Perforacion Bajo Balance (Fluido Aireado), En El Campo Percheles

8/15/2019 Perforacion Bajo Balance (Fluido Aireado), En El Campo Percheles

1/58

FICHA DE IDENTIFICACIÓN DE TRABAJO DE INVESTIGACIÓN

Título: ESTUDIO Y DESRIPCION DE LA PERFORACION BAJO BALANCE (FLUIDO AIREADO), EN ELCAMPO PERCHELES Autor: Fabián Andrés Cerezo Garamendi - 200900465

Bryan Orellana Barrientos - 201104283Ronald Rodríguez Alvarado - 201201466Yaneth López Ramos – 201204048

Gabriel Albino Gallego - 201202208

Fecha: 02/06/2016

Carrera: Ingeniería en gas y petróleoAsignatura: Metodología de la investigaciónGrupo: ADocente: Lic. Piero Andrés ValenzuelaPeriodo Académico: Gestión ISubsede: Santa Cruz


2/58

INDICE

CAPITULO I

INTRODUCCIÓN1.1. Introducción ..................................................................................................................... 11.2. Antecedentes. ................................................................................................................. 21.3. Delimitación. .................................................................................................................... 31.3.1. Limite geográfico. ......................................................................................................... 31.3.2. Limite temporal ............................................................................................................. 31.3.3. Limite sustantivo. .......................................................................................................... 31.4. Planteamiento del problema. ........................................................................................... 41.4.1. Formulación del problema. ........................................................................................... 41.5. Sitematización del problema y formulación de la solución. ............................................. 41.5.1. Desarrollo del problema y formulación de la solución .................................................. 41.5.1.1. Causas ...................................................................................................................... 41.5.1.2. Efectos. ..................................................................................................................... 51.5.1.3. Acción. ....................................................................................................................... 51.5.1.4. Fin. ............................................................................................................................ 5

1.6. Objetivos ......................................................................................................................... 71.6.1. Objetivo general. .......................................................................................................... 71.6.2. Objetivos específicos. ................................................................................................... 71.7. Justificación. .................................................................................................................... 71.7.1. Justificación científica. .................................................................................................. 71.7.2. Justificación ambiental. ................................................................................................ 81.7.3. Justificación económica. ............................................................................................... 81.7.4. Justificación personal. .................................................................................................. 81.8. Metodología. .................................................................................................................... 91.8.1. Tipo de investigación. ................................................................................................... 91.8.2. Tipo de estudio. ............................................................................................................ 91.8.3. Fuentes de información ................................................................................................ 91.8.3.1. Fuente primaria. ........................................................................................................ 91.8.3.2. Fuente secundaria. .................................................................................................. 101.8.4. Métodos .......................................................................................................................10

1.8.4.1. Procedimientos. ....................................................................................................... 10


3/58

CAPITULO IICONCEPTOS BASICOS2.1. Introducción ................................................................................................................... 112.2. Parámetros de las formaciones. .................................................................................... 112.2.1. Propiedades mecánicas de las rocas. ........................................................................ 112.2.1.1. Relación de Poisson .................................................................................................112.2.1.2. Modulo de Young .....................................................................................................122.2.1.3. Modulo de cizallamiento. ......................................................................................... 122.2.1.4. Modulo volumétrico. ................................................................................................ 122.2.1.5. Modulo de compresibilidad. ..................................................................................... 122.2.1.6. Compresibilidad de la roca. ..................................................................................... 13

2.2.1.7. Abrasividad .............................................................................................................. 132.2.1.8. Angulo de fricción interna ........................................................................................ 132.2.2. Propiedades litológicas de las rocas. ......................................................................... 132.1.2.1. Permeabilidad ......................................................................................................... 132.1.2.2. Porosidad. .............................................................................................................. 142.1.2.2.1. Por su origen. ....................................................................................................... 142.1.2.2.2. Por la comunicación de los poros ....................................................................... 142.2.2. Presiones ................................................................................................................... 152.2.2.1. Presión de formación. .............................................................................................. 152.2.2.2. Presión de Fractura ................................................................................................. 172.2.2.3. Esfuerzo de sobrecarga .......................................................................................... 182.2.2.4. Presión diferencial. .................................................................................................. 182.2.2.4.1. Sobre balanceada. ................................................................................................192.2.2.4.2. Balanceada. ......................................................................................................... 192.2.2.4.3. Sub balanceada. ....................................................................................................19

2.2.2.5. Presión Hidrostática. ............................................................................................... 202.3. Fluidos de perforación. .................................................................................................. 212.3.1. Clasificación de los fluidos de perforación. ................................................................. 212.3.1.1. Fluidos aceite. ........................................................................................................ 222.3.1.2. Fluidos a base de agua .......................................................................................... 222.3.1.2.1. Fluidos no inhibidos. ............................................................................................. 232.3.1.2.2. Fluidos Inhibidos................................................................................................... 23

2.3.1.2.3. Fluidos polímeros ................................................................................................. 242.3.1.3. Fluidos neumáticos ...................................................................................................24


4/58

2.3.2. Funciones de los fluidos de perforación ..................................................................... 252.3.2.1. Funciones principales .............................................................................................. 252.3.2.1.1. Control de la presión del subsuelo ........................................................................252.3.2.1.2. Transporte de los recortes. ....................................................................................262.3.2.1.3. Estabilizar el pozo ................................................................................................ 272.3.2.2. Funciones secundarias .............................................................................................282.3.2.2.1. Soportar el peso de tubulares ...............................................................................282.3.2.2.2. Enfriar, lubricar el trepano y la sarta de perforación ............................................. 282.3.2.2.3. Transmitir energía hidráulica al trepano ............................................................... 292.3.2.2.4. Proporcionar un medio adecuado para correr registros eléctricos ....................... 292.3.2.2.5. Ayudar en la recolección de datos geológicos y evaluación de la

formación.............................................................................................................................. 292.3.3. Beneficios Adicionales .................................................................................................302.3.3.1. Minimizar el daño a la formación ..............................................................................302.3.3.2. Reducir al mínimo las pérdidas de circulación ........................................................ 302.3.3.3. Reducir la corrosión ..................................................................................................312.3.3.4. Reducir el aprisionamiento de la tubería ................................................................. 322.3.3.5. Reducir las pérdidas de presión ...............................................................................332.3.3.6. Mejorar la velocidad de penetración. ........................................................................332.3.3.7. Reducir el impacto ambiental. ..................................................................................332.3.3.8. Mejorar la seguridad ................................................................................................ 342.3.4. Velocidad de penetración ............................................................................................342.3.4.1. Variables inalterables .............................................................................................. 342.3.4.1.1. Permeabilidad....................................................................................................... 352.4 Aspectos generales de la perforación bajo balance ................................................... 362.4.1. Definición de la perforación bajo balance ....................................................................36

2.4.2. Ventajas de la perforación bajo balance. ....................................................................382.4.2.1. Disminución en los costos de perforación. ............................................................. 382.4.2.1.1. Incremento en la velocidad de perforación. .......................................................... 382.4.2.1.2. Incremento en La vida útil del trepano. ..................................................................392.4.2.1.3. Reducción de pérdidas de circulación. ................................................................. 392.4.2.1.4. Reducción de los tiempos de limpieza y prueba de pozo. .................................... 402.4.2.1.5. Producción temprana. ...........................................................................................41

2.4.2.2. Eliminación de los problemas de perforación .......................................................... 41


5/58

2.4.2.2.1. Aprisionamiento por presión diferencial. ............................................................... 412.4.2.2.2. Incidentes de control de pozo ............................................................................... 422.4.2.3. Reducción del daño a la formación .......................................................................... 432.4.2.4. Evaluación temprana del yacimiento ....................................................................... 442.4.2.5. Reducción de los efectos ambientales .................................................................... 442.4.3. Desventajas de la perforación bajo balance .............................................................. 452.4.3.1. Inestabilidad del pozo .............................................................................................. 452.4.3.2. Influjos de agua. ....................................................................................................... 462.4.3.3. Corrosión ................................................................................................................. 462.4.3.4. Explosiones En Fondo ............................................................................................. 472.4.3.5. Vibraciones de la sarta y ensamble de fondo ........................................................... 47

2.4.3.6. Equipo de perforación direccional ............................................................................ 482.4.3.7. Factores económicos ............................................................................................... 482.4.4. Consideraciones especiales ....................................................................................... 492.4.5. Control de pozo ........................................................................................................... 502.4.6. Clasificación de la perforación bajo balance según el objetivo ................................... 512.4.6.1. Perforación de Yacimiento (UB Reservoir Drilling) ................................................... 512.4.6.2. Optimización de la Perforación (Performance Drilling) ............................................. 512.4.6.3. Perforación con Flujo Controlado (MPD) ................................................................. 512.4.6.3.1. Capa De Lodo Presurizada (Mud Cap) ................................................................ 52

INDICE DE FIGURASFigura 2.1 Angulo de fricción interna .................................................................................... 13Figura 2.2 Gradientes de formacion ..................................................................................... 15Figura 2.3 Presiones litológicas y gradientes de presión ...................................................... 16Figura.2.4 Presion diferencial ............................................................................................... 19

Figura 2.5 Presion hidrostática .............................................................................................. 20Figura 2.6 Clasificación de los fluidos de perforación ........................................................... 21Figura 2.7 Fluidos base agua ................................................................................................23Figura.2.8 Pérdidas de circulación en formaciones suaves y duras ..................................... 31Figura 2.9 Corrosion de los tubulares ................................................................................... 31Figura 2.10 Aprisionamiento por diferencial de presión ........................................................ 32Figura 2.11 Perdidas de presión en el sistema de circulación del lodo ................................ 33

Figura 2.12 Estado de esfuerzos del subsuelo. .................................................................... 35Figura 2.13 Condiciones de equilibrio formación – fluido de perforación .............................. 37


6/58

Figura 2.14 Sistemas de perforación .................................................................................... 38Figura 2.15 Beneficios de la perforación bajo balance ......................................................... 40Figura 2.16 Aprisionamiento por presion diferencial ............................................................. 42

INDICE DE CUADROS Y TABLASCuadro 1.1 Diagrama Causa - Efecto; Acción - Fin. ............................................................... 6.


7/58

1

1.1 Introducción

CAPITULO IINTRODUCCION

La práctica convencional de perforación exige el mantenimiento de la presiónhidrostática del fluido de perforación entre la presión de los poros de la formación yde su presión de fractura,por lo tanto la perforación en formaciones despresurizadas ocon bajos gradientes de fracturas con estas técnicas, resulta costoso debido a que seenfrentara problemas en forma simultánea, tales como pérdidas totales de circulación,posibles surgencias, pegaduras por presión diferencial, atrapamiento de sarta deperforación por empacamiento. Lo que tiende a incrementar los costos de laoperación. Todo esto obedece a que la densidad equivalente necesaria para perforarcierta sección, contrasta con la que requiere dicho tramo. Con la técnica deperforación en bajo balance se puede resolver tales problemas.

La elaboración de este tipo de proyectos lleva a tener un conocimiento fundamentalde la perforación bajo balance, de la selección del pozo, la estabilidad mecánica, su

aplicación en formaciones mecánicamente estables y los posibles problemasencontrados.

Su aplicación en el campo Percheles es la solución usada para mitigar la perdida decirculación y los problemas mencionados anteriormente, con la finalidad de atravesarel sistema carbonífero, más específicamente en formaciones superficiales, abrasivas,friables en las que se presentan severas pérdidas de circulación constituyendo en un

factor muy importante para la perforación del pozo sin que se presente los problemasde perforación.

El objetivo general del trabajo, es analizar la viabilidad técnica y económica de laoperación de Perforación Bajo Balanceada en la zona de Percheles, la cual seencuentra en una región ambientalmente sensible y donde algunas de las formacionessubsuperficiales


8/58

2

Presentan presiones subnormales, las cuales son propensas a las pérdidas decirculación debido a la presencia de micro fracturas y zonas altamente permeables.

Observados los argumentos mencionados es que se considera posible la aplicaciónde esta técnica para evitar la pérdida de circulación y alcanzar altas velocidades depenetración.

1.2 Antecedentes

Originalmente, los lodos aireados constituyeron la mayoría de los lodos deperforación gasificados. La aplicación primaria de estos fluidos fue la de evitar laspérdidas de circulación, más que para perforar específicamente en desbalance.

Aunque han sido previamente usados en la industria del gas y el petróleo, la primeraaproximación de ingeniería para perforar con fluidos gasificados fue hecha en EmeryCounty, Utah a principios de los 50. Se inyectó aire comprimido al lodo deperforación en la tubería vertical, para reducir la presión de fondo y evitar laspérdidas que ocurrían al perforar sólo con lodo.

De igual forma en que las herramientas de la perforación rotaria han evolucionado,los sistemas de fluidos para perforar bajo condiciones de bajo balanceada lo hanhecho, encontrándose hoy en día mas optimizados. Siendo patentada en EEUU elaño 1994 por la Empresa Company Clearwater Inc.

En Bolivia ha sido implementada en el año 1999 para los campos localizados en el

Subandino Sur, más específicamente en los campos San Alberto (SAL-X13) y San Antonio (SBL-X2), con la finalidad de controlar perdidas de circulación. En estaszonas del sistema Carbonífero, estas formaciones son propensas a las pérdidas decirculación debido a que las formaciones presentan micro fracturas por suscaracterísticas geológicas y al intenso tectonismo a la que han sido sometidos.


9/58

3

1.3 Delimitación

1.3.1 Limite geográfico

País: Bolivia.Departamento: Santa CruzProvincia : Andrés IbáñezCampo : PerchelesFormaciones : Sistema Carbonífero (Fm Tarija)

1.3.2 Limite temporal

El tiempo estimado para la realización del perfil de proyecto de grado abarcara lagestión I y II del año 2016.

1.3.3 Limite sustantivo

El proyecto se desarrollara en base a las teorías y estudios científicos sobre latecnología de perforación bajo balance. De este modo poder ratificar todas lasventajas de la tecnología de la perforación bajo balance y así lograr optimizar suaplicación para el campo Percheles.


10/58

4

1.4 Planteamiento del problema

Presencia de formaciones problemáticasEn el pozo PCH1003, que ocasionan pérdidas de circulación, debido a que lasformaciones se encuentran plegadas, además de presentar diaclasas y presencia demicro fracturas siendo este un factor para que las mismas formaciones seandemasiado permeables.

1.4.1 Formulación del problema

Las formaciones al presentar fracturas, diaclasas o micro fracturas, además de estardepletadas, pueden presentar perdidas de circulación e invasión en las formacionesa ser atravesadas por los fluidos de perforación, considerando la posibilidad deaprisionamiento por presión diferencial. Al tener en cuenta estos factores, significarangrandes cantidades de tiempo y el costo adicional en la perforación.

¿Logra reducir los problemas de perforación, relacionados a perdidas de

circulación y pegamiento por presión diferencial, la aplicación del principio deperforación bajo balance?

1.5 Sistematización de problema y formulación de la solución

1.5.1.1 Desarrollo del problema y formulación de la solución

1.5.1.1.1 CausasCausa 1: Elevada densidad del fluido de perforación, en un sistema de perforaciónconvencional

Causa 2: Formaciones que presentan micro fracturas y fracturas dentro el sistemacarbonífero.

Causa 3: Bajos gradientes de fractura, formaciones depletadas


11/58

5

Problema

Severas pérdidas de fluido de perforación que se presentan en lasformaciones y el riesgo de aprisionamiento por presión diferencial.

1.5.1.1.2 Efectos

Efecto 1: Perdida de circulación del fluido a la formación.

Efecto 2: Reducción de la columna hidrostática por efecto de la pérdida decirculación

Efecto 3: Incremento en la fricción y pegadura del trepano hacia la formación.

1.5.1.1.3 Acciones

Acción 1: Reducir la densidad del fluido de perforación.

Acción 2: Optimización, aplicación de flujos aireados

Acción 3: Incremento del régimen de penetración

Solucion

Aplicación de la perforación con fluidos gasificado tomando losprincipios de la perforación bajo balance para minimizar al mínimolas pérdidas de circulación y el aprisionamiento.

1.5.1.1.4 Fines

Fin 1: Reducción al mínimo de las pérdidas de volúmenes de circulación del fluido

Fin 2: Reducción de la posibilidad de aprisionamiento por presión diferencial

Fin 3: Trepano funcionara en forma óptima prolongando su vida útil.


12/58

Cuadro 1.1 Diagrama causa - efecto; acción – fin

F 1

Reducción almínimo lasperdidas devolúmenes decirculación delfluido

F 2

Reducción de laposibilidad deaprisionamientopor presióndiferencial

F 3

Incremento de lavida útil deltrepano.

PROBLEMA

Severas pérdidas de fluido de perforaciónque se presentan en las formaciones y elriesgo de aprisionamiento por presióndiferencial.

SOLUCION Aplicación de la perforación con fluidosgasificado tomando los principios de laperforación bajo balance para minimizar almínimo las pérdidas de circulación y elaprisionamiento.

C 2

Formacionesdiaclasadas,microfracturadas.

C 3

Bajos gradientesde fractura,formacionesdepletadas

A 1

Reducir ladensidad del

fluido.

A 2

Optimización,aplicación deflujos aireados

A 3

Incremento dela velocidad de

penetración

Fuente: Elaboración Propia

6

E2

Reducción de lacolumnahidrostática porefecto de lapérdida de

E3

Incremento enla fricción ypegadura deltrepano hacia laformación.

E1

Perdida decirculacióndel fluido a laformación

C 1

Elevada densidaddel fluido de

perforación, en unsistema

convencional


13/58

7

1.6 Objetivos

1.6.1 Objetivo general

Analizar la viabilidad técnica de la operación de Perforación Bajo Balance, haciendouso del sistema de fluidos aireados, como una solución a los problemas deperforación que se presentan en el sistema carbonífero del camopo Percheles.

1.6.2 Objetivos específicos

Describir las características litológicas y geológicas de las formaciones de interéspara la aplicación de la técnica de perforación bajo balance.

Analizar el diseño y preparación de los fluidos de perforación para mantener lapresión en el fondo del pozo en un rango de desbalance y de esta maneracontrolar las pérdidas de circulación.

Definir los equipos, herramientas y materiales a utilizar en la perforación.

Determinar los caudales necesarios de aire para realizar la inyección a la faseliquida del sistema de lodo.

Realizar un análisis comparativo del sistema de fluido usado en la perforación bajobalance y el sistema de fluido en la perforación convencional.

1.7 Justificación

1.7.1 Justificación científica

Al proponer el uso de la técnica de perforación bajo balance como una alternativa deaplicación se pueden tener los siguientes beneficios:

Incremento en la velocidad de penetración.

Incremento en la vida útil del trepano.

Reduce la probabilidad de pegadura diferencial.

Minimización de la pérdida de circulación.


14/58

8

Mejora la evaluación de la formación y reduce los costos de prueba.

Reduce el daño a la formación.

1.7.2 Justificación ambiental

El buen manejo de las herramientas, y los equipos a ser usado, reducen los riesgosde descontrol y contaminación por los productos y aditivos químicos; se presenta lalixiviación del fluido, debido a ser una formación que presenta bastante microfracturas, y eso genera la migración del mismo a direcciones desconocidas llegandoa ser un problema si estas emanan o afloran en aéreas cercanas. Este proceso serealiza para la preservación del medio ambiente, la alteración del medio biótico comoabiótico será menor, sin afectar a las poblaciones aledañas.

1.7.3 Justificación económica

La realización o utilización de esta técnica es justificable económicamente por losbeneficios a ser alcanzados:

Reduce los costos de preparar lodo nuevo para reemplazar los volúmenesperdidos, así como los costos adicionales de usar materiales para perdidas decirculación.

Velocidades de penetración duplicadas o inclusive triplicadas, permitenperforar el tramo en menor tiempo del programado.

Elimina el costo de realizar operaciones de pesca al disminuir el riesgo de

aprisionamiento por presión diferencial.

1.7.4 Justificación Personal

La realización del presente trabajo permitirá al autor la aplicación de todos losconocimientos impartidos por esta institución educativa en el campo de la perforación


15/58

9

y otros, todo esto con la finalidad de obtener la licenciatura en Ingeniería en Gas yPetróleo.

1.8 Metodología

1.8.1 Tipo de investigación

El desarrollo de investigación es de tipo causal comparativa y experimental. Siendola perforación bajo balance una técnica de la cual se conoce muy poco, se tomanconsideraciones con relación a la técnica convencional de perforación. Además lainvestigación se la describe de manera secuencial y ordenada.

1.8.2 Tipo de estudio

Es tipo científico y tecnológico ya que busca satisfacer una curiosidad científica otecnológica que haga avanzar la ciencia o la industria en el área de la industriapetrolera.

1.8.3 Fuentes de información

1.8.3.1 Fuente Primaria

Entrevistas

Consultas

Observaciones

1.8.3.2 Fuente secundaria

Instituciones petroleras. Entidades que aportaran con el desarrollo de lainvestigación.


16/58

10

Documentales y/o manuales : Son correlaciones, casos de pozos en el cualse realizo la técnica.

Fuentes bibliográficas: Aportación científica, bibliografía a ser tomadadurante la investigación.

Fuentes Informáticos: Consultas a realizar a paginas de interés dentro de lared internet.

1.8.4 Métodos

La obtención de correlaciones de proyectos realizados aplicando esta técnica,todo esto sobre la zona de interés,

Recomendaciones para proyectos futuras.

1.8.4.1 Procedimientos

Por medio de consultas a los entidades especialistas, además de técnicos.

Diseño de una base de datos, referente al tema, con los problemas que sepresentaran y cuál fue la acción tomada.


17/58


18/58

12

2.2.1.2 Modulo de YoungEs una relación entre los esfuerzos y deformaciones longitudinales, que obedece a la

propiedad elástica de la roca al estar sometida a los esfuerzos compresivos por eltrepano.

2.2.1.3 Modulo de cizallamiento

Es el efecto de los esfuerzos paralelos comprensionales que se producen al contactodel trepano con la cara de la formación y se define como la fuerza tangencial sobre lacara de la roca y es expresada de la siguiente forma.

2.2.1.4 Modulo volumétrico

Es el cambio de volumen que producen los esfuerzos compresionales derivados delpeso sobre el trepano a la cara de la formación y se expresa como.

2.2.1.5 Modulo de compresibilidad

Es el cambio fraccional del volumen de roca por unidad de incremento de esfuerzocomprensivo aplicado a la formación. Se expresa como.


19/58

13

2.2.1.6 Compresibilidad de la roca

Es la relación que existe entre el cambio volumétrico de la matriz generado por lacarga compresiva de una columna hidrostática. Se expresa como

2.2.1.7 Abrasividad

La capacidad de desgastar los metales y aleaciones duras en el proceso de

rozamiento, esta manifiesta es reflejada cuando actúan herramientas cortantes yotros elementos del equipo de perforación.

La agresividad de la roca depende de la microdureza de los granos minerales que laconstituyen, de su tamaño, forma y del carácter de la superficie. Cuanto mayor sea laabrasividad de la roca, tanto más acelerado será el ritmo del desgaste de la

herramienta o equipo sometidos a este tipo de rocas. 1

2.2.1.8 Angulo de fricción interna

El ángulo entre el plano de ruptura y el esfuerzo de deformación por lo general serámenor a 45º, donde el plano cizallamiento depende del ángulo de fricción interna yque a su vez es una propiedad del material que varia con el esfuerzo normal.

Figura 2.1 Angulo de fricción interna

Fuente: Datalog: Análisis de las presiones anormales de formación

.


20/58

14

2.2.1.9 Propiedades litológicas de las rocas

2.2.1.9.1 Permeabilidad

Se denomina a la capacidad de desplazamiento de los fluidos a través de un medioporoso, siendo de necesidad los espacios que se encuentren interconectados, esuna propiedad dinámica. La velocidad de desplazamiento del fluido a través de unmedio depende de tres factores.

La porosidad de la formación

La densidad del fluido, sometidos a una temperatura La presión ejercida sobre el fluido

2.2.1.9.2 Porosidad

Capacidad para acumular y almacenar fluidos, principalmente se refiere a losespacios vacíos en la unidad de volumen de la roca, se considera una propiedadestática. La clasificación de acuerdo a sus orígenes y a la comunicación que exista

entre los poros.

2.2.1.9.2.1 Por su origen:

Primario: Formación a los procesos sedimentarios y estratigráficos originales,durante formación y evolución de la tierra.

Secundaria: Por los movimientos posteriores a la formación de la corteza, maspropiamente a los procesos endógenos de la misma corteza, que se derivan endesplazamiento de la placas tectónicas.

2.2.1.9.2.2 Por la comunicación de los poros.

Absoluta: Porosidad considerada como el volumen total de poros estén o nointercomunicados.


21/58

15

Efectiva: Es el porcentaje de los poros que se encuentran intercomunicados ypermitan la circulación de los fluidos

No efectiva: Representa la diferencia entre la porosidad absoluta, menos laporosidad efectiva.

2.2.2 Presiones

2.2.2.1 Presión de formación

Se define como la presión ejercida por el fluido contenido dentro de los espacios deporo de una roca o sedimento, los granos son el elemento sólido o roca, y los porosson los espacios entre estos granos. La presión de formación se refiere a la presiónhidrostática ejercida por el fluido de poro y depende de la profundidad vertical y ladensidad del fluido de formación2.

Figura 2.2 Gradientes de formación


Esta presión puede ser afectada por el peso de la sobrecarga (capas de rocas) porencima de la formación, la cual ejerce presión en los granos y los poros con fluidosde la roca reservorio.


22/58

16

Las formaciones con presión normal, ejercen una presión igual a la columna delfluido nativo de dicha formación hasta la superficie. El gradiente de presión de los

fluidos nativos generalmente fluctúa de 0,433 psi/pie (0.0979 bar/m) a 0.465 psi/pie(0.1052 bar/m), y varía de acuerdo con la región geológica.

Las formaciones presurizadas dentro de este rango, son llamadas normales,dependiendo del área. Para simplicidad, en este texto designaremos un gradiente de0.465 psi/pie (0.1052 bar/m) como normal.

Figura 2.3 Presiones litológicas y gradientes de presión


En las formaciones con presión normal la mayor parte de la sobrecarga es soportadapor los granos que conforman la roca. Cuando la sobrecarga aumenta con laprofundidad, los fluidos porales se mueven libremente reduciéndose el espacio poraldebido a la compactación.

Las formaciones con presión anormal ejercen una presión mayor que la presiónhidrostática (o gradiente de presión) que la de los fluidos contenidos en la formación.La presión de formación normal es igual a la presión hidrostática normal de la regióny varía dependiendo del tipo de fluido de formación.En otras palabras, aunque los gradientes de presión son diferentes, en ambos casosse trata de gradientes normales de presión de formación para las regiones dadas.


23/58

17

2.2.2.2 Presión de Fractura

La presión de fractura se puede definir, en términos sencillos, como la presiónmáxima que puede soportar una formación antes de que se exceda su resistencia a

la tensión y la formación se fracture3.

Los factores que afectan la presión de fractura incluyen:

Tipo de roca

Esfuerzo “ in situ ”

Zonas débiles tales como fracturas, fallas

Condición del hoyo

Relación entre la geometría del pozo y la orientación de la formación

Características del lodo

Superar la presión de formación generalmente no es suficiente para causar unafractura. Si el fluido poral no está libre de movimiento entonces una fractura odeformación permanente pueden ocurrir.

La presión de fractura puede ser expresada como un gradiente (psi/pie), un fluidocon densidad equivalente (ppg) o por la presión total calculada de la formación (psi).Los gradientes de fractura normalmente aumentan con la profundidad debido al

incremento de la presión por sobrecarga.Formaciones profundas, altamente compactadas requieren presiones de fracturamuy altas para superar la presión de formación existente y la resistencia estructuralde la roca. Formaciones poco compactadas, tales como las que se encuentrandebajo de aguas profundas, pueden tener gradientes de fractura bajos.


24/58

18

2.2.2.3. Esfuerzo de sobrecarga

A una cierta profundidad, la presión de sobrecarga en la presión ejercida por el pesoacumulado de los sedimentos suprayacentes. El peso acumulado de las rocassuprayacentes es una función de la densidad total de la masa ó Densidad Aparente,es decir, el peso combinado de la matriz de roca y los fluidos de formación

contenidos dentro del espacio de poro 4.

La sobrecarga aumenta con la profundidad, a medida que aumenta el valor de ladensidad aparente y disminuye la porosidad. Al aumentar la profundidad, el pesoacumulado y la compactación, los fluidos son empujados fuera de los espacios deporo, de manera tal que la matriz aumenta con relación a los fluidos de poro.

Sobrecarga = Esfuerzo de la matriz + Presión de los poros

El esfuerzo de la matriz es la cantidad de sobrecarga que la estructura de la rocasoporta. Presión de los poros es la cantidad de sobrecarga que es soportada por el

fluido en el espacio poroso de la roca.

Esto conduce a una disminución proporcional de la porosidad a medida que lacompactación y la densidad total

2.2.2.4. Presión diferencial

La diferencia entre la presión de formación (PF) y la presión hidrostática en el fondodel pozo (PH) es la presión diferencial. Esta se clasifica como Sobre balanceada,Sub balanceada y Balanceada.

4


25/58

19

2.2.2.4.1. Sobre balanceada

Sobre balanceada significa que la presión hidrostática ejercida en el fondo del pozo

es mayor que la presión de formación

2.2.2.4.2. Balanceada

Balanceada significa que la presión hidrostática ejercida sobre el fondo del pozo esigual a la presión de formación.

2.2.2.4.3. Sub balanceada

Sub balanceada significa que la presión hidrostática ejercida en el fondo del pozo esmenor que la presión de formación.

La mayoría de los pozos son perforados o reparados, en condiciones de balance osobre balance. Si se está circulando o perforando, la fricción y los recortescontribuyen a una presión efectiva en el fondo del pozo.

Figura 2.4 Presión diferencial

Sobre balance Balance Sub Balance Fuente: Well Control School


26/58

20

2.2.2.5. Presión Hidrostática

Un fluido es simplemente algo que no es sólido y puede fluir. El agua y el petróleoson obviamente fluidos. El gas también es un fluido. Bajo temperatura extrema y/opresión, los fluidos que consideraremos son aquellos normalmente asociados con laindustria del petróleo, tales como el petróleo, el gas, el agua, los fluidos deperforación, los fluidos de empaque, las salmueras, los fluidos de terminación, Losfluidos ejercen presión. La presión hidrostática es la presión total creada por elpeso de una columna de fluido, actuando en cualquier punto dado de la profundidadvertical en un pozo. Hidro significa agua, o fluido, que ejerce presión como agua, yestática significa sin movimiento. Así presión hidrostática es la presión originada porla densidad y la altura de una columna estacionaria (sin movimiento) de fluido. A cualquier profundidad vertical verdadera

Donde:

Ph = Presión hidrostáticaρ = Densidad de fluidoh = Profundidad verticalg = Factor de conversión

P h g h

Figura 2.5 Presión hidrostática

Presión hidrostática del lodo


ESFUERZO DE SOBRECARGA

Presión de fractura Presión del fluido de poro en la formación


27/58

21

2.3 Fluidos de perforación

El fluido de perforación es una mezcla heterogénea de una fase continua que puedeser agua o aceite con otra fase que son los aditivos que se agregan y que puedenestar disueltos o dispersos en el medio continuo con la finalidad de dar propiedadesadecuadas para que pueda cumplir funciones especificas en la perforación de unpozo. Esta mezcla de aditivos químicos, proporcionan propiedades físico-químicosidóneas a las condiciones operativas y a las características de la formaciónlitológicas a perforar. Siendo una suspensión de sólidos, líquidos o gases enlíquidos9.

2.3.1 Clasificación de los fluidos de perforación

La clasificación de los fluidos de perforación, son separados en tres clasificacionesprincipales.

Figura 2.6 Clasificación de los fluidos de perforación

Fuente: Amoco: Drill Fluids Manual


28/58

22

2.3.1.1 Fluidos base aceite

Uno de los principales usos de los fluidos base aceite, es perforar arcillasproblemáticas y mejorar la estabilidad agujero. También son aplicables en laperforación de agujeros muy desviados a causa de su alto grado de lubricidad y lacapacidad para prevenir la hidratación de las arcillas. Asimismo, podrán serseleccionados para aplicaciones especiales, tales como pozo de alta presión y altatemperatura, minimizando el daño a la formación, y mejorando la recuperación denúcleos. Otra razón para elegir los fluidos base aceite es que son resistentes a loscontaminantes, tales como la anhidrita, sal y gases ácidos (CO2 y H2S) 10.

El costo es una preocupación importante en la selección de los lodos base aceite.Sin embargo, debido a que los fluidos base aceite pueden ser reacondicionados yreutilizados, los costos en pozos multi-laterales puede ser comparables a lautilización de fluidos base agua. También, políticas de re adquisición de muchasempresas, pueden hacer de los fluidos base aceite usados, una atractiva alternativaen situaciones donde el uso de fluidos base agua restringen el éxito en la perforación

o terminación de un pozo.

2.3.1.2 Fluidos a base de agua

Fluidos a base de agua son los más ampliamente utilizados fluidos de perforación.Ellos son generalmente fáciles de elaborar, de bajo costo de mantenimiento, ypueden ser formulados para superar la mayoría de los problemas de perforación.

Con el fin de mejorar la comprensión del amplio espectro de los fluidos base agua,que se dividen en tres importantes sub clasificaciones 11:


29/58

23

Figura 2.7 Fluidos base agua


2.3.1.2.1 Fluidos No-Inhibidos

Son aquellos que no minimizan la hidratación de las arcillas, por lo general son

compuestos por arcillas nativas o bentonitas comerciales con algo de soda cáusticaso cal. También pueden contener defloculantes y/o dispersantes, tales como: loslignitos, lignosulfonatos, o los fosfatos. Los lodos No-Inhibidos se usan generalmentecomo lodos al inicio de la perforación (Spud Mud).

2.3.1.2.2 Fluidos Inhibidos

Estos fluidos retardan la hinchazón e hidratación de las arcillas, a través de lainhibición por la presencia de cationes; normalmente, de sodio (Na +), Calcio (Ca ++) y potasio (K +). Generalmente K + o Ca + +, o una combinación de ambos,proporcionan el mayor inhibición de las arcilla dispersas. Estos sistemas se utilizangeneralmente para la perforación arcillas hidratables y arenas que contienen arcillashidratables.


30/58

24

2.3.1.2.3 Fluidos Poliméricos

Compuesto por macromoléculas, ya sea con o sin interacciones de arcillaproporcionan las propiedades a los fluidos de perforación y son muy diferentes en suaplicación. Estos fluidos pueden ser inhibidores o no inhibidores dependiendo de siun catión inhibitorio se utiliza. Los polímeros pueden ser usados para viscosificar losfluidos, controlar propiedades de filtración, desfloculante de sólido, o encapsuladorsólido. La estabilidad térmica de los sistemas de polímero puede variar en un rangoarriba de los 400 ° F. A pesar de su diversidad los fluidos poliméricos tienenlimitaciones. Los sólidos son una amenaza importante para correr con éxito unsistema de fluidos poliméricos de lodos.

2.3.1.3 Fluidos neumáticos

“Perforación con aire o gas” es un término general que abarca cuatro sistemas

distintos pero relacionados, que usan volúmenes de aire (o gas) comprimido paraconstituir la totalidad o parte del medio de circulación. Los cuatro sistemas aire seco

(polvo), niebla, espuma y fluido gasificado ofrecen individualmente una eficienciaexcepcional de la perforación y ventajas para la producción, en comparación con losfluidos tradicionales, pero en aplicaciones considerablemente más restringidas

Debido a la capacidad de lograr una densidad más baja que la del agua y petróleo,además de mayores velocidades de perforación, una vida útil más larga del trepano,menores requisitos de productos químicos, y la expansión de la perforación con

desbalance de presión, los sistemas a base de aire tienen claras ventajaseconómicas en comparación con los sistemas líquidos.

Una gran afluencia de los fluidos de formación requiere convertir el sistemaneumático a un sistema base agua. Como un resultado de ello, las posibilidades detener perdidas de circulación o dañar una zona de productora aumentanconsiderablemente. Otra consideración a la hora de seleccionar los fluidosneumáticos es la profundidad. No se recomienda para los pozos


31/58

25

por mayores a los 10000 pies ya que el volumen de aire necesario para levantar losrecortes del fondo del pozo puede ser mayor que el que puede ofrecer el equipo en

superficie.

2.3.2 Funciones de los fluidos de perforación

2.3.2.1 Funciones principales

Un diseño apropiado del fluido de perforación permitirá a un operador alcanzar elobjetivo geológico deseado a bajo costos totales. Un fluido dentro de sus funciones

principales se describe a continuación12.

2.3.2.1.1 Control de la presión del subsuelo

Un fluido de perforación controla la presión del subsuelo a través de su presiónhidrostática. La presión hidrostática es la fuerza ejercida por la columna del fluido ydepende de la densidad de lodo y la profundidad vertical verdadera (TVD).

La inestabilidad de las paredes del pozo es una función natural a los esfuerzosmecánicos desiguales y la interacción físico-química y las presiones creadas cuandola superficie y el material de soporte son expuestos a los procesos de perforación depozos. El fluido de perforación debe superar tanto la tendencia del agujero al colapsodebido a un fallo mecánico y / o de la interacción química de la formación con elfluido de perforación. En la mayoría de las áreas de perforación, un fluido de agua

dulce, que incluye los sólidos incorporado en el agua de formaciones de perforacióndel subsuelo es suficiente para equilibrar las presiones formación. Sin embargo,presiones de formación anormales se podrán encontrar, lo cual, requiere densidadesmayores de los fluidos de perforación para controlar la presión de la formación. Lafalta de control de las presiones del pozo puede resultar en un flujo de los fluidos deformación, lo que resulta en un brote, o un amago de reventón.


32/58

26

2.3.2.1.2 Transporte de los recortes

El fluido que fluye a partir de las boquillas del trepano ejerce una acción de chorro

sobre los recortes para limpiarlos de la parte inferior del agujero y el trepano, y llevarestos recortes a la superficie. Varios factores influyen en el transporte de losrecortes.

Si los recortes generados por el trepano no son inmediatamente retirados yremovidos en la superficie, se trituraran y molerán de manera muy fina, se pegaran alos trépanos y, en general, retrasaran la penetración efectiva en la roca en bruto.

Velocidad - El aumento de la velocidad anular de las recortes generalmentemejora el transporte. Las variables que incluyen son la salida de la bomba,tamaño del pozo y tamaño de la sarta de perforación.

Densidad - El aumento de la densidad del fluido aumenta la capacidad detransporte a través del efecto flotante de los recortes.

Viscosidad - El aumento de la viscosidad con frecuencia mejora la remociónde los recortes.

Rotación de la Tubería – La Rotación tiende a tirar los recortes de zonas dealta velocidad de fluido a zonas de baja velocidad junto a la pared del pozo yal sondeo de perforación.

Ángulo agujero – El incremento del ángulo del agujero generalmente haceque el transporte de los recortes sea más difícil.

Los fluidos de perforación deben tener la capacidad de suspender el peso de

materiales y sólidos perforados durante las conexiones, viajes de trépanos, y correrregistros, o los mismos se asentarían en la parte baja o inferior del agujero. El hechode no suspender el peso de materiales puede resultar en una reducción en ladensidad de fluido de perforación, que a su vez puede conducir a amagos dereventón y un potencial de ruptura.


33/58

27

El fluido de perforación también debe ser capaz de realizar el transporte de losrecortes fuera del agujero a una velocidad razonable que minimicé su desintegración

y la incorporación de sólidos perforados en el sistema de fluido de perforación. En lasuperficie, el fluido de perforación debe liberar a los recortes para la eliminacióneficiente. Si no se limpia adecuadamente el agujero o se suspenden los sólidosperforados, estos son factores que contribuyen a problemas en el pozo tales como elllenado de recortes en el fondo del pozo después de un viaje, agujero obturado,pérdida del retorno de lodo, pegadura diferencial de la tubería, y la incapacidad dellegar a fondo con herramientas de registro.

2.3.2.1.3 Estabilizar el pozo

La presión hidrostática del fluido actúa como una fuerza confinante en las paredesdel pozo. Esta fuerza confinamiento actúa a través de un filtro de la retorta queayudará a estabilizar físicamente las paredes de una formación. Además laestabilidad de la perforación se mantiene o se aumenta mediante el control de lapérdida de filtrado a formaciones permeables y por un control minucioso de la

composición química del fluido de perforación.

La mayoría de las formaciones permeables tienen aberturas porales de espaciodemasiado pequeño como para permitir el paso de todo el lodo en la formación, sinembargo, el filtrado de fluido de perforación puede entrar en el espacio del poro. Lavelocidad a la que el filtrado entra en la formación depende de la presión diferencialentre la formación y el la columna hidrostática del fluido de perforación, y la calidad

de la retorta depositados en la pared de la formación.

Grandes volúmenes del filtrado de los fluidos de perforación, y filtrados que sonincompatibles con la formación o fluidos de formación, pueden desestabilizar laformación a través de la hidratación de arcilla y/o interacciones químicas entrecomponentes del fluido de perforación y el pozo. Los fluidos de perforación queproducen de baja calidad o tortas de filtración muy gruesas también pueden causar


34/58

28

condiciones estrechas en el pozo incluyendo tubería atascada, la dificultad en lacorrida de revestimiento y los pobres trabajos de cementación.

Torta de filtro - Una capa de concentración de sólidos del fluido deperforación que se forma en las paredes del pozo frente a las formacionespermeables.

Filtrado – Es el líquido del lodo que pasa a través de la torta de filtro a laformación.

2.3.2.2 Funciones secundarias

Las funciones secundarias de un fluido incluyen13.

2.3.2.2.1 Soportar el peso de tubulares

El fluido de perforación ofrece apoyo para parte del peso de la sarta de perforación.El factor de flotabilidad es empleado para relacionar la densidad del lodo

desplazados a la densidad del material en los tubulares, por lo tanto, cualquieraumento en la densidad de lodo, resultada un aumento en el factor de la flotabilidad.

La ecuación que figura a continuación indica el factor de flotabilidad para el acero.

2.3.2.2.2 Enfriar, lubricar el trepano y la sarta de perforación

A medida que el trépano de perforación y la sarta de perforación rotan en el fondo delpozo, se desarrollan temperaturas extremas. Esta debe ser absorbida por el fluido deperforación y llevada lejos del fondo del pozo. El fluido de perforación lubrica latubería de revestimiento, la sarta de perforación y el trépano.

Las propiedades lubricantes pueden ser mejoradas a través de la adición demateriales especiales (dispersantes, reductores de fricción). Esto también puedeincrementar la vida del trépano, disminuir la torsión y el arrastre, reducir la presión de


35/58

29

la bomba y reducir el desgaste por fricción del sarta de perforación y el tubería derevestimiento.

2.3.2.2.3 Transmitir energía hidráulica al trepano

Durante la circulación, a medida que el fluido de perforación pasa a través de lasboquillas del trépano se desarrollan velocidades altas. Esta velocidad, o fuerzahidráulica, mantendrá limpia el área por debajo del trépano, de manera que eltrépano no molerá nuevamente los recortes viejos, causando una reducción en lavelocidad de la penetración. Las propiedades físicas y la velocidad del fluido de

perforación ayudan a mantener limpia el área debajo del trépano.

2.3.2.2.4 Proporcionar un medio adecuado para correr registros eléctricos

El fluido de perforación es necesario para muchas herramientas de MWD/LWD(medición y / o registro mientras se perfora) y para registros con líneas de cable deacero que son utilizados en la evaluación de la formación, deben ser fluidos baseagua o base petróleo. Muchos registros requieren que el fluido de perforación sea unlíquido conductor de electricidad que exhiba propiedades eléctricas diferentes de lasde los fluidos en la formación.

2.3.2.2.5 Ayudar en la recolección de datos geológicos y evaluación de laformación

La recopilación e interpretación geológicas de los recortes perforados, núcleos yregistros eléctricos se utiliza para determinar el valor comercial de las zonasperforadas. Invasión de estas zonas por el filtrado del fluido de perforación o susaditivos, ya sea petróleo o agua, pueden interferir con la interpretación de los datosrecuperados y/o impiden la recuperación total de hidrocarburos presentes en laformación. Dado que el objetivo en la perforación es hacer y mantener un pozo quepuede ser evaluada para detectar la presencia de hidrocarburo que se puedancomercializar, las cuatros funciones deben dar prioridad en el diseño del fluido de


36/58

30

perforación y el control de sus propiedades. Después de la fluido de perforación hasido seleccionado, las propiedades necesarias para cumplir con las tres primerasfunciones pueden entonces se calcula por procedimientos de optimización hidráulica.

2.3.3 Beneficios Adicionales

2.3.3.1. Minimizar el daño a la formación

Daños a la formación pueden aparecer en dos formas diferentes: una reducción en laproducción de hidrocarburos o en la estabilidad del pozo. Muchos tipos de fluidos de

perforación alteran las características de la formación, pero algunas formaciones sonmás sensibles que otras y algunos fluidos son más dañinos. Las formacionesparticularmente sensibles (por ejemplo: lutitas hidropresurizadas o bentoniticas)pueden requerir de fluidos de perforación especiales, tratamiento de químicos y otrasconsideraciones.

2.3.3.2. Reducir al mínimo la perdida de circulación

La pérdida de circulación es causada cuando la presión de la columna hidrostáticaexcede la presión de la formación. Altas presiones también pueden ser el resultadode las malas prácticas de perforación, un nivel alto de peso del lodo de perforación y/ o viscosidad del fluido. La posibilidad de sufrir un amago de reventón y los elevadoscostos de operación como de fluidos son los resultados de la pérdida de circulación.


37/58

31

Figura 2.8 Pérdidas de circulación en formaciones suave y duras


2.3.3.3. Reducir la corrosión

Los tubulares de acero en el pozo pueden estar sujetos a un ambiente corrosivodado por el fluido de perforación y por la formación. El tratamiento químico del fluidode perforación o la adición de una capa de protección a la superficie del acero puedeminimizar este efecto corrosivo.

Figura 2.9 Corrosión de los tubulares


Grava

Arena Áspera

Secuencia de Arena y Arcilla

Estratos Planos levantados

Roca fragmentada angulosa

Caverna

Secuencia de Limolita y Dolomita

Pequeñas cavernas Fracturas verticales

Fracturas angulares Fisuras naturales

Celda de Corrosión electroquímica

Celda de Corrosión

electroquímica

Celda de Corrosiónde Oxigeno


38/58

32

2.3.3.4. Reducir el aprisionamiento de la tubería

Una cantidad excesiva de recortes en el pozo es una de las causas de tuberíaatascada, pero el tipo más significativo de atascamiento es cuando la tubería estáincrustada en un revoque grueso. La tubería atascada puede llevar a costosasoperaciones de pesca e incrementar el costo del pozo. Esto se debe a variosfactores:

Eliminación deficiente de los recortes.

Derrumbe de las paredes del pozo.

Pérdida de Circulación.

Pegadura por la diferencial de presión.

Ojos de Llave.

Dos tipos comunes de la cañería pega se ilustran en siguiente figura.

Figura 2.10 Aprisionamiento por presión diferencial


Aprisionamientopor presión

Ojo de llave

Tubería deperforación

Pared de la Agujero retorta perforado

Tubería de perforación

Fuerzas de aprisionamiento

Agujero perforado

Ojo de llave

Bajas presiones de

formación

Pata de perro en la formación de un ojo de llave perforado


39/58

33

a través de la

2.3.3.5. Reducir las pérdidas de presión

El Equipo de superficie demanda presión que puede reducirse mediante el diseño delfluido para reducir al mínimo las pérdidas de presión. La reducción de pérdidas depresión también permite una mayor eficiencia hidráulica en el trepano y bajasdensidades equivalentes de circulación (DEC).

Figura 2.11 Perdidas de presión en el sistema de circulación del lodo.

Fuente: Amoco, Drill Fluids Manual

2.3.3.6. Mejorar la velocidad de penetración

Selección adecuada y control del fluido puede mejorar la velocidad de penetración(ROP). Beneficios de la mejora de la velocidad de penetración se reduce el tiempode perforación y problemas. En general, la mejora de la velocidad de penetracióntiene como resultado en la reducción de los costos.

2.3.3.7. Reducir el impacto ambiental

Selección del fluido y la ingeniería pueden reducir el impacto ambiental de un fluidode perforación en caso de derrame, contaminación en la eliminación de los recortes.

Perdida de presión a través de la unión giratoria

Perdida de presión a travésdel Kelly

Perdida de presión a través de la tubería vertical

Perdida de presión alrededor de la tubería de perforación

Perdida de presión manguera rotaria

Perdida de presión a través de latubería de perforación

Perdida de presión alrededor de los Portamechas Perdida de presión a través del

Portamechas

Perdida de presión de las boquillas deltrepano


40/58

34

2.3.3.8. Mejorar la seguridad

Un fluido de perforación debe ser diseñado para la seguridad. Se debe tenersuficiente densidad para controlar el flujo de la formación de los fluidos y cuando lascircunstancias lo ameriten, deben ser capaz de tolerar contaminantes tóxicos como elsulfuro de hidrógeno (H2S).

2.3.4 Velocidad de penetración.

2.3.4.1. Variables inalterables:

Son todos los factores o propiedades inherentes a la localización del pozo y laformación, estos factores van tanto del personal, equipo y sobre todo de lascaracterísticas de la formación.

Las características de la formación son las que gobiernan la velocidad depenetración, debido a la falta de correlaciones de las propiedades elásticas y

resistencia de las rocas a condiciones de presión y temperatura existentes en elsubsuelo. En las rocas sedimentaria el modo de falla varia desde un tipo frágil hastaun tipo plástico, esto depende de la presión de confinamiento y la presión de laformación (esfuerzos del subsuelo)14.

Si la presión de confinamiento y la presión de la formación son de igualmagnitud, la falla será de tipo frágil .

Si la diferencial se incrementa (presión de confinamiento mayor que lapresión de formación) la falla de la roca cambiara de frágil a plástica.

Las propiedades elásticas de las formaciones son determinadas principalmente porel estado de esfuerzos del subsuelo al cual están sujetos, da la manera que semuestra en la siguiente figura.


41/58

35

Figura 2.12 Estado de esfuerzos del subsuelo

Fuente: Petróleos Mexicano (PEMEX)

La presión de confinamiento al afectar a las características elásticas de lasformaciones, influye en la velocidad de penetración y la reduce a medida que lapresión de confinamiento se incremente.

2.3.4.1.1. Permeabilidad

El efecto de la permeabilidad, se debe a la tendencia de aliviar las presionesimpuestas en el fondo de pozo gracias al peso la columna del fluido, al permitir que

penetre dentro de los poros de formación 15.

Al estar lleno el agujero de fluido, la parte superior del elemento estará sujeta a unapresión hidrostática que depende de la densidad del lodo y la profundidad, en tantoque la parte inferior estará sujeta a la presión de la formación. De esta manera existeuna fuerza sobre el recorte que trata de mantenerlo pegado al fondo del pozo.


42/58

36

2.4 Aspectos generales de la perforación bajo balance

2.4.1 Definición de la perforación Bajo balance

Perforación Bajo balance, la presión efectiva de circulación en el fondo del pozo, lacual 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 formación16.

Convencionalmente, los pozos son perforados sobre balance lo cual provee laprimera barrera de control sobre el yacimiento. La presión ejercida sobre el

yacimiento se origina de tres diferentes mecanismos:

a) Presión Hidrostática (pasiva) debido al peso de la columna de fluido y alpeso de los cortes de perforación.

b) Presión Dinámica (Dinámica) debido a la fricción por la circulación del fluidode perforación dentro del pozo.

c) Presión Impuesta (confinada o activa) se origina cuando se ejerce unacontrapresión en la cabeza del pozo o simplemente cuando se aísla parcial ototalmente el pozo en superficie creando áreas con presiones diferenciales (porejemplo mediante cabezas rotativas o gomas sellantes).

La perforación bajo balance es definida como la operación de perforación donde lapresión hidrostática del fluido es intencionalmente diseñada para ser menor que lapresión del yacimiento que está siendo perforado. La presión hidrostática del fluidode 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 lafase líquida del fluido de perforación. En cualquiera de los dos casos en que sealcance la condición bajo balance, el resultado es un influjo de fluidos de formaciónlos cuales deben ser circulados desde el fondo del pozo y controlados en superficie.La condición bajo balance en términos prácticos resultará en un flujo desde una o


43/58

37

más zonas hacia el pozo (sin embargo, esto es mas probable que se presenteúnicamente desde una zona con flujo cruzado), ó, donde el potencial de flujo exista.

Figura 2.13 Condiciones de equilibrio formación – fluido de perforación

Fuente: Empresa de servicios Weatherford

Una menor presión 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 dela formación, lo cual ayuda a mejorar la productividad del yacimiento y reduce losproblemas de perforación.

Al comparar la perforación bajo balance con la perforación convencional, se puedeestablecer que un influjo de fluidos de formación hacia el pozo debe ser controladopara 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 yseparan, evitando descontroles en la operación. Con el pozo fluyendo, el sistema depreventores se mantiene cerrado durante la perforación, en oposición a laperforación convencional donde los fluidos son devueltos a un sistema abierto con elpozo expuesto a la presión atmosférica.


44/58


45/58

39

El incremento en la velocidad de penetración ocurre cuando la presión diferencialentre presión en la cara de la formación y la presión de poro disminuye. En la

perforación bajo balance se puede reducir considerablemente el peso de la columnade fluido utilizando fluidos livianos o fluidos aireados (nitrogenado o gasificado), estotambién se ve reflejado en unas menores perdidas por fricción en el sistema, debidoa que estas están directamente en función de la densidad.

En condiciones de bajo balance la velocidad de penetración puede ser incrementadade 2 a 5 veces , pero también esta en función de la buena elección de la barrena.

2.4.2.1.2 Incremento en la vida de útil del trepano

En condición de bajo balance elimina el confinamiento impuesto sobre la roca por lapresión de la columna hidrostática, disminuyendo el esfuerzo aparente de la roca, ypor consiguiente disminuye el trabajo que se debe hacer para perforar la roca. Esrazonable que el incremento en la eficiencia de la perforación debe incrementar lacantidad de agujero que se debe perforar antes de alcanzar la vida útil de la roca. La

vida de la barrena se incrementa por que el pozo se perfora más rápidamente y laremoción de cortes desde la barrena es mas eficiente (Disminuye el Efecto desujeción de cortes).

2.4.2.1.3 Reducción de pérdidas de circulación

Cuando la presión ejercida por la columna de lodo es mayor que la presión de

fractura de la formación se generan pérdidas de fluido hacia la formación (Fracturasnaturales o inducidas). Las pérdidas de lodo son muy costosas si se usan sistemasde lodo especiales debido a que el fluido perdido debe ser reemplazado y laspérdidas deben ser mitigadas, comúnmente adicionando material de pérdida decirculación al lodo (LCM). Este problema puede ser efectivamente reducido oeliminado con la técnica de perforación bajo balance, usando fluidos livianos oaireados los cuales permiten obtener una presión hidrostática menor o igual que lapresión de formación evitando la invasión de fluidos a la formación.


46/58


47/58

41

de manera bajo balanceada sobrepasará la productividad de un pozo estimulado. Ahorrar los costos de estimulación por fracturamiento hidráulico, a menudo

compensa el costo de la perforación bajo balance.

Una evaluación mejorada de la formación es proporcionada por la capacidad paraprobar el pozo mientras se perfora, y de dirigir el pozo hacia las zonas de mayorproductividad del yacimiento. La intersección de fracturas es posible ya que sereconoce una fractura mayor por un aumento en la productividad del pozo.

2.4.2.1.5 Producción temprana

La producción de hidrocarburos puede empezar tan pronto como la zona productivaes penetrada, con un equipo de superficie adecuado, es posible recolectar el crudomientras se perfora.

2.4.2.2 Eliminación de los problemas de perforación

2.4.2.2.1 Aprisionamiento por presión diferencial

En operaciones de perforación convencional existe una presión positiva (sobre-balance) entre la presión hidrostática por la columna de lodo en la cara de laformación y la presión de poro de la formación expuesta. Esta presión positiva haceque se forme sobre la pared de la cara de pozo una torta de lodo generada por lossólidos depositados cuando desde el lodo de perforación fluye líquido hacia las

zonas permeables de la formación. El espesor de la torta de lodo depende de unnúmero de factores que incluyen el volumen de líquido perdido hacia la formación yel contenido de sólidos en el lodo. Aunque se puede limitar el espesor de la torta delodo mediante el control de la composición del fluido y sus propiedades, esta siemprese formara cuando tengamos presente una formación permeable y una condición desobre-balance.Como la permeabilidad de la torta de lodo es mas baja que la permeabilidad de laformación en la cual se ha formado, esto crea una diferencial de presión entre la


48/58

42

formación y la cara del pozo. Si la tubería se incrusta en la torta, la presión diferenciala través de la torta puede imponer una fuerza sobre la sarta empujándola sobre la

pared de la cara del pozo. Esta fuerza se incrementara a medida que aumenta elárea de contacto (longitud del intervalo permeable) y/o el espesor de la torta.

Figura 2.16 Aprisionamiento por presión diferencial

Fuente: Empresa de servicios Weatherford

No ocurren pegas diferenciales de tubería cuando se perfora en condición de bajo

balance, ya que no se forma la torta de lodo en la pared y no hay sobre presión paraempujar la tubería contra la pared del pozo.

2.4.2.2.2 Incidentes de control de pozo

Las pérdidas de circulación inducidas por el uso de fluidos pesados no solo tienen unimpacto en los costos sino que también pueden llegar a ser peligrosas cuando se

pierde el control hidrostático sobre la presión de formación y fluidos de la formacióningresan en el pozo creando un amago de reventón. Durante una operación deperforación bajo-balance no se espera que se presenten eventos de descontrol depozo generados por perdida de circulación. Además el influjo de fluidos de laformación hacia el pozo es una condición esperada y diseñada, y se cuenta ensuperficie con el equipo adecuado para el manejo seguro de estos influjos.

Presión Diferencial


49/58

43

2.4.2.2.3 Reducción del daño a la formación

La productividad de un pozo frecuentemente se disminuye por una reducción en lapermeabilidad del yacimiento causada por la invasión de líquidos y sólidos del lododurante la etapa de perforación. Esta disminución en permeabilidad se conoce comodaño de formación. Durante la perforación el daño de formación puede ocurrir porvarios mecanismos:

Formación de escamas o emulsiones por la interacción entre el filtradodel lodo con los fluidos del yacimiento o partículas de arcilla en laformación.

Absorción de aditivos del lodo de perforación generando reducción en lapermeabilidad o alteración de la mojabilidad del yacimiento.

Migración de finos hacia la formación particularmente en condiciones dealto grado de sobre balance.

Todos estos mecanismos involucran la invasión del lodo de perforación, filtrado o

sólidos dentro de la formación. En muchas aplicaciones la perforación bajo-balancepuede disminuir el daño de formación ya que la fuerza física que promueve lainvasión de sólidos o líquidos desde el lodo hacia la formación es eliminada. Esto noquiere decir que el daño de formación causado por el fluido de perforación seacompletamente eliminado, en algunas circunstancias diferencias químicas entre ellodo de perforación y los fluidos del yacimiento pueden causar que el filtrado entre enla formación aun en contra del gradiente de presión (Imbibición espontánea).

Durante la perforación bajo-balance o el completamiento se pueden presentarcondiciones de sobre-balance que pueden ser intencionales como por ejemplo: matarel pozo para viajar, toma de registro de desviación o para registros eléctricos, etc.Por esta razón el fluido de perforación seleccionado para una operación Bajo-balance debe ser compatible con la formación productora, de esta manera se reduceel impacto sobre el daño de formación cuando se presenta alguna situación de sobre-balance.


50/58

44

2.4.2.2.4 Evaluación Temprana Del Yacimiento

La técnica de perforación bajo-balance puede mejorar la detección de zonasproductoras de hidrocarburos que cuando son perforadas con métodosconvencionales pueden ser enmascaras. Cuando un pozo es perforado en condiciónBajo-balance, al penetrar una zona productora, con adecuada permeabilidad,resultara en un influjo de fluidos desde la formación hacia el fluido de perforación.

La perforación bajo-balance usando sistemas cerrados de control, soportados consistemas de adquisición de datos, permite adquirir información en tiempo real tantode las formaciones perforadas como de los fluidos encontrados, estos fluidos puedenser evaluados en superficie de manera cualitativa y cuantitativa. Mientras se perforase pueden monitorear cambios en las condiciones de flujo en superficie tales comoaumento en los niveles de tanques, o llama en el quemador de gas o cambios en lapresión de flujo. Además estos pueden ser separados y medidos con precisión yrealizar en ellos análisis químicos y físicos. El uso de herramientas de registro decondiciones de fondo combinado con los análisis en superficie permite realizar una

caracterización temprana de las condiciones del yacimiento.

Procesos de Análisis como PIWDSM (Índice de productividad mientras se perfora)están diseñados para caracterizar la producción de un reservorio a partir de datosadquiridos durante la operación bajo-balance, permitiendo mejorar la toma proactivade decisiones en el momento de la perforación.

2.4.2.2.5 Reducción De Los Efectos Ambientales

Puede haber beneficios ambientales asociados con la operación de perforación bajobalance adecuadamente manejadas. Estos beneficios dependen de una adecuadaaplicación de la técnica. Cuando se perfora con fluidos secos o gaseosos, no hayfluidos de perforación potencialmente perjudiciales que tengan que ser dispuestosdespués de que la perforación es terminada. Los químicos usados en la técnica de


51/58

45

perforación con Niebla y Espuma son surfactantes biodegradables que no causanefectos significativos al medio ambiente.

2.4.3 Desventajas de la perforación bajo balance

2.4.3.1 Inestabilidad del pozo

En perforación convencional la presión de sobre-balance ejercida sobre la formaciónproporciona un medio de soporte para las paredes del agujero. La inestabilidad delas paredes del pozo es una de las limitaciones principales de la perforación bajobalance ya que a medida que aumenta el grado de bajo balance, esta fuerza desoporte se disminuye aumentando la tendencia a la inestabilidad del agujero. Elcolapso del agujero como resultado del esfuerzo de la roca, es uno de los aspectos aconsiderar.

Esta limitación a la presión de bajo balance esta principalmente influenciada por losesfuerzos prevalecientes en la formación, la presión interna del yacimiento y la

geometría del agujero. La inestabilidad de agujero se puede clasificar en doscategorías: Inestabilidad mecánica e inestabilidad química.La inestabilidad mecánica se presenta cuando la densidad del fluido no es suficientepara evitar la caída o derrumbe de las paredes de la formación. Esfuerzos tectónicosinducidos o condiciones físicas como la inconsolidación contribuyen también a estetipo de inestabilidad.El otro aspecto es la estabilidad química que es el resultado de la interacción entre el

fluido de perforación y la formación como se ve en formaciones de lutitas y arcillas.

Ambos aspectos pueden tener serias implicaciones en la perforación. Lainestabilidad del agujero tanto por causas mecánicas como por químicas, puederesultar en un aprisionamiento de la sarta. Definir la máxima caída de presión yrevisar la compatibilidad química con los fluidos de perforación propuestos es unaspecto clave en la factibilidad de la perforación bajo balance.


52/58

46

2.4.3.2 Influjos de agua

La presencia de influjos de agua puede impedir la perforación bajo balance por variasrazones. El influjo de agua en un yacimiento depletado puede causar problemasgraves en un pozo perforado bajo balance. Si el gasto es suficientemente alto el pozose puede matar como resultado del este influjo.

La perforación con solo aire o gas, el agua de formación puede humedecer losrecortes de perforación en el fondo del agujero, causando que se adhieran unos aotros y se acumulen especialmente en la parte superior de los “portamechas” donde

el diámetro de la tubería se reduce y la velocidad anular disminuye repentinamente,esta acumulación de cortes forma lo que se conoce como anillos de lodo, los cualespueden llegar a ser de tal magnitud que pueden ocasionar aprisionamiento de lasarta de perforación. Paradójicamente la adición de agua al fluido en circulaciónpuede controlar la formación de anillos de lodo, saturando los cortes y previniendoque se adhieran unos a otros. Normalmente se cambia de la técnica de perforacióncon aire a perforación con neblina cuando se detectan influjos de agua.

Si la producción de agua es muy grande, el volumen de almacenamiento ensuperficie puede llegar a ser insuficiente y se pueden crear sobre costos para eltratamiento o disposición final de estos volúmenes.

2.4.3.3 Corrosión

En perforación bajo-balance la corrosión es producida por la degradación del hierroal realizarse una reacción química con el agua y oxigeno o con gases corrosivospresentes en la formación tales como el Ácido Sulfhídrico H2S y Dióxido de CarbonoCO2. El Hierro degradado es convertido en hidróxido de hierro que es comúnmentedenominado oxido, que se reconoce por ser flojo, escamoso y de color rojizo.Hay varios factores que alteran la rapidez con que la corrosión se presenta, talescomo lo temperatura, la presión, el PH, la salinidad y el contenido de H2S y CO2. Enlas operaciones bajo-balance se utiliza un anillo de corrosión en la sarta de


53/58

47

perforación que sirve de testigo para identificar la severidad con que la corrosión seesta presentando en el sistema y determinar el método mas adecuado para

controlarla.

Para prevenir la corrosión se usan secuestradores de oxigeno e inhibidores cuyafunción es evitar que ocurra la reacción química causante de la corrosión generandouna película en la superficie de la tubería.

2.4.3.4 Explosiones en fondo

No es muy común que ocurran fuego o explosiones en fondo, pero susconsecuencias pueden ser tan graves como la destrucción de la barrena o de partede la tubería. Estas explosiones pueden ocurrir cuando se perfora con aire. Para queocurra una explosión, la composición de la mezcla de hidrocarburo y aire tiene queestar en el rango de explosividad y debe haber una fuente de ignición como porejemplo un anillo de lodo o una chispa.

Los anillos de lodo pueden llegar a sellar el anular de tal manera que se genera unincremento de presión de la mezcla aire-hidrocarburo, hasta que ocurre una igniciónespontánea como ocurre en un motor Diesel. Las chispas pueden también sergeneradas por la fricción de la sarta con minerales duros en la cara de la formación.Estudios importantes han sido realizados con respecto a la definición de los limitesexplosivos de gas metano, gases con contenido de H2S y contenido de oxigeno en elnitrógeno generado por membrana. Las explosiones en el fondo pueden ser evitadas

usando fluidos de perforación no inflamables.

2.4.3.5 Vibraciones de la sarta y ensamble de fondo

La vibración de la sarta de perforación ha sido un problema crítico en operaciones deperforación de pozos bajo balance, ya que hay menos cantidad de líquido en el pozopara amortiguar el efecto de vibración. El impacto en la sensibilidad de lasherramientas de fondo puede ser más severo, reduciendo la vida útil de las mismas.


54/58

48

El efecto de la vibración por la falta de líquido es especialmente severo en lasconexiones de la tubería de perforación, sobre todo en el ensamble de fondo. El

punto crítico es la inter fase entre la tubería de perforación y los collares deperforación. Para ayudar a reducir estas vibraciones se debe diseñar la sarta paraque el punto neutro este por debajo de las combinaciones (crossover) de la tuberíade perforación y los collares de perforación. El punto neutro se denomina a la regiónde la sarta en la cual se cambia de esfuerzo axial de tensión a esfuerzo decompresión.

2.4.3.6 Equipo de perforación direccional

Pozos que requieren que el control direccional y la desviación sean monitoreadasfrecuentemente, no pueden ser perforados con fluidos aireados si se quieren utilizarherramientas de telemetría por pulso de lodo MWD. Los pulsos de presión generadospara transmitir la señal no se propagan adecuadamente hasta la superficie en fluidoscompresibles. Herramientas electromagnéticas EMWD han sido desarrolladas parasolucionar este inconveniente.

Los motores de fondo están diseñados para funcionar con fluidos incompresibles,cuando estos motores son usados con fluidos aireados, su vida útil y su desempeñose ven afectados. La energía almacenada en un fluido compresible puede porejemplo sobre-acelerar el motor dañando el rotor o disminuyendo su vida útil.

2.4.3.7 Factores Económicos

Cuando un pozo es técnicamente viable para ser perforado bajo-balance no significaque también lo sea desde el punto de vista económ

Perforacion Bajo Balance (Fluido Aireado), En El Campo Percheles

Documents

Transcript of Perforacion Bajo Balance (Fluido Aireado), En El Campo Percheles