo la producción de gas de 20 MMSCFD a 2 MMSCFD. Nestor Fabian – Supervisor UBD 7 . Tkaczek. lo cual puede sucesivamente evitar o reducir la conificación del agua de formación. la recuperación mejorada de hidrocarburos remanentes en el yacimiento es posible. combinado con la efectiva remoción de cortes de la cara de la broca. Tkaczek. conducen a un incremento significativo en la duración de la vida útil de la broca. Esto tiene como resultado una reducción de la tasa de penetración y aumenta el potencial de pérdidas de circulación. En la perforación bajo balance. la presión hidrostática es reducida a un nivel en donde no se presentan pérdidas de circulación. La perforación bajobalance reduce las pérdidas de fricción en el anular al permitir que la energía del yacimiento empuje los fluidos fuera del pozo.4 o incluso 5 brocas en la misma sección.UBS 3. Esto es especialmente útil cuando se esta perforando con tubería continua debido a la ausencia de uniones. El aumento de la tasa de penetración.2 Problemas de perforación Pega diferencial de tubería: La ausencia de sobrecarga sobre la formación combinada con la ausencia de torta de lodo en las paredes del pozo previenen la pega diferencial de la sarta de perforación. lo cual incrementa la distancia entre la tubería y las paredes del pozo. Reducción del ECD(Densidad Equivalente de Circulación) en pozos de radio extendido: La perforación de secciones horizontales o direccionales de radio extendido crea a medida que se profundiza unas mayores pérdidas por fricción en el anular. En algunos pozos perforados bajo balance. Aumento de la Tasa de Penetración: La disminución de la presión equivalente de circulación sobre la presión de la formación tiene un efecto significativo en la tasa de penetración. Esta presión de fricción actua sobre el fondo del pozo y aumenta lentamente la sobrepresión sobre la formación. mientras que en pozos de perforación convencional se han utilizado 3. se han perforado secciones con sólo una broca. Pérdidas de Circulación: En general. la reducción de la presión hidrostática en el anular reduce las pérdidas de fluido dentro de la formación productora. Nestor Fabian – Supervisor UBD 8 . En el estudio de viabilidad. Al evaluar todas las simulaciones hidraúlicas de la perforación. Esto es un punto de partida para la selección del sistema de fluido. Determinar los requisitos de presión en el fondo del pozo (BHP) Identificar las opciones del fluido de perforación Establecer el diseño del pozo y correr modelos de flujo en simulador. 3. 2. Seleccionar el equipo de superficie 4. Nestor Fabian – Supervisor UBD 9 . Si este es el caso el fluido de circulación tendrá que ser reevaluado. En la perforación bajo balance seleccionamos un fluido que proporcione una presión hidrostática de 200 psi por debajo de la presión inicial del yacimiento. Tkaczek.1 Requisitos de presión de fondo del pozo En la perforación convencional se selecciona un peso de lodo que proporcione una presión hidrostática de 200 a 1000 psi por encima de la presión del yacimiento. 4.UBS Técnica de Selección de pozos para perforación bajo balance Se puede aplicar un proceso básico de cuatro etapas y asi determinar las opciones y requisitos para que un pozo sea perforado bajobalance: 1. estas pueden indicar que 200 psi de caída de presión no son suficientes para alcanzar la condición bajobalance y el pozo estara sobrebalance cuando se circule. esto es más detallado dependiendo del influjo esperado del yacimiento con una caida de presión de 200 psi. Por esta razón examinaremos con más detenimiento los sistemas de fluidos utilizados en la perforación bajo balance. 0.UBS Técnica de Seleccion 6200 Presión Hidrostática del lodo 6000 200 psi . Nestor Fabian – Supervisor UBD 10 .0 SO_00591 2/4/98 Tkaczek. Sistemas fluidos de perforación La correcta selección del sistema de fluido es la clave para un resultado exitoso en una operación de perforación bajo balance. 7 Oil Weighted Mud (Barite) 0 Air 150 20.1000 psi 5800 Presión (psi) Presión de Formación 5600 Presión Bajobalance 5400 200 psi 5200 Presion Hidrostática (psi) Presión de Formación (psi) Presión Bajobalance (psi) 5000 5. 1.lodo o diesel. presión de poro de la formación y donde se logren ahorros en tiempo del taladro y dinero. No se recomienda la utilización de aire en yacimientos de hidrocarburos. a pesar de la necesidad de equipo adicional para aplicar la tecnología baj obalance. Nestor Fabian – Supervisor UBD 11 . el cual si está disponible ha probado ser una buena alternativa para operaciones de perforación. La perforación con fluídos compresibles incluye: aire o gas seco. y lodo gasificado. Estos gases realizan las mismas funciones del fluido de perforación. agua. y en la perforación de pozos de agua.1 Perforación con Aire – Gas seco Son básicamente sistemas de gas. Si se está Tkaczek. puesto que la combinación de oxígeno y gas natural puede causar un mezcla explosiva. La experiencia con nitrógeno en operaciones de reacondicionamiento de pozos lo convirtió en la primera elección para operaciones de perforación bajo balance.1 Sistemas de fluidos aireados o Gasificados ( dos fases ) Un Fluido de perforación compresible es básicamente una técnica de perforación en la cual los sistemas más comunes de fluidos de circulación. La utilización de Nitrógeno criogénico o líquido en operaciones de perforación es limitada debido a la gran cantidad de Nitrógeno requerida para una operación bajobalance. lubricar la broca y limpiar el fondo del pozo. se introdujo el Nitrógeno. espuma estable/pesada. con la posibilidad de incendiarse el taladro de perforación si el fuego alcanza la superficie.UBS 5. Se conocen varios casos donde fuegos en el fondo del pozo han destruido la tubería de perforación. La aplicabilidad de los sistemas de fluidos compresibles está limitada a las condiciones de litología.e. la perforación con aire seco todavía se aplica en la perforación de roca dura (Basamento). 5. Otra opción es la utilización de gas natural . Para evitar el uso de aire. En las primeras operaciones de perforación bajobalance se utilizaba aire para perforar. p. ya que es un gas inerte que entre otras ventajas disminuye la corrosión y evita las explosiones o fuegos en el fondo del pozo. niebla. son inyectados o reemplazados por gases altamente compresibles. Hoy. Generalmente. Pueden producirse anillos de lodo en la tubería si hay influjo de agua.UBS perforando bajo balance un yacimiento de gas. No puede manejar grandes influjos de agua. se puede utilizar un pozo productor cercano. 30 – 40% más que con aire seco. Alta productividad del yacimiento. El fluido añadido al ambiente gaseoso se dispersará en pequeñas gotas y formará un sistema de perforación de niebla. 5.1. Nestor Fabian – Supervisor UBD 12 . ya que la limpieza del pozo es más difícil en sistemas de perforación con niebla. Aumenta el rendimiento de la broca. Características de la perforación con aire-gas: • • • • • • • • • Tasas de Penetración altas. Pueden presentarse baches de aire-agua. Volúmenes requeridos de aire-gas más altos. Se utiliza en aplicaciones especiales.2 Perforación con Niebla Si los sistemas de gas o aire seco no son apropiados. Depende de la velocidad en el anular para remover los cortes. esta técnica ha sido usada en áreas donde existe influjo de agua de formación y evita algunos problemas que pueden presentarse si se la perfora con aire seco. Disminuye la formación de anillos de lodo en la tubería. Buenos trabajos de cementación. La buena limpieza del pozo depende de la velocidad en el anular. el gasoducto de producción para obtener el suficiente gas natural necesario a una adecuada presión para la operación de perforación bajobalance. Tkaczek. Características de la Perforación con Niebla: • • • • Similar a la perforación con aire seco con adición de líquido. la inyección de una pequeña cantidad de líquido formará inicialmente un sistema de niebla. Aumenta la vida útil de la broca. Esto evita la inyección de aire-oxígeno dentro del pozo y cuando esta disponible es un sistema económico de perforación. Pozo en calibre. ó. • Presiones de Inyección más altas que con aire-gas seco. Reduce tasas de bombeo de líquido por su capacidad de acarreo. Esto significa que entre el 80% y 95% del fluido es gas y el restante porcentaje es líquido. Tkaczek. Especialmente en la perforación con sistemas cerrados de circulación.1. Es un fluido de perforación muy bueno con una capacidad de acarreo de cortes muy alta por su elevada viscosidad y una densidad baja. En superficie la calidad de la espuma utilizada para la perforación esta normalmente entre 80% y 95 %. En los sistemas de espuma tradicional. esta relación cambia porque el volúmen de gas se reduce al comprimirse.3 Perforación con espuma El sistema de espuma estable se logra inyectando una mayor cantidad de líquido y un agente espumante o surfactante. la cantidad de agente antiespumante tenía que ser examinada cuidadosamente para que la espuma se rompiera antes de que cualquier fluido dejara los separadores. una espuma estable mantiene dicha condición incluso cuando retorna a superficie convirtiendose en un problema si la espuma no se puede romper lo suficientemente rápido. la espuma estable podría causar problemas de sobreflujo por los separadores. necesitando una menor cantidad de agente espumante y utilizando un sistema cerrado de circulación. Alta tasa de penetración por baja densidad y buena limpieza. Características de la perforación con espuma: • • • • • La adición de líquido en el sistema reduce el influjo de agua. Una calidad promedio en el fondo del pozo esta entre 50% y 60%. La espuma estable que se utiliza para perforar tiene una textura como la de la espuma de afeitar.UBS • Incorrectas relaciones de aire/gas – líquido produce baches en superficie. generalmente agua. 5. Alta capacidad de acarreo de cortes de perforación. lo que permite tener columnas hidrostáticas reducidas en el pozo. Los sistemas de espuma estable recientemente desarrollados son más fáciles de romper y el líquido se puede reciclar. En el fondo del pozo debido a la presión hidrostática de la columna en el anular. Reduce tendencia de baches dentro del pozo. En los antiguos sistemas de espuma. Nestor Fabian – Supervisor UBD 13 . 4 Sistemas aireados o gasificados (dos fases) Si un sistema de espuma es demasiado ligero para el pozo. Si no se utiliza suficiente gas. se excede la presión requerida del fondo de hueco y el pozo se convierte en un sistema sobrebalanceado.UBS • No afecta la remoción de cortes ni la densidad equivalente de circulación (ECD) cuando se presentan cortes ocasionales en los retornos de la espuma a superficie. Si se utiliza demasiado gas. 5. • Es necesario pre-diseñar el sistema de rompimiento de la espuma en superficie antes de la operación. • Se requiere equipo adicional en superficie. • Es necesario buen control en superficie y condiciones estables en el fondo del pozo. se producirá un atascamiento. Estos métodos se discuten en los sistemas de inyección.1. En estos sistemas el líquido se gasifica para reducir la densidad. se puede utilizar un sistema gasificado. La proporción de gas y líquido debe ser calculada cuidadosamente para segurar que se utiliza un sistema de circulación estable. Nestor Fabian – Supervisor UBD 14 . La utilización de gas y líquido como sistema de circulación en un pozo complica el programa hidráulico. Hay varios métodos que se pueden utilizar para gasificar un sistema líquido. Tkaczek. Si se selecciona un sistema de petróleo crudo. Si el agua es demasiado densa se puede considerar el aceite. La combinación de oxígeno y fluidos salinos con las altas temperaturas del fondo del pozo causan una corrosión severa en Tkaczek.3 Sistemas de inyección de gas Si se requiere reducir la densidad de un fluido. Normalmente el gas natural o el nitrógeno se utilizan como gas de inyección aunque tanto CO2 como O2 pueden ser utilizados. Sin embargo. Nestor Fabian – Supervisor UBD 15 . pero si el yacimiento produce petróleo crudo el sistema de circulación se convertirá en petróleo crudo. sino también del modo en que el gas es utilizado en el pozo. Si se puede utilizar agua entonces este es el primer paso a tomar. ventilado y purgado constantemente con Nitrógeno para asegurar que no se acumulan gases liberados del crudo. Si se bombea a $25 por barril de petróleo base y se produce a $15 por barril de petróleo crudo. no se recomienda ningún gas que contenga oxígeno por dos razones básicas. Se ha intentado la utilización de aditivos. el taladro de perforación debe estar equipado para asegurar que el crudo se puede desgasificar antes de que entre al sistema de hoyo cerrado. En una equipo de perforación mar adentro se debe utilizar un sistema de piscinas completamente cerrado. puede seleccionarse la inyección de gas dentro de la corriente del fluido.2 Fluidos de fase única La primera aproximación es normalmente utilizar un sistema fluido con una densidad lo suficientemente baja para proporcionar una condición bajo balance. 5. La adición de esferas de vidrio es una opción cara y no muy efectiva para alivianar el fluido.UBS 5. como esferas de vidrio. Esto ofrece una elección más amplia no sólo dentro del gas utilizado. Se debe recordar que un pozo se puede comenzar con un sistema de base petróleo. Sin embargo debido a que dichas esferas de vidrio se salen del sistema por encima de las zarandas. se necesita agregar continuamente esferas nuevas al sistema. ya que el petróleo base no puede ser separado del crudo. perforar un pozo bajo balanace no tiene ningún sentido económico. para hacer un fluido más liviano. se quedan en el equipo de separación de sólidos o son trituradas o dañadas en su paso através del sistema. La utilización de herramientas de MWD del tipo de pulso de lodo es posible solamente hasta concentraciones del 20% de gas por volumen. Si se utilizan volúmenes de gas más altos. el sistema de pulso utilizado en sistemas de transmisión MWD dejará de funcionar. sin Tkaczek. si durante el proceso de perforación llegan a entrar hidrocarburos en el pozo lo cual es de esperarse en un ambiente de bajo balance. Las tasas de inyección de gas utilizadas al perforar con el sistema de inyección a través de la tubería de perforación son normalmente más bajas que con una inyección de gas anular. y son tratados a continuación. una situación potencialmente explosiva puede presentarse. La principal ventaja de este sistema que no se necesita equipo especial en fondo de pozo. resultando en un incendio en fondo de pozo. Nestor Fabian – Supervisor UBD 16 . tanto en el revestimiento como en la sarta de perforación. 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 presión remanente atrapada en la sarta de perforación cada vez que se hace una conexión. Varios métodos de inyección de gas están disponibles para reducir la presión hidrostática. La utilización de válvulas antiretorno confiables es requerida para prevenir el flujo hacia arriba a través de la tubería de perforación. Esto ocasiona incrementos en la presión de fondo y puede ser difícil obtener un sistema estable y evitar los picos de presión en el yacimiento cuando se utiliza la inyección a través de la tubería de perforación.UBS la tubería utilizada en el pozo. Adicionalmente. 5. Estas herramientas. Herramientas especiales de MWD tales como herramientas electromagnéticas deberán ser utilizadas si se requieren altos tasa de inyección de gas.3.1 Inyección por la tubería de perforación Se inyecta gas comprimido al mútiple de la línea de inyección donde se mezcla con el fluido de perforación. 5. Una desventaja adicional de la inyección de gas a través de la tubería de perforación es la impregnación del gas dentro de cualquier sello de caucho en las herramientas de fondo de pozo. Una vez que el viaje es realizado. sin embargo. Componentes especiales de caucho han sido desarrollados y el diseño de los motores modificado para permitir esta expansión. no funcionan muy bien en operaciones mar adentro o si se perforan cantidades significativas de evaporitas. Si se considera la inyección de gas a través de la tubería de perforación. Los motores de desplazamiento positivo PDM tienden a fallar cuando los componentes de caucho se impregnan con el gas de inyección y lurgo son sacados hasta superficie. Nestor Fabian – Supervisor UBD 17 . la utilización de turbinas de metal debería ser considerada dependiendo de las demandas de la operación. caucho puede explotar o hincharse como resultado de la expansión del gas que no puede dispersarse fuera del estator lo suficientemente rápido. La mayoría de proveedores de motores PDM pueden ahora proporcionar motores especialmente diseñados para ser usados en este tipo de ambientes de fondo de pozo.3. Sin embargo. si se tiene un esquema Tkaczek. resultando en un grave problema de falla de los motores que puede ser muy costoso para la operación de perforación. Este método es bueno.2 Inyección anular La inyección anular de gas a través de una sarta concéntrica es la técnica que ha sido mas usada en las operaciones mar adentro en el Mar del Norte. sino que también afecta cualquier sello de caucho utilizado en fondo de pozo. Si se va a utilizar tubería de perforación pueden utilizarse conectores húmedos (wet connectors ). Precauciones deberán ser tomadas cuando se va a desensamblar el ensamblaje de fondo en el caso de que exista alguna presión atrapada en las herramientas del BHA. Este efecto (decompresión explosiva) destruye no sólo los motores PDM. el tiempo adicional requerido para utilizar esta técnica puede ser una limitante.UBS embargo. Una alternativa es conectar la herramienta de MWD desde el fondo del pozo hasta superficie mediante un cable eléctrico. Esta técnica ha sido usada con éxito en operaciones de perforación con tubería flexible (coiled tubing drilling). Puede haber algunas modificaciones requeridas en la cabeza de pozo para la instalación de la sarta de revestimiento temporal y el sistema de inyección de gas. Estos pueden ser calibrados para proporcionar las presiones de fondo correctas durante la operación de perforación. Tkaczek. En el caso de un pozo nuevo.UBS de completamiento con tubería de producción (tubing) o un revestimiento conveniente está instalado en el pozo. una sarta corta de revestimiento (liner) deberá ser sentado justo en el tope de la formación objetivo. 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. Esta tubería es luego extendida hasta superficie utilizando un colgador de tubería de producción modificado para suspender la sarta o revestimiento temporal (tie-back). son que un esquema conveniente de completamiento/revestimiento deberá estar disponible y el punto de inyección deberá estar localizado suficientemente profundo para obtener las condiciones de bajo balance requeridas. La desventaja que se tiene con este tipo de operación es que el tamaño del hueco y las herramientas requeridas están restringidas por el mínimo diámetro interior del completamiento. un fluido de fase única es bombeado a través de la sarta de perforación. Exista una alternativa para el caso de un pozo antiguo el cual tiene el completamiento instalado e incorpora mandriles para válvulas de levantamiento por gas. Al mismo tiempo que el gas es inyectado por vía anular. Las desventajas de este sistema sin embargo. creando así presiones de fondo de pozo mas estables. La ventaja principal de éste sistema es que la inyección de gas continúa durante las conexiones. El gas es inyectado en el anular conformado entre el revestimiento del pozo y la sarta de revestimiento temporal para facilitar la obtención de la presión de fondo requerida durante la operación de perforación. Nestor Fabian – Supervisor UBD 18 . La sarta de revestimiento temporal es recuperada antes de la instalación del completamiento final del pozo. sino que el mecanismo de daño del yacimiento debrá ser comprendido para asegurar que los beneficios requeridos son en efecto posibles. Los principos de operación y las ventajas del sistema son las mismas que para el caso anterior.UBS 5. El sistema no puede ser utilizado en pozos desviados. ya que el tubo parásito es arrancado con el revestimiento sobre el lado inferior del hoyo. realmente sólo se utiliza en pozos verticales. Ciertos pozos o yacimientos son buenos candidatos para las operaciones bajo balance y resultan en un recobro mejorado. Se requiere la adaptación de la cabeza del pozo para proporcionar conexiones en superficie para los tubos parásitos. Nestor Fabian – Supervisor UBD 19 .4 Inyección de gas por tubería parásita La utilización de una pequeña sarta parásita sujeta a la parte exterior del revestimiento para la inyección de gas. 6. No sólo se requiere una presión del yacimiento exacta. Estudios de yacimiento Antes de que la operación de perforación bajo balance sea emprendida. el gas es inyectado a través de la tubería parásita en el anular de perforación. La instalación de una sarta de resvestimiento de producción y la corrida de dos sartas parásitas hacen de esta una operación complicada. Por razones de seguridad dos sartas de tubería flexible de 1" o 2" se sujetan al revestimiento que será sentado justo arriba del yacimiento a medida que el revestimiento es corrido dentro del pozo. Otras formaciones o campos pueden no Tkaczek. se necesita realizar una significativa cantidad de trabajo en el yacimiento. Mediante este sistema. Se necesita revisar el potencial para la formación de escamas o costras y emulsión antes de que las operaciones de perforación empiecen. Será requerida una prueba de barrido de núcleo o muestra de la formación para establecer la compatibilidad entre el fluido de perforación propuesto. y los fluidos producidos del yacimiento. • Yacimientos de alta productividad con media a alta permeabilidad. • Formaciones pobremente consolidadas. Esto es crucial si se perforan yacimientos de petróleo en condición bajo balance. • Formaciones que exhiben zonas de alta pérdida de circulación o invasión de fluidos durante la perforación o el completamiento. Yacimientos que generalmente no se beneficiarán de la perforación bajo balance: • Pozos en áreas de muy bajo costo de perforación convencional. • Pozos de extremadamente baja permeabilidad. Nestor Fabian – Supervisor UBD 20 . • Pozos con baja estabilidad de la cara de la formación. • Pozos con largas fracturas macroscópicas. • Formaciones que usualmente exhiben alta tendencia a las pegas diferenciales y pérdida de tubería. Un resumen de estas razones es listado a continuación: Yacimientos que se beneficiarán de la perforación bajo balance: • Formaciones que usualmente sufren daño mayor de formación durante las operaciones de perforación o completamiento. • Formaciones sensitivas a los fluidos de perforación • Formaciones que generalemente exhiben muy bajas ratas de penetración en condiciones sobrebalanceadas. • Pozos con zonas laminares de matriz vagamente cementada. • Pozos que contienen múltiples zonas de diferente presión. porosidad o garganta de poro a través de ellas. La estabilidad y el índice de resistencia a la compresión no confinada (UCS) de la zona de interés deberán ser determinadas para verificar que la trayectoria propuesta para Tkaczek. • Pozos con formaciones masivas heterogéneas o altamente laminadas que exhiben diferencias en permeabilidad.UBS ser convenientes para la perforación bajo balance por una variedad de razones. el equipo de 7. Nestor Fabian – Supervisor UBD 21 . no que el pozo produzca a su máxima capacidad. Es importante que se analice la productividad esperada con los ingenieros de yacimientos para obtener una buena indicación de si la perforación bajo balance será beneficiosa en dicho caso.1 Sistema de perforación El tamaño del hueco y la penetración en el yacimiento tanto como la trayectoria direccional determinarán cual es la sarta de perforación óptima entre tubería Tkaczek. Una vez que las condiciones del yacimiento son comprendidas. Estas son: • • • • Sistema de perforación Equipo de generación de gas Equipo de control del pozo Equipo de separación de superficie se puede dividir en 4 Si se utiliza el proceso de plataforma o equipo de exportación al perforar en condición bajo balance. y que se ha robado no solo que es ventajoso perforar el pozo bajo balance sino que el perfil propuesto del pozo es también suficientemente estable. ya que un influjo de agua puede tener efectos significativos sobre el proceso de bajo balance. puede seleccionarse superficie. El objetivo de la perforación bajo balance es limpiar el yacimiento.UBS el pozo es estructuralmente capaz de ser perforada con la caída de presión anticipada en la formación. esto se considera como un tema aparte y por lo tanto no está incluido en este documento. Equipo de superficie para operaciones PPE El equipo de superficie para la perforación bajo balance categorías principales. 7. Se debe saber si existen probabilidades de que el yacimiento produzca. Se debe revisar la productividad esperada con el grado de bajo balance propuesto. peso sobre la broca. Para los sistemas de tubería enrollada.1. caída de presión a través de la tubería. Tamaño máximo del hoyo 6" . El sistema de tubería enrollada tien varias ventajas y desventajas sobre los sistemas de tubería con uniones roscadas. Para amaños de hueco de 6-1/8” o menores tuberia flexible puede ser considerada. No se requiere un sistema de empuje/retención de tubería. Tkaczek. Nestor Fabian – Supervisor UBD 22 . máximo peso a levantar. Los sistemas MWD no son confiables en sistemas gasificados.1 Tubería enrollada versus tubería de uniones roscadas Tubería enrollada No se realizan conexiones durante la perforación. 7. Presión de trabajo de los desviadores / cabezales rotatorios está limitada a 3000 psi. las propiedades de la sarta de perforación y los viajes bajo presión deberán ser considerados. La utilización de presión requiere una unidad de retén. Limpieza del hoyo más crítica. Esto se debe a muchos factores incluyendo: tasa de flujo a través del rollo. Si el tamaño del hueco es mayor de 6-1/8”.UBS flexible y tubería de uniones roscadas. perfil del pozo. Contención de presión más alta. tubería de uniones roscadas deberá ser usada. Limpieza del hoyo puede ser asistida por Linea de cable rígido hace a los sistemas MWD más simples en fluidos gasificados. Actualmente el tamaño de tubería flexible utilizado para operaciones de perforación está entre 2” y 2-7/8” de diámetro externo. Sin limite de tamaño del hoyo. Algunas veces puede suceder que el sistema ideal de tubería flexible para un operación piueda ser descartado debido a otros factores tales com grúa o limitaciones de transporte o la vida útil de la tubería flexible puede no ser económicamente factible. Varias operaciones en taladros de perforación en tierra tuvieron que ser rediseñadas para acomodar los sistemas de empuje/retención asistentes de taladro. La instalación de un sistema de empuje o de retención (Snubbing unit) de la tubería bajo presión en una plataforma o en un taladro con una distancia fija entre la mesa rotaria y la cabeza del pozo puede causar graves problemas. Tubería de uniones roscadas Las conexiones requieren suspender la inyección de gas causando picos de presión. tanto en el hueco como del equipo superficie y el peso del rollo de tubería mismo. Generalmente se requiere solo un convertidor de Nitrógeno y un tanque de trabajo con tanques adicionales que son suministrados en la medida en que son requeridos. Habilidad para perforar largas secciones horizontales Potencial para colapso de la tubería en pozos de alta presión.2. El uso de Nitrógeno criogénico para Tkaczek. puede necesitarse un compresor de gas natural. Nitrógeno criogénico transportado en tanques de 2000 galones proporciona una alta calidad de Nitrógeno y utiliza equipo que por lo general es menos costoso. El trabajo a través de la tubería de producción (thru tubing) requiere herramientas especiales en la mesa en el caso de taladros convencionales.2 Equipo de generación de gas 7. La mayoría de las plataformas de producción tendrán una fuente de gas de alta presión . Posteriormente el gas es inyectado dentro de la sarta. Para operaciones de mas de 48 horas el requerimiento de Nitrógeno líquido puede ser bastante alto. 7. lo cual puede resultar en dificultades de tipo logístico.1 Gas natural Si se utiliza gas natural para la perforación bajo balance. El Nitrógeno líquido es pasado a través del convertidor de Nitrógeno. Nestor Fabian – Supervisor UBD 23 .2. Limitada maniobrabilidad en el caso de arrastre o pega de tubería 7. Serán requeridos un regulador de flujo y un regulador de presión para controlar la cantidad de gas inyectado durante el proceso de perforación.UBS rotación Conexiones de sarta de perforación especiales requeridas para campos de gas. Sistema preventor de reventones requiere el uso de desviador /cabezal rotatorio Costos más altos como resultado del taladro de perforación. Los costos son más bajos. Trabajo posible de perforación a través de la tubería de producción. Esto tendrá que ser revisado una vez que la fuente de gas sea conocida. Sistema preventor de reventones (BOP) mas pequeño.2 Nitrógeno Criogénico Se puede considerar la utilización de Nitrógeno en tanques para localizaciones en tierra donde camiones de gran tamaño pueden ser utilizados para suministrar el Nitrógeno. donde el fluido es bombeado a presión antes de ser convertido en gas. Un sistema completo de generación e inyección de Nitrógeno para 1500 scft/min se compondría de 3 o 4 compresores grandes de aire. Actualmente están entrando en el mercado sistemas mejores. Nestor Fabian – Supervisor UBD 24 . de tal Tkaczek. se requerirían dos barcos dedicados para mantener el suministro.2. Nitrogen Generation System Air Compressors 1500 scft/min 3 x 1000 scft/min Nitrogen Generator Booster Compressor Un generador de nitrógeno tiene una eficiencia del 50%. Este equipo ocupa un espacio significativo en la cubierta en una torre de perforación mar adentro o plataforma. El traslado de estos tanques hacia y desde una plataforma es una tarea significativa que implica serios riesgos en materia de seguridad.3 Generación de nitrógeno Un generador de Nitrógeno no es más que un sistema de filtros que filtra el Nitrógeno sacándolo de la atmósfera. 3000 scft/min de aire deberán ser alimentados al generador. Bombear 1500 scft/min de Nitrógeno en un periodo de perforación de 24 horas requeriría 15 tanques de 2000 galones cada uno. 7. a menudo se recomienda el uso de generadores de Nitrógeno en operaciones mar adentro.UBS operaciones mar adentro en oscasiones no es recomendado dependiendo de la aplicación. Pequeñas membranas son usadas para filtrar el aire. Si la perforación continuara por varios días. Esto significa que si se requieren 1500 scft/min de nitrógeno. un generador de Nitrógeno y un elevador de presión (Booster). Para evitar este problema de suministro de Nitrógeno. El aire enriquecido de oxígeno es ventilado a la atmósfera y el nitrógeno es comprimido hasta la presión de inyección requerida. Tkaczek.3. 7. de perforación Este conjunto preventores conven-cionales no se utiliza para operaciones ruti-narias. Dependiendo de la cantidad de Nitrógeno requerido. la pureza varía. Aunque esto no es oxígeno suficiente para causar niveles de explosión. es suficiente oxígeno para causar problemas significativos de corrosión. La corrosión empeora cuando se utiliza sistemas de salmuera a temperaturas elevadas de fondo de pozo.7 9 m S k id D e c k emergencia. Nestor Fabian – Supervisor UBD 25 . y no se utilizará para controlar el pozo. Al 95% de pureza. Otra de las cuestiones asociadas con la generación de nitrógeno es la pureza de éste.3 Equipo de control del pozo T y p ic a l B O P S ta c k U p S k e tc h R ig F lo o r N o t to s c a le fo r In fo r m a tio n o n ly 7. excepto en caso de 5 .0 0 m S e c o n d a r y F lo w lin e las operaciones bajo de balance.1 Sistemas de tubería ensamblada El conjunto conven-cional de preventores de reventones utilizado en perforación no está comprometido durante S n u b b in g S y s t e m P o t e n t ia lly r e q u ir e d 1 .UBS manera que un paquete de generación de nitrógeno empacado en un contenerdor de 40 ft está disponible con diferentes proveedores del servicio. 5% de oxígeno será entregado.2 4 m R o t a t in g C o n t r o l H e a d s y s te m F lo w S p o o l P r im a r y F l o w lin e E S D V a lv e A n n u la r P r e v e n t e r P ip e R a m s V a r ia b le R a m s F lo w S p o o l D r ill in g s p o o l C h o k e / K ill L in e s B l in d / S h e a r R a m s W o r k in g B lin d R a m 1 . dentro Tkaczek. 7. Se un puede lubricador S trip p e r A s s e m b ly utilizar B lin d R a m s Shear Ram s K ill L in e S lip R a m s P ip e R a m s M a in F lo w lin e w ith E S D v a lv e s to c h o k e m a n if o ld para instalar los componentes del princi-pales de ensam-blaje fondo.2 Sistemas de tubería flexible enrollada S tu ff in g B o x a n d In je c to r H e a d El control del pozo.3.UBS Un sistema de cabeza rotativa de control con la respectiva línea de flujo provista con válvulas de cierre de emergencia (ESDV) es instalado en el tope del conjunto convencional de preventoras. Los sistemas de tubería flexible pueden ser corridos dentro y fuera del hueco más rápidamente y el armado del equipo es mucho más simple. entonG ro u n d L e v e l ces no se requiere el uso de un lubricador en superficie. En caso necesario. cuando se perfora con siste-mas de tubería C T R is e r S e c t io n flexible es mucho más simple. Se debe verificar que los arietes de corte efectivamente cortarán la tubería y cualquier sistema de cable de acero o linea de control. Nestor Fabian – Supervisor UBD 26 . 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 presión. o si es posible B lin d R a m utilizar una válvu-la de seguridad instalada T re e C o n n e c to r dentro del pozo. Una consideración a tener en cuenta con sistemas de tubería flexible es la fuerza de corte de los arietes de corte (shear rams). y el cabezal de inyección puede ser colocado directamente encima del sistema de cabeza de pozo. Nestor Fabian – Supervisor UBD 27 . es mostrado aquí. Un ejemplo de sistema de preventoras para una operación con tubería flexible en un pozo completado. Tkaczek.UBS de la tubería. un sistema de empuje/retención de tubería deberá ser instalado encima del sistema de cabeza rotativa utilizados llamados de control. o para sacarla fuera del pozo. Nestor Fabian – Supervisor UBD 28 . Esta unidad necesita el sistema de malacate del taladro para halar y para correr la tubería dentro del hueco.UBS 7.5 Sistema de cabeza rotativa de control El sistema de cabeza rotativa de control deberá ser dimensionado y seleccionado sobre la base de las presiones esperadas en superficie.4 Sistema de Empuje/Retención de tubería (Sistema de Snubbing) Si los viajes de tubería van a ser realizados en condiciones de bajo balance. 7. La capacidad de instalar un sistema de empuje/retención de tubería por debajo de la mesa del taladro permitirá que la mesa sea usada de la misma manera que en operaciones de perforación convencional. El sistema de empuje/retención de tubería es llamado también unidad asistente de taladro. Una vez que el peso de la sarta corrida dentro del pozo excede la fuerza hacia arriba ejercida po el pozo. Un gato con un recorrido de 10 pies se utiliza para empujar la tubería dentro del pozo. Un pozo con una presión de yacimiento de 1000 psi no necesita un sistema de cabeza rotativa de control para Tkaczek. el sistema de empuje/retención se deja en espera y la tubería es corrida en el hueco de manera convencional. Los sistemas actuales en operaciones de mar adentro son sistemas empuje/retención asistentes de taladro. Está diseñada para tratar sólo con las situaciones de tiubería ligera. Nestor Fabian – Supervisor UBD 29 .. El sistema de cierre de emergencia puede ser operado remotamente desde varios lugares sobre la localización cuando se perfora bajo balance.6 Equipo de separación Rig Assist Snubbing Unit Gas Gas Injection Drilling Fluid Choke Manifold Rotating Control Head Snubbing BOP Drilling BOP Surface Separation Package Solids Disposal Drilling Fluid Rig Pump Oil / Water/ Drilling Fluid El equipo utilizado en operaciones terrestres a comienzos de la perforación bajo balance era demasiado grande para ser utilizado en operaciones mar adentro. El sistema de separación tiene que ser adaptado de acuerdo a los fluidos del yacimiento que se esperan. y debe ser capaz de separar el fluido de perforación del flujo que retorna del pozo para que pueda ser bombeado hacia dentro del pozo una vez más. Un amplio número de Compañías ofrecen sistemas de cabezas rotativas de control para perforación bajo balance. El sistema de cierre de emergencia (ESD) en una operación de perforación bajo balance cierra el pozo en la linea de flujo principal y apaga las bombas y el sistema de inyección de gas.UBS 5000 psi. El sistema de separación debe ser diseñado para manejar el influjo esperado. Tkaczek. 7. Un separador para un campo de gas seco es significativamente diferente de un separador requerido para un campo de petróleo pesado. Nestor Fabian – Supervisor UBD 30 . Separar el gas primero y después tratar con los fluidos y los cortes. • • gas. Separar los sólidos para minimizar la erosión y después tratar con el El enfoque tomado depende en gran parte de los fluidos que se esperan del yacimiento.UBS Recientemente han aparecido varios enfoques en la tecnología de separación. • • • • • • Fluido de perforación Cortes Gas Petróleo Producto de condensación Nitrógeno Un ejemplo de sistema de separación de 4 fases es mostrado a continuación: VEN T VEN T VEN T TO ATMOSPHERE /FLARE 4 PHASE SEPARATOR OIL SURGE TANK KEY NITROGEN/GAS WATER-BASED DRILLING FLUID TWO PHASE (FOAM) TWO PHASE AND CUTTINGS SOLID S OIL WATER SURGE TANK OIL TRANSFER PUMP TO PRODUCTION SHIPPING LINE N2 STORAGE TANK WATER TRANSFER PUMP SLUDGE PUMP UB CHOK E COILED TUBING REEL FLOW DIRECTION VEN T DRILLING CHOKE CT REEL MANIFOLD WEL L CENTRIFUG E SYSTEM N2 PUMP MUD TANKS FLUID PUMP CHARGE PUMP SHALE SHAKER VACUUM DEGASSER POOR-BOY DEGASSER TRIP SAND TAN TRAP K 5 4 3 2 1 CUTTINGS SKIP Tkaczek. Se debe reconocer que la tecnología de separación para la perforación bajo balance puede tener que manejar hasta 5 o 6 fases. 6. Ejemplo de un sistema de separadores verticales modulares 7. ya que el control del pozo está directamente relacionado con las presiones y las tasas de flujo vistas en la superficie.UBS Se requiere un cuidadoso diseño del sistema de separación de superficie una vez que son conocidos los fluidos del yacimiento.1 Adquisición de datos El sistema de adquisición de datos utilizado en el sistema de separación debería proporcionar tanta información como sea posible. Nestor Fabian – Supervisor UBD 31 . Para reducir el área total de un paquete de separación. ya que la capacidad de izamiento de la plataforma y de las grúas del taladro está a menudo limitada a 15 o 20 toneladas. Tkaczek. El aspecto de seguridad de la adquisición de datos no se debería pasar por alto. Gas seco es mucho mas simple de separar que un crudo pesado o que los fluidos provenientes de un yacimiento de gas condensado. También permitirá un cierto grado de pruebas del pozo durante la perforación. Esto requiere un alto grado de flexibilidad el cual puede ser obtenido utilizando un sistema modular Se recomienda la utilización de un sistema modular para operaciones mar adentro. se utilizan separadores verticales en operaciones mar adentro a diferencia de los separadores horizontales utilizados en operaciones terrestres. Esto permitirá que se obtenga la máxima cantidad de información del yacimiento mientras se perfora. El sistema de separación deberá ser adaptado al yacimiento y a los requerimientos de superficie. Desde el múltiple estrangulador. El fluido proveniente de esta primera etapa de separación entra en el separador de segunda etapa donde el fluido es desgasificado y cualquier cantidad de sólidos remanentes es eliminada.UBS 7. La erosión en la tubería de trabajo en superficie es todavía un problema en pozos de altas tasas de flujo y tiene un significativo impacto en el costo de la operación. Nestor Fabian – Supervisor UBD 32 .2 Control de erosión El monitoreo de la erosión y la predicción de la erosión en la tubería de trabajo es esencial para operaciones seguras. Esto permite una predicción exacta de las tasas de erosión en la tubería de trabajo en superficie. La utilización de tecnología no destructiva se ha encontrado insuficiente en el monitoreo de la erosión. Los estranguladores están normalmente abiertos y variando la tasa de inyección de gas o la tasa de inyección de líquido se controla el pozo. El sistema de cabeza rotativa de control (Desviador de flujo) asegura que el pozo permanece cerrado. o a las facilidades de producción. 7. el flujo entra en el separador de la primera etapa donde el gas es separado y los sólidos son extraídos de la corriente de flujo mediante un sistema vórtice. El fluido sale del pozo a través de la línea de flujo principal hacia el múltiple estrangulador de pruebas de pozo. La utilización de las probetas de erosión también ha permitido la predicción de la limpieza del hoyo y el colapso del hueco.6. Tkaczek. El fluido de perforación se bombea de vuelta al pozo para empezar el ciclo una vez más.7 El proceso de circulación Los fluidos del yacimiento ascienden a través del anular haciala superficie. El fluido de perforación se devuelve a los tanques de lodo mientras el crudo producido es enviado a un tanque de almacenamiento. Actualmente se utiliza un sistema automatizado de probetas de erosión. mejor se entiende el comportamiento de los cortes de perforación en pozos perforados con la técnica de bajo balance. Cuantos más datos se recogen. Los límites de velocidad del flujo aplicados por la industria para el control de la erosión están definidos en el API práctica recomendada RP14. La desventaja de estas guías es que la cantidad de sólidos en las operaciones de producción es significamente más baja que en operaciones de perforación bajo balance. reducciones en la productividad de un 20 a un 25 % se han encontrado en pozos perforados en condición bajo balance que han sido sobrebalanceados para la instalación del completamiento. Dependiendo del tipo de fluido de completamiento. y la mejora de productividad no fue deteriorada. Los pozos eran desplazados a un fluido pesado que producía la condición de sobrebalance antes de correr la sarta corta de producción o el completamiento. se requiere a menudo una tercera vasija para asegurar que el condensado es separado. Sin embargo. Varios métodos de terminación están disponibles para pozos perforados bajo balance: • • • Sarta corta de producción y cañoneo Sarta corta ranurada Mallas para control de arena Tkaczek. Si un campo de gas condesado se perfora. Esto es principalmente para asegurar que el fluido de perforación es desgasificado completamente antes de ser enviado de regreso a los tanques de lodo dentro del taladro. Nuevos avances en la tecnología de separación están siendo investigados para asegurar que los paquetes de separación en superficie son más pequeños y cada vez más automatizados. entonces el pozo puede ser sobrebalanceado y un procedimiento convencional de completamiento pede ser llevado a cabo. Nestor Fabian – Supervisor UBD 33 . Si el propósito de la perforación 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.UBS Actualmente es normal tener un separador de primera etapa y uno de seguda etapa en operaciones mar adentro. se presentará algun daño de formación . Este daño no es tan severo para el caso de salmueras de completamiento como para el caso del lodo de perforación debido a que los cortes y finos de perforación han sido eliminados. Completamiento de pozos perforados en condición bajo balance La mayoría de los pozos previamente perforados bajo balance no pudieron ser completados en esta condición. Si el pozo se perforó de forma bajo balance para solucionar problemas de perforación. el proceso de instalación del completamiento es exactamente el mismo. La utilización de sartas cortas de tubería cementada en pozos perforados bajo balance no es recomendada si las ganancias en la productividad del yacimiento tienen que ser mantenidas. Se debe utilizar un preventor de reventones especial para operaciones de empuje de tubería bajo presión y un desviador rotatorio de flujo Tkaczek. la presión del pozo normalmente requerirá que el empaque de producción y el tubo de cola sean empujados dentro del pozo contra la presión en cabeza de pozo. En un sistema de perforación bajo balance se puede permitir que el pozo fluya a través del paquete de separación de superficie. En ningún momento durante las operaciones de empuje de tubería bajo presión se debería comprometer el sistema convencional de preventores de reventones de control del pozo. Se debera utilizar un empaque de producción instalado mecánicamente. Nestor Fabian – Supervisor UBD 34 .UBS • Hueco abierto Todas estas opciones pueden ser utilizadas en pozos perforados en condición bajo balance. el peso del ensamblaje será menor que la fuerza ascendente. Esto es una ventaja sobre las operaciones tradicionales de empuje de tubería ya que la presión de la superficie de un pozo que fluye es normalmente más baja que la presión de cierre del mismo.1 Corrida de tubería bajo presión (Snubbing) Con la presión del pozo actuando de forma ascendente sobre el complpetamiento. El empaque de producción y la tubería de cola son normalmente corridos y sentados con tubería de perforación llevando un tapón de aislamiento instalado en la tubería de cola. Independiente del tipo de sarta corta utilizada. Esto significa que se requiere un sistema de empuje de tubería bajo presión para correr el ensamblaje del empaque en el hueco. Se asume que un completamiento con empaque de producción es instalada. La utilización de equipo de completamiento operado a presión en pozos perforados bajo balance no es recomendable. 8. Si el pozo es mantenido bajo balance. 8. o malla con el La utilización de ranuras taponadas que se disuelven una vez que la sarta es instalada en el fondo del pozo no se considera práctica segura para operaciones mar adentro. La integridad de presión de cada ranura se tendría que probar antes de correr cada junta en el hueco y esto no es factible. Esta tubería de revestimiento se corre normalmente con un empaque el cual permite que la tubería sea empujada en un pozo vivo. El ensamblaje de fondo del zapato de la sarta de completamiento deberá estar equipado con válvulas anti-retorno para prevenir que haya flujo hacia arriba por el interior dela tubería. un empaque externo para tubería de revestimiento deberá ser corridoa la profundidad predeterminda. 8. Una vez en el fondo. es el hecho de que no es posible aislar el pozo a través de la sección de tubería ranurada sistema de preventores de reventones. la tubería deberá ser perforada para obtenr flujo. Se debe recordar que cualquier fluido utilizado debe mantener la condición de bajo balance. el colgador de la tubería y el empaque son instalados y el yacimiento queda sellado. Una vez que la sarta de revestimiento ha sido sentada. Esto se puede lograr utilizando los procedimientos normales. La utilización de una cubierta de tubería especial en las mallas de control de arena añade complicaciones a los procedimientos de instalación. Si se requiere el aislamiento de la zona.3 Instalación de una sarta ranurada de revestimiento de producción o sarta de malla para control de arena La principal desventaja de utilizar una sarta de tubería ranurada o sarta de mallas para control de arena en un pozo perforado bajo balance.UBS adicionalmente al sistema de preventores de reventones utilizados en operaciones de perforación convencional.2 Instalación de una sarta lisa de revestimiento de producción El utilizar una sarta de tubería lisa como revestimiento de producción no es diferente a empujar tubería de perforación o tubería de producción bajo presión. Nestor Fabian – Supervisor UBD 35 . Tkaczek. que está instalada en el último tubo de la sarta de tubería ranurada. Incluso si todas los ranuras están tapadas. El tapón de aislamiento se libera con una herramienta de recuperación. Ambos. El procedimiento completo para correr un completamiento con sarta de tubería ranurada en un pozo perforado bajo balance es mostrado en los siguientes 11 diagramas: Tkaczek. la posibilidad de una fuga es demasiado grande. Esta herramienta entonces se traga el tapón de aislamiento o empaque. El sistema de tapon puente para sartas de producción bajo balance (Underbalanced Liner Bridge Plug (ULBP) system) de Baker es uno de los pocos sistemas disponibles en el mercado en este momento. y pueden ser corridos hasta alcanzar la profundidad requerida sin que se tranque en hueco abierto. La única forma de instalar una sarta de tubería ranurada en un pozo vivo es utilizando el pozo como un lubricador muy largo y aislando el yacimiento en el fondo del pozo. Nestor Fabian – Supervisor UBD 36 . el empaque y la herramienta de recuperación han sido especialmente diseñados para ser liberados por la misma sarta de revestimiento corto (liner). el pozo puede ser lubricado para tener un fluido de matar en el tope del tapón y ser desplazado a través de la tubería ranurada cuando la sarta de perforación que está siendo usada como sarta de trabajo selle en la cabeza rotatoria de control (Desviador rotatorio). Si fuera necesario. Esta acción de absorción de la herramienta de recuperación asegura que el tapón y la herramienta de recuperación son rígidos. Esta herramienta de recuperación desinstala el tapón de aislamiento.UBS No se puede correr una sarta de tubería ranurada o de mallas para control de arena dentro de un pozo en vivo de forma segura. Este sistema permite que se instale un tapón recuperable en la sarta de revestimiento anterior. Hay muy pocos métodos mecánicos de aislamiento en fondo de pozo disponibles para la corrida de una sarta de tubería ranurada. Nestor Fabian – Supervisor UBD 37 .UBS S te p 1 D r i ll in g C o m p le t e d S te p 3 R u n U n d e r b a la n c e d L in e r B r id g e P lu g S te p 5 R u n S lo t t e d L in e r P r o d u c t io n C a s in g P r o d u c t io n C a s in g P r o d u c t io n C a s in g R e s e rv o ir R e s e r v o ir R e s e r v o ir S te p 6 R u n S lo t t e d L in e r S te p 2 O u t o f th e H o le S te p 4 U n d e r b a la n c e d L in e r B r id g e P lu g S e t P r o d u c t io n C a s in g P r o d u c tio n C a s in g P r o d u c tio n C a s in g R e s e r v o ir R e s e rv o ir R e s e r v o ir Tkaczek. Nestor Fabian – Supervisor UBD 38 .UBS S te p 7 R u n S lo t te d L in e r S te p 9 Run Packer S te p 1 1 C o m p le tio n P ro d u c t io n C a s in g P r o d u c t i o n C a s in g P r o d u c t io n C a s in g R e s e r v o ir R e s e r v o ir R e s e r v o ir S te p 8 P u ll R u n n in g S t r in g S te p 1 0 P r o d u c t io n P a c k e r S e t P ro d u c t io n C a s in g P r o d u c t io n C a s in g R e s e r v o ir R e s e r v o ir Tkaczek. Esto puede hacerse con una unidad de tubería flexible enrollada (coiled tubing unit) o con una camisa deslizante. en el caso de pozos perforados en condición bajo balance.4 Corrida del Completamiento El principal problema de correr el completamiento en un pozo vivo es la instalación de la línea de control de la válvula de seguridad de sub-suelo (SSSV). 8. una vez más el método más simple es aislar el yacimiento antes de correr el completamiento. el empaque de producción con un tapón instalado en la tubería de cola. por ejemplo. El completamiento es ahora corrido en forma convencional. No se requiere limpieza o estimulación. Una vez que el empaque de producción está instalado.UBS 8. Una vez que la linea de control está conectada. el fluido deberá haber sido desplazado fuera de la tubería de completamiento. El tapón de aislamiento en la tubería de cola se recuperará durante la puesta en producción del pozo. es empujado a presión dentro del pozo vivo e instalado con tubería de perforación. la tubería de perforación se puede utilizar para bombear el fluido de completamiento para proporcionar una barrera adicional que pueda ser monitoreada si se requiere. el sistema de preventores de reventones deja de sellar al rededor de la tubería. Una vez más. Nestor Fabian – Supervisor UBD 39 . a Tkaczek. el pozo está preparado para la producción. El ensamblaje del empaque deberá ser lubricado dentro del pozo utilizando el sistema de control de pozo de la unidad de empuje ded tubería bajo presión. antes de quitar este tapón. Por lo tanto. el ensamblaje para recuperar el empaque de producción es corrido dentro del hueco hasta la profundidad del empaque. En el caso del completamiento. Una vez que el completamiento ha sido instalado. un tapón de suspensión es instalado en la tubería de cola del empaque de producción y el pozo es lubricado con fluido de matar.5 Reacondicionamiento de un pozo perforado bajo balance El procedimiento de reacondicionamiento es el procedimiento inverso de la corrida del completamiento. Después de recuperar el completamiento. La reentrada dentro de ambas secciones es también posible utilizando un sistema selectivo. el completamiento puede ser corrido y un segundo empaque puede ser instalado y conectado dentro del empaque inferior.6. Perforar un pozo multilateral bajo balance. Una desventaja mayor será que la limpieza del lateral es difícil si el pozo principal es un buen productor. 8. Conseguir suficiente flujo a través del lateral para levantar fluidos puede ser un reto. con el pozo principal produciendo.1 Ventajas y Limitaciones del completamiento de un pozo vivo A continuación se enumera los pros y los contras de mantener la condición de bajo balance y utilizar un sistema de inyeccióm mecánica (Snubbing Unit) para instalar barreas en fondo de pozo. Nestor Fabian – Supervisor UBD .6 Pozos multilaterales perforados bajo balance La instalación de un empaque de producción con un tapón mecánico permite que la pierna inferior en un pozo multilateral sea aislada y permanezca bajo balance mientras que la segunda pierna es perforada. Equipo adicional e interfases requeridas para la retención/empuje de tubería bajo 40 Tkaczek. se puede conseguir . Para mayores detalles se necesitará revisar los requisitos exactos de un sistema multilateral. 8. como se requiera. o producción. Esto asegura que el fluido de matar.UBS continuación el pozo es retornado a una condición de bajo balance antes de recuperar el empaque. Si se requiere el aislamiento de la sección. perjudicial para la formación no entra en contacto con el yacimiento en ningún momento. una camisa de flujo se puede instalar en la junta para permitir la estimulación seleccionada. Esto permite que tanto la sarta de tubería ranurada como el completamiento sean corridos sin la necesidad de estar en condición sobrebalance con fluido de matar en contacto con la formación. PROS 1. Después de correr la sarta corta de revestimiento en la segunda pierna. Daño de la formación reducido CONTRAS 1. pero el grado de bajo balance será pequeño. Utilizando este diagrama. Posibilidad de utilizar ensamblajes de completamiento iregulares – Diferentes diámetros exteriores (OD) 4. Con este propósito se ha creado un diagrama de flujo que muestra todos los elementos en el proceso de perforación bajo balance.UBS presión (Snubbing) 2. También permite que los procedimientos y la documentación sean revisados por todas las partes involucradas de un sistema de perforación bajo balance. se requiere un análisis de riesgos operacionales a lo largo de todo el proceso. Nestor Fabian – Supervisor UBD 41 . Este diagrama se ha utilizado con buen resultado para asegurar que todos los elementos de un sistema de perforación poco equilibrada son revisados durante el análisis de riesgos operacionales (HAZOP). Provee barreras de hoyo inferior para la terminación y el tubo ranurado revestidor del fondo 9. Barreras simples adicionales 2. Cuestiones de salud. cada elemento se puede analizar para entrada y salida. Tkaczek. seguridad y medio ambiente Debido a que la perforación bajobalance implica trabajar en un pozo vivo. Riesgo reducido de fugas en superficie 3. PLATFORM PROCESS SYSTEM PLATFORM SYSTEM 9. El petróleo y el condensado recuperados son normalmente exportados a través de tanques de alamacenamiento hacia las facilidades de producción. Nestor Fabian – Supervisor UBD 42 . Los hidrocarbonos producidos durante el proceso de perforación bajo balance pueden ser conducidos a la planta procesadora de la plataforma. La intención no es perforar un yacimiento y producirlo a su máxima capacidad. WELL CONTROL SYSTEM 6. GAS SYSTEM 3.1 Aspectos de medio ambiente El sistema de perforación bajo balance es un sistema completamente cerrado. un yacimiento que contenga ácido sulfuroso (H2S) puede ser perforado de forma segura utilizando un sistema de perforación bajo balance. Actualmente se están llevando a cabo algunos trabajos que buscan reducir la quema y aumentar el recobro de hidrocarburos para exportación. DRILLING LIQUID SYSTEM 4. RIG FLUID SYSTEM 5. RESERVOIR 8. Recuperar este gas proporciona beneficios medioambientales y económicos. WELL SYSTEM 2. Las presiones y tasas de flujo son mantenidas tan bajas como sea posible. y un sistema cerrado de tanqeus de lodo. Tkaczek. SURFACE SEPARATION SYSTEM 1. En un pozo prolífico una cantidad signififcativa de gas puede ser quemada durante el proceso de perforación. Una prueba de pozo puede ser llevada a cabo durante la perforación bajo balance para proporcionar alguna información de la productividad.UBS HSE System Elements RIG SYSTEM 7. Cuando se combina con un sistema de inyección de cortes. exportados o quemados. la tasa de inyección de líquido de la bomba. el pozo debe permanecer bajo control. El perforador debe entender el proceso. Si los hidrocarburos producidos son bombeados dentro del sistema de proceso. la separación en superficie. La inyección de gas. El personal de perforación necesitará ser entrenado en este cambio de operación. Una cuadrilla de perforación 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. Así además de una operación más compleja. El equipo extra también trae un número extra de personal a la torre de perforación. tanto como empujar o sacar tubería bajo presión pueden ser requeridos en un pozo. Durante la perforación bajo balance la única cosa que debe evitarse es matar el pozo. El yacimiento es la fuerza impulsora en el proceso de perforación bajo balance. Esto puede deshacer todos los beneficios de la perforación bajo balance. y toda la interacción requerida entre el yacimiento. Empujar la tubería 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 tubería dentro del pozo y para sacarla fuera del mismo. para perforar el pozo de forma segura. la inyección de gas y el sistema de separación y proceso. se requiere una cantidad significativa de entrenamiento para las cuadrillas para la perforación bajo balance. Nestor Fabian – Supervisor UBD 43 . El proceso de perforación bajo balance es más complejo cuando se compara con las operaciones de perforación convencional. El personal de perforación volverá a la perforación convencional una vez que el pozo se termine. Tkaczek. Trabajar en un pozo vivo no es una operación normal para una cuadrilla de perforación y se requiere un buen entrenamiento para asegurar que no ocurran accidentes. ciertos trabajadores de servicio están en la torre y necesitan empezar a trabajar con el personal de la cuadrilla de perforación.2 Aspectos de seguridad Además del análisis de riesgos operacionales completo.UBS 9. Cuando las operaciones de viaje de tubería empiezan. está claro que la perforación ya no es una operación aislada. Se debe afirmar que ocurren pocos accidentes durante la perforación bajo balance. si varios pozos van a ser perforados bajo balance con una nueva cuadrilla. Esto ahorra movimientos de equipos y también establece una rutina con la cuadrilla de perforación.3 Enfoque paso a paso Se considera prudente. 10 Limitaciones No sólo hay ventajas en la perforación bajo balance. y esto se es debido principalmente al gran énfasis dado a la seguridad durante operaciones en pozos vivos.UBS Si un determinado número de pozos van a ser perforados bajo balance en un campo. se deben revisar las limitaciones del proceso. • Pozos profundos. Condiciones que pueden afectar adversamente cualquier operación bajo balance: • Insuficiente capacidad de la formación para resistir el stress mecánico sin colapsar. Antes de embarcarse en un programa de perforación bajo balance. altamente permeables representan una limitación técnica debido a aspectos de seguridad y de control de pozo. Tkaczek. El uso de un fluido no humectante puede prevenir o reducir esta situación. Hay limitaciones técnicas además de limitaciones económicas y de seguridad en el proceso de perforación bajo balance. El primer pozo se perfora bajo balance pero matando el pozo para los viajes de tubería. El segundo pozo se perfora bajo balance y se viajaen condición bajo balance. • Imbibición espontánea debido a la incompatibilidad entre el fluido base usado en el fluido de perforación y la roca o los fluidos del yacimiento. pero se mata el pozo para completarlo. de alta presión. emplear un enfoque paso a paso de la perforación bajo balance. El tercer pozo se perfora y se termina en condición bajo balance. una opción puede ser considerar la perforación en grupos de pozos de las secciones del yacimiento. Esto permite que todas las cuadrillas y los proveedores de servicio sean entrenados y preparen el equipo. Nestor Fabian – Supervisor UBD 44 . 9. 1 Limitaciones técnicas 10. • Huecos de pequeño diámetro o condiciones de perforación que resultan en un anular pequeño crearán altas contrapresiones debido a las fuerzas de fricción. debido a esto el pozo fue taponado y desviado tres veces y finalmente fue producido a través de la sarta de perforación como resultado del colapso del pozo. que se ve en formaciones de lutitas y arcillas. 10. • Pozos donde se requiere columna hidrostática de fluido o presión para matar el pozo durante ciertas operaciones de perforación o completamiento. • Zonas altamente productoras de agua localizadas cerca al comienzo de la trayectoria del pozo afectarán adversamente la condición de bajo balance a lo largo del hueco. • Pozos con objetivos que contengan presión significativa o variaciones de litología a través del objetivo. No se ha publicado ninguna investigación adicional sobre las causas.UBS • Condición de bajo balance no contínuo. pero es una de los ejemplos publicados de problemas de estabilidad de las paredes del hoyo. Definir la máxima caida de presión y revisar la compatibilidad química con los fluidos de perforación propuestos es un aspecto clave en la factibilidad de la perforación bajo balance. No ha sido comunicado ningún caso de colapso de hueco debido a mecánica de la roca y caída de presión en pozos perforados bajo balance. Tkaczek.1 Estabilidad de la pared del pozo La estabilidad de las paredes del pozo es una de las limitaciones principales de la perforación bajo balance. • Excesiva producción de agua de formación. El otro aspecto es la estabilidad química. Ambos aspectos pueden tener serias implicaciones en la perforación. Nestor Fabian – Supervisor UBD 45 . En un pozo perforado en España en 1996 fueron encontrados significativos problemas del hueco.1. es uno de los aspectos a considerar. El collapso del hueco como resultado del esfuerzo de la roca . 1.1. La inyección de gas a un pozo que produce agua a una alta tasa ded flujo es casi imposible. 10.UBS 10. Se debe tener cuidado de que la pierna de agua en un yacimiento depletado no sea penetrada al perforar en condición bajo balance. 10. Si la tasa de flujo es suficientemente alta el índice del flujo es suficientemente alto el pozo se matará como resultado del influjo de agua. La descompresión explosiva de los componentes de caucho se debe tener en consideración al seleccionar el equipo. Herramientas operadas hidráulicamente no pueden ser utilizadas en pozos bajo balance. Mayores valores de torque y arrastre vistos en pozos bajo balance (tanto como el 20%) puede también prevenir ciertas trayectorias de ser perforadas bajo balance. Un yacimiento altamente poroso y altamente permeable puede producir demasiado flujo a bajos valores de caida de presión. combinada con la falta de la torta de filtrado del lodo sobre la pared del pozo.1. Nestor Fabian – Supervisor UBD 46 . Tkaczek.2 Influjo de agua El influjo de agua en un yacimiento depletado puede causar problemas graves en un pozo perforado bajo balance.4 Yacimiento inapropiado El yacimiento puede no ser apropiado para la perforación bajo balance.3 Equipo de perforación direccional El equipo de perforación direccional puede tener limitaciones en la perforación bajo balance. Es importante que los beneficios percibidos de la perforación bajo balance sean tenidos en cuenta al planear operaciones bajo balance. El torque más alto se produce por la flotabilidad reducida. 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. los sistemas de MWD por pulsos de lodo pueden no funcionar. y si un sistema gasificado se utiliza. 2 Entrenamiento El personal completo de la plataforma o torre de perforación se debe entrenar en técnicas de perforación bajo balance.2 Seguridad y medio ambiente Los aspectos de Seguridad.1 Equipo de superficie La instalación del equipo de superficie puede resultar ser imposible en algunos lugares mar adentro. Estas operaciones pueden ser realizadas de forma segura. Puede haber problemas con la altura entre suelo y la torre de perforación. Un accidente serio en operaciones de perforación bajo balance podría causar un retraso grave en esta tecnología. si se verifica que todos los aspectos relevantes han sido tratarados.2. políticas y procedimientos no deberán ser olvidados cuando se considere el entrenamiento. 10.2. Nestor Fabian – Supervisor UBD 47 . con menos problemas y accidentes.3 Personal El número de personal requerido para la perforación bajo balance se considera grande todavía. La documentación. las operaciones funcionarán sin problemas. Salud y Medio ambiente (HSE) de una operación de perforación bajo balance pueden resultar demasiado complicados para permitir que se proceda con la perforación bajo balance. 10. Este número se debe reducir por Tkaczek. el equipo de la cabeza del pozo y el equipo de separación de superficie deben ser diseñados cuidadosamente para que se ajusten a la plataforma o a la torre de perforación. Ambos. Se requiere de 15 a 20 personas extra para una operación de perforación y completamiento bajo balance. Una vez que el personal entiende lo que se debe conseguir. Si no se puede diseñar ni implementar un sistema seguro se debería reconsiderar la perforación bajo balance.UBS 10. 10. el espacio de cubierta. o la capacidad de carga de la cubierta.2. Inicialmente en tierra.3 Economía No se debe olvidar la rueda motriz del negocio detrás de la tecnología. Si los beneficios no pueden ser alcanzados. Nestor Fabian – Supervisor UBD 48 . Las mejoras vistas con la perforación bajo balance son : • • Dos veces la rata de penetración El triple de la tasa de producción 11 Historial La perforación bajo balance en Europa empezó con la tecnología de Canada en 1995.UBS razones de seguridad. pero pasando a mar adentro con el primer pozo perforado de forma bajo balance dentro del mar por Shell en Lowestoft (Junio 1997). entonces se debe revisar el proyecto. Se está emprendiendo un trabajo significativo en automatización de sistemas poco equilibrados para reducir el tamaño de la cuadrilla. Año 1995 País Germany Australia Denmark Netherlands UK UK Mexico Indonesia Spain Algeria Oman Agentina UK UK Indonesia Indonesia Italy 1996 1997 1998 Operador BEB RWE-DEA WAPET Maersk NAM Pentex Shell Pemex Mobil SESA Sonarco PDO YPF Shell Edinburgh Oil & Gas Kufpec Gulf Agip/SPI Detalles Ulsen Breitbrunn gas storage Coiled Tubing Coiled Tubing Oil field onshore First Offshore Well Offshore well GOM Arun gas field (depletado) Offshore Barque & Clipper Coiled tubing gas storage onshore Oseil Sicily Tkaczek. 10. Si el torque y el arrastre son un problema. 12 Ventajas de la perforación bajo balance Las ventajas de esta técnica se han visto claramente en los pozos que han sido perforados y completados bajo balance. y la remoción de cortes perforados desde la cara de la broca es más eficiente (Chip hold down effect . Los primeros pozos se sobrebalanceaban para realizar los viajes de tubería lo cual mostró claramente los beneficios de los pozos perforados bajo balance. 12. Nestor Fabian – Supervisor UBD 49 . Esto es todavía una función de la formación a ser perforada y de la selección de la broca. 1 Ventajas técnicas de perforación No se han encontrado pérdidas de lodo durante la perforación bajo balance.efecto de sujeción deripios) Tkaczek. La vida de la broca se incrementa porque el pozo se perfora más rápidamente. El grado de bajo balance tiene un impacto directo sobre la rata depenetración. La rata de penetración se incrementa de 2 a 5 veces al perforar en condición bajo balance. tuvieron que ser perforados bajo balance debido a la productividad o al grado de depleción del yacimiento. Un pozo se perforó y terminó en condición bajo balance.UBS 1999 UK Sharjah Shell BP Amoco Galleon & Barque Todos los pozos perforados bajo balance que se mencionaron previamente. Luego fue estimulado con un lavado ácido y esto. un sistema de lodo base aceite puede ser utilizado. Se han utilizado sistemas simples de fluido a base de agua. La solubilidad del gas en petróleo necesita ser considerada al utilizar sistemas de lodo base aceite. una vez más resultó en una productividad reducida. Una vez más. Una mala limpieza del hoyo. Un pozo perforado y completado bajo balance sobrepasará la productividad de un pozo estimulado. Aunque el factor 3 esta siendo aceptado ahora como un promedio de incremento en la productividad. No hay torta de lodo en la pared y no hay sobre presión para empujar la tubería contra la pared del pozo. los estudios del yacimiento y el conocimiento del mecanismo de daño indicarán rápidamente las mejoras potenciales. Ahorrar los costos de estimulación por fracturamiento hidráulico. Esto no significa que no se presente pegas de tubería durante operaciones de perforación bajo balance. 12. Reducido requerimiento de estimulación : El mismo pozo que fue perforado en condición bajo balance y luego estimulado mediante un lavado con ácido.2 Ventajas técnicas del yacimiento Menor daño de formación: El daño reducido de la formación en yacimientos de baja permeabilidad conduce a un incremento en la productividad de tres veces la producción obtenida en pozos perforados convencionalmente.UBS No ocurren pegas diferenciales de tubería cuando se perfora bajo balance. mejoras mucho mas significativas han sido observadas en algunos pozos. Ojos de llave y chatarra dentro del hueco tanto como el colapso de las paredes del hueco pueden causar empaquetamientos o pegas de tubería aun en pozos siendo perforados bajo balance. Nestor Fabian – Supervisor UBD 50 . probó de manera concluyente que la estimulación con ácido no incrementa la productividad. como resultado del flujo multifasico puede también causar una pega de tubería en pozos siendo perforados bajo balance. a menudo compensa el costo de la perforación bajo balance. Tkaczek. mientras que un estudio simple y rápido puede ser llevado a cabo en un pozo de baja presión en tierra en Europa. Se requerirá un estudio de viabilidad detallado sobre un desarrollo de múltiples pozos. y de dirigir el pozo hacia las zonas de mayor productividad del yacimiento. podemos hablar ahora del 10% del costo total del pozo como el costo adicional requerido para realizar la perforación bajo balance de la zona productora. Para el desarrollo de nuevos campos puede requerirse que las facilidades de producción estén listas una vez que el primer pozo penetra el yacimiento. Tkaczek. Si un pozo resulta costos debido a la geometría compleja del yacimiento.UBS Una evaluación mejorada de la formación es proporcinada por la habilidad para probar el pozo mientras se perfora. 13 Costos Los costos de la perforación bajo balance varían mucho dependiendo del yacimiento y la sofisticación requerida en el equipo de separación de superficie y en el sistema de adquisición de datos. y la presión del yacimiento dicta la necesidad de un equipo de control de presión además de la necesidad de una inyección de gas. La intersección de fracturas es posible ya que se reconoce una fractura mayor por un aumento en la productividad del pozo. Si se requiere un pozo vertical simple en un yacimiento homogéneo. Comparando varias operaciones en Europa. Los fluidos del yacimiento dictaminan el equipo de separación requerido. Canada y Oriente Medio. El lugar y el número de pozos que serán perforados dictaminarán hasta cierto grado los costos de movilización. Nestor Fabian – Supervisor UBD 51 . entonces los costos del pozo. es probable que el equipo de perforación bajo balance también tenga que ser apropiado a los sistemas complejos de perforación requeridos en dicho caso. tanto como el costo de la operación bajo balance serán bajos. Producción temprana: La producción empezará tan pronto como el yacimiento sea penetrado. 14 Futuro El futuro de la perforación bajo balance verá un aumento significativo en la automatización y una reducción resultante en la cantidad de personal requerido. Tkaczek. la reducción en el número de pozos requeridos podría ser tan alta como del 25%. La utilización de sistemas de seguridad en fondo de pozo eventualemente eliminará los sistemas de retención/empuje de tubería bajo presión (Snubbing operations) en pozos perforados bajo balance.alta temperatura) para evitar o al menos aumentar la estrecha ventana entre la presión de poro y la presión de fractura. Nestor Fabian – Supervisor UBD 52 . como resultado del incremento de la productividad. La utlización de la perforación bajo balance en yacimientos HPHT(alta presión . permitiendo que cada vez más pozos sean perforados bajo balance más efectivamente. El modelamiento de flujo multifássico en el anular. Este beneficio compensa los obstáculos y el costo de la perforación bajo balance de forma significativa. Actualmente hay sistemas y métodos sobre la mesa de dibujo.UBS Si un desarrollo de un múltiples pozos puede ser perforado bajo balance con éxito. la predicción de la limpieza del hueco y el transporte de cortes mejorarán notablemente en operaciones de perforación bajo balance. La adquisición de datos en superficie y en el fondo del pozo mejorará. pero se requerirá una inversión de 2 a 3 millones de dólares para desarrollar un sistema de trabajo para la perforación bajo balance desde torres petrolíferas flotantes. La utilización de la perforación bajo balance desde torres petrolíferas flotantes con desarrollos submarinos. los factores de recobro asociados y los perfiles de producción . Este documento proporciona una visión del potencial. una guía y algún entendimiento básico de la tecnología requerida para la perforación bajo balance. DEA 101 phase 1. llevarán a una aproximación más selectiva de yacimientos con una necesidad real de ser perfoprados bajo balance. Holland 1995 • Proceedings from 3rd International Underbalanced drilling Conference & exhibition held in The Hague. Nestor Fabian – Supervisor UBD 53 . Proporciona. 15 Información adicional sobre perforación bajo balance • Gas research Institute.GRI-97/0236 • Proceedings from 1st International Underbalanced drilling Conference & exhibition held in The Hague. No pretende proporcionar una respuesta completa a todas las preguntas sobre la perforación bajo balance.UBS Un mejor entendimiento de los mecanismos de daño del yacimiento. Published by Gas research Institute Chicago Illinois. de las ventajas y desventajas de la perforación poco equilibrada. Holland 1997 • Maurer Engineering Inc. Underbalanced Drilling Manual. October 1996 Tkaczek. Underbalanced Drilling and Completion Manual. esperamos. UBS 16 Proveedores de equipo de perforación bajo balance Deutag Northland Williams Shaffer Weatherford Schlumberger Halliburton Alpine 17 Abreviaturas BOP Preventor de reventones MMscft/day Millon de pies cúbicos stándard de gas por día ROP BHP MWD PDM ESD BHA NDT UBD HAZOP ERD HSE Rata de penetración Presión de fondo de pozo Medición durante la perforación Motor de desplazamiento positivo Sistema de cierre de emergencia Ensamblaje de fondo de pozo Ensayo no destructivo Perforación bajo balance Análisis de operaciones riesgosas Perforación de alcance extendido Salud. Nestor Fabian – Supervisor UBD 54 . seguridad y medio ambiente Tkaczek.