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UNIVERSIDAD MAYOR DE SAN ANDRÉS
FACULTAD DE INGENIERÍA
CARRERA DE INGENIERÍA PETROLERA
PERFORACIÓN MEDIANTE EL CONTROL DE LA PRESIÓN DE FONDO
DE POZO
POSTULANTE: FREDY PORFIRIO GUARACHI LAURA
ASESOR: ING. WILSON MEDINACELI MENDOZA
LA PAZ – BOLIVIA
2009
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ii
AGRADECIMIENTOS
Es mi deseo expresar mis más sinceros agradecimientos a todo el entorno que me rodeo durante mi vida, y en
última durante la culminación de este proyecto; a todos ustedes (familia, amigas, amigos, docentes)…
muchísimas gracias.
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iii
ÍNDICE DE FIGURAS
Fig. 1.1: Ventana de Perforación…………………………………………………………………………………… 6
Fig. 1.2: Ventana de Perforación Reducida…………………………………………………………………… 7
Fig. 1.3: Problemas relacionados con la reducción de la ventana de perforación…… 8
Fig. 1.4: Incremento de la presión de fondo por la adición de la presión por fricción en el
anular………………………………………………………………………………………………………………………….. 9
Fig. 1.5: Idealmente, las presiones estáticas y dinámicas están dentro de las ventanas de
presión de formación y presión de fractura………………………………………………………………… 10
Fig. 1.6: a) Presiones en la Perforación Convencional y b) Presiones en Perforación Bajo
Balance………………………………………………………………………………………………………………………. 12
Figura 1.7: Zona de Pérdida de Circulación………………………………………………………………… 15
Figura 1.8: Empaquetamiento……………………………………………………………………………………. 20
Figura 1.9: Pegamiento diferencial…………………………………………………………….……………… 21
Figura 1.10: Pega de tubería al bajar la sarta de perforación …………………………………….. 22
Figura 1.11: Pega de tubería al sacar la herramienta……………………………………..…………… 22
Figura 1.12: Sistema cerrado para la perforación a presión de fondo constante…..…... 31
Figura 1.13: Perdida de circulación……………………………………………………………………………… 35
Figura 2.1: Dispositivo de Control Rotativo (Rotating Control Device, RCD)………….. 38
Figura 2.2: Válvula de chapaleta y embolo respectivamente……………………..…………… 39
Figura 2.3: Choke Manifold de perforación para el sistema MPD…………………………… 39
Figura 2.4: Bomba de contrapresión………………………………………………………..………………. 40
Figura 2.5: Medidor de flujo………………………………………………………………..…………………… 41
Figura 2.6: Separador………………………………………………………………………………………………… 41
Figura
2.7:
Esquema
de
la
bomba
de
contrapresión………………………………….…………….
44
Figura 2.8: Comparación entre la perforación convencional y la variante CBHP del
MPD…………………………………………………………………………………………………………………………… 46
Figura 2.9: Comparación de la variación de la BHP en la perforación convencional y la
variante CBHP……………………………………………………………………………………………………………. 48
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iv
Figura 2.10: Perforación con tapón de lodo presurizado……………………………………..…….. 51
Figura 2.11: Ilustración de presión vs. profundidad de la variante PMCD……………..…… 53
Figura 2.12: Ilustración de la presión vs. Profundidad de la variante Dual – Gradient… 54
Figura 3.1: Ventana de los márgenes de presión de operación…………………………………. 57
Figura 3.2: Efecto de la velocidad de inyección en la concentración de recortes y la
presión de fondo de pozo (BHP)………………………………………………………….……………………… 60
Figura 3.3: Efecto de la concentración de los recortes en la densidad equivalente de
circulación (ECD)………………………………………………………………………………………………………… 61
Figura 3.4: Herschel‐Bulkley YP………………………………………………………………………………….. 63
Figura 3.5: Efecto del YP y el esfuerzo gel en la presión de bombeo……………..………… 65
Figura 4.1: Ubicación de del campo San Alberto…………………………………………..…………… 73
Figura 4.2: Corte estructural del pozo SAL – 15…………………………………………….…………… 79
Figura 4.3: Esquema sub‐superficial del pozo SAL – 15, vertical………………………………. 88
Figura 4.4: Ventana de perforación para el pozo SAL – 15, Sección A………………………. 89
Figura 4.5: Ventana de perforación para el pozo SAL – 15, Sección B……………………….. 90
Figura 4.6: Gradientes de poro y fractura………………………………………………………..………… 90
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v
ÍNDICE DE TABLAS
Tabla 4.1: Resumen de objetivos y responsabilidades…………………………………………………75
Tabla 4.2: Resumen diámetros y profundidades de asentamiento.................................80
Tabla 4.3: Resumen programa de lodos………………………………………………………….……….... 81
Tabla 4.4a: Especificación del equipo de perforación……………………………………..………… 82
Tabla 4.4b: Especificación del equipo de MPD…………………………………………………………… 82
Tabla 4.5: Resumen programa de cañerías…………………………………………….……….…………. 83
Tabla 4.6: Resumen programa de trépanos……………………………………………...……………….. 84
Tabla 4.7: Resumen programa de cementación…………………………………….…………………… 85
Tabla 4.8: Resumen Hidráulica………………………………………………………….……………………….. 86
Tabla 5.1: AFE preliminar SAL – 15………………………………………………………..………………….. 94
Tabla 5.2: Costo de la perforación del pozo SAL – 15 con la variante CBHP……………… 96
Tabla 5.3: Diferencia económica de la perforación del pozo SAL – 15 con la variante CBHP
y en forma convencional………………………………………………………………….………………………… 97
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vi
NOMENCLATURA
MPD = Managed Pressure Drilling, Perforación con Manejo de la Presión
UBD = Underbalanced Drilling, Perforación Bajo Balance
NPT = Non Productive Time, tiempo no productivo
PHyd = presión hidrostática
PBH = presión de fondo pozo
PAF = presión anular
EMW = densidad equivalente del lodo
ECD = densidad equivalente de circulación
OBD = Perforación Sobre Balance
RCD = Cabeza
rotativa
(rotating
control
device)
LOT = pruebas de escape (leak‐off test)
FIT = pruebas de integridad de la formación (formation integrity test)
LCM = Lost Circulation Material
IADC = International Association of Drilling Contractors
CBHP = Perforación a presión de fondo constante, Constant Bottom Hole Pressure
PWBS = La inestabilidad de pozo
PBACK = Contrapresión
BHP = presión de fondo pozo, bottomhole pressure
PF = profundidad final del pozo
ROP = velocidad de penetración, rate of penetration
PMCD = perforación con tapón de lodo presurizado ( pressurized mudcap drilling)
BHA = arreglo de fondo
WBM = lodo base agua
SBM = lodo
base
sintetico
OBM = lodo base acite
ESD = densidad equivalente estática
YP = punto cedente
PV = viscosidad plastica
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vii
TABLA DE CONTENIDOS
AGRADECIMIENTOS ............................................................................................................... ii
ÍNDICE DE FIGURAS ...............................................................................................................
iii
ÍNDICE DE TABLAS .................................................................................................................. v
NOMENCLATURA .................................................................................................................. vi
INTRODUCCIÓN ............................................................................................................... 1
CAPITULO I ...................................................................................................................... 3
PERFORACIÓN CON MANEJO DE LA PRESIÓN (MPD) ....................................................... 3
1.1
PERFORACIÓN DE
POZOS
.........................................................................................
3
1.2 PERFORACIÓN CONVENCIONAL ............................................................................... 4
1.3 PERFORACIÓN BAJO BALANCE ............................................................................... 10
1.4 PERFORACIÓN CON MANEJO DE LA PRESIÓN (MPD) ............................................ 13
1.4.1 Perdida de Circulación ........................................................................................... 14
1.4.2 Pega de tubería ...................................................................................................... 19
1.4.3 Inestabilidad de pozo ............................................................................................. 24
1.4.4 Incidentes de control de pozo ............................................................................... 25
1.4.5 Definición de perforación con manejo de la presión MPD .................................... 30
1.5 MÉTODOS DEL MPD ............................................................................................... 33
1.5.1 MPD reactivo .......................................................................................................... 33
1.5.2 MPD
proactivo
........................................................................................................
33
1.5.3 Variaciones del MPD .............................................................................................. 33
1.6 CRITERIOS SOBRE HIDRÁULICA DE PERFORACIÓN ................................................ 34
1.6.1 Estabilidad de pozo ................................................................................................ 34
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viii
1.6.2 Pegamiento diferencial .......................................................................................... 34
1.6.3 Perdida de circulación ............................................................................................ 35
1.6.4 Incidentes de control de pozo ................................................................................ 36
CAPITULO II ................................................................................................................... 37
EQUIPO Y VARIACIONES DE LA PERFORACIÓN CON MANEJO DE LA PRESIÓN (MPD) ..... 37
2.1 EQUIPO PARA LA PERFORACIÓN MPD ................................................................... 37
2.1.1 Cabeza rotativa ....................................................................................................... 37
2.1.2 Válvula sin retorno ................................................................................................. 38
2.1.3 Choke Manifold de perforación ............................................................................. 39
2.1.4 Equipo opcional ...................................................................................................... 40
2.2 VARIACIONES DEL MPD ......................................................................................... 42
2.2.1 Control del flujo de retorno ................................................................................... 42
2.2.1.1 Características, ventajas y beneficios ................................................................. 43
2.2.2 Perforación a presión de fondo constante ............................................................ 43
2.2.2.1
Características, ventajas
y beneficios
.................................................................
47
2.2.2.2 Descripción operativa ......................................................................................... 49
2.2.3 Perforación con tapón de lodo presurizado (Pressurized Mud Cap Drilling) ......... 51
2.2.3.1 Características, ventajas y beneficios ................................................................. 52
2.2.4 Método de perforación de doble – gradiente (Dual – Gradient) ........................... 53
2.2.4.1 Características, ventajas y beneficios .................................................................. 54
2.3 FUTURO DE LA PERFORACIÓN A PRESIÓN CONTROLADA ..................................... 55
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ix
CAPITULO III .................................................................................................................. 56
ANÁLISIS PARAMÉTRICO DE LA HIDRÁULICA DE PERFORACIÓN CUANDO SE PERFORA
CON LA TÉCNICA MPD ................................................................................................... 56
3.1 GENERALIDADES .................................................................................................... 56
3.2 PARÁMETROS CONTROLABLES .............................................................................. 57
3.2.1 Ventana de perforación ......................................................................................... 57
3.2.2 Geometría del pozo ................................................................................................ 58
3.2.3 Densidad del lodo ................................................................................................... 58
3.2.4 Rata
de
circulación
y limpieza
del
pozo
.................................................................
59
3.2.5 Reología .................................................................................................................. 63
3.2.5.1 Punto Cedente o Yield Point (YP) ........................................................................ 63
3.2.6 Presión en el choke ................................................................................................ 65
3.3 DURANTE LA EJECUCIÓN DEL MPD ........................................................................ 66
3.3.1 Durante la perforación ........................................................................................... 67
3.3.3 Durante los viajes ................................................................................................... 71
3.4 RESUMEN ............................................................................................................... 71
CAPITULO IV .................................................................................................................. 73
APLICACIÓN PRACTICA DE LA TÉCNICA DE PERFORACIÓN CON MANEJO DE LA PRESIÓN,
VARIANTE CBHP, PROGRAMA DE PERFORACIÓN DEL POZO SAL ‐15 ............................. 73
4.1 DATOS GENERALES DEL BLOQUE SAN ALBERTO ................................................... 73
4.1.1 Ubicación ................................................................................................................ 73
4.1.2 Datos del pozo ........................................................................................................ 74
4.1.3 Objetivos del pozo .................................................................................................. 74
4.1.4 Perfil del pozo y profundidad final ......................................................................... 76
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x
4.1.5 Secuencia estratigráfica ......................................................................................... 77
4.1.6 Propósito de la perforación .................................................................................... 79
4.2 PROGRAMA DE PERFORACIÓN .............................................................................. 80
4.2.1 Diseño
del
pozo
piloto
............................................................................................
80
4.2.2 Equipo de perforación ............................................................................................ 82
4.2.3 Programa de cañerías ............................................................................................. 83
4.2.4 Programa de Trépanos ........................................................................................... 84
4.2.5 Programa de cementación por tramos .................................................................. 85
4.2.6 Hidráulica por tramos ............................................................................................. 86
4.2.7 Operaciones de perforación ................................................................................... 86
CAPITULO V ................................................................................................................... 91
CONSIDERACIONES ECONÓMICAS ................................................................................. 91
5.1 ANÁLISIS DE COSTOS DE PERFORACIÓN ................................................................ 91
5.1.1 Costos de la torre de perforación .......................................................................... 91
5.1.2 Costos
tangibles......................................................................................................
92
5.1.3 Costos por Contratación de Servicios ..................................................................... 93
5.2 TIEMPO NO PRODUCTIVO (NPT, NON PRODUCTIVE TIME) .................................. 93
5.3 CONSIDERACIONES DE COSTOS PARA EL POZO SAL – 15 (ML) ............................. 94
5.4 COMPARACIÓN DE COSTOS DE PERFORACIÓN ENTRE LA TÉCNICA
CONVENCIONAL Y LA VARIANTE CBHP DEL MPD ............................................................. 96
CAPITULO VI .................................................................................................................. 98
SEGURIDAD Y MEDIO AMBIENTE ................................................................................... 98
6.1 GENERALIDADES .................................................................................................... 98
6.2 DERRAMES DE FLUIDOS CONTAMINANTES ........................................................... 99
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xi
6.3 REUNIONES DE SEGURIDAD ................................................................................... 99
6.4 DESECHO DE RECORTES DE PERFORACIÓN ......................................................... 100
6.5 SIMULACROS ........................................................................................................ 100
6.6 OTROS ..................................................................................................................
100
CAPITULO VII ............................................................................................................... 101
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ....................................................................... 101
BIBLIOGRAFÍA ..................................................................................................................... 103
ANEXO ................................................................................................................................ 104
GLOSARIO ........................................................................................................................... 108
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PERFORACIÓN MEDIANTE EL CONTROL DE LA PRESIÓN DE FONDO DE POZO
MPD (Managed Pressure Drilling) 1
INTRODUCCIÓN
El hecho de que existe un aumento en el número de reservorios depletados que
limita el accionar dentro de los límites de la ventana de perforación (Figura 1.1) y una
necesidad creciente de mayor eficiencia en la perforación y en la recuperación de
hidrocarburos, ha hecho que la industria del petróleo mejore las técnicas de perforación
continuamente. La combinación de técnicas de perforación que fueron conceptualizadas
hace
una
centuria
junto
con
los
avances
tecnológicos
han
dado
lugar
a
técnicas
especializadas de perforación; técnicas que correctamente diseñadas y ejecutadas
permiten que la perforación sea más segura, económica y exitosa. Un claro ejemplo de
estas técnicas es la perforación con manejo de la presión.
La perforación con manejo de la presión (MPD, Managed Pressure Drilling) es una
nueva tecnología que se aplicó en principio en la perforación costa fuera (Offshore); su
introducción
en
la
perforación
en
tierra
(Onshore),
que
es
más
reciente,
mostró
un
incremento en la eficiencia de la perforación y reducción de los costos totales, por lo que
esta técnica se perfila como una herramienta muy útil en determinadas situaciones.
El MPD usa equipos similares a los usados en la perforación bajo balance (UBD,
Underbalanced Drilling) para un manejo más eficiente de las presiones mientras se
perfora.
Esta nueva tecnología puede reducir los costos de perforación mediante la
reducción del Tiempo No Productivo del equipo de perforación (NPT, Non Productive
Time). El NPT es el tiempo que un equipo de perforación está parado debido a problemas
imprevisibles de perforación como el pegamiento diferencial, pérdida de circulación, etc.
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PERFORACIÓN MEDIANTE EL CONTROL DE LA PRESIÓN DE FONDO DE POZO
MPD (Managed Pressure Drilling) 2
La técnica MPD, al tratarse de una tecnología nueva, involucra el surgimiento de
nuevos procedimientos y herramientas que necesitan ser descritos y entendidos para que
esta tecnología adquiera un carácter de uso regular en la perforación de pozos y se
convierta en una tecnología a ser tomada en cuenta por la industria.
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PERFORACIÓN MEDIANTE EL CONTROL DE LA PRESIÓN DE FONDO DE POZO
MPD (Managed Pressure Drilling) 3
CAPITULO I
PERFORACIÓN CON MANEJO DE LA PRESIÓN (MPD)
1.1 PERFORACIÓN DE POZOS
El propósito principal de perforar es construir un pozo; y sin importar que el pozo a
perforar, sea exploratorio o un pozo de desarrollo, este necesita de la ejecución de
algunos elementos para alcanzar tal propósito principal.
• Penetración efectiva del trepano
•
Mantener la integridad del pozo
• Transporte de recortes
• Libertad de movimiento de la tubería de perforación
• Control de flujo en y fuera del pozo
•
Alcanzar el objetivo
• Alcanzar el tiempo de ejecución esperado
• Mantener el presupuesto
Con el tiempo, la posibilidad de encontrar reservas altamente productivas se ha
reducido, y los actuales campos productores se depletan, las perspectivas de la
perforación se hacen más marginales y de mayor reto; así la ejecución de los elementos
mencionados arriba, en algunos casos, ya no pueden ser cumplidos con las técnicas
comúnmente conocidas y usadas durante décadas.
La nueva
tecnología
viene
a brindar
una
nueva
oportunidad
para
la
perforación
de
regiones que se pensaban imperforables por muchos aspectos, dando lugar a la iniciativa
del planteamiento de nuevos procedimientos o mejoramiento de los existentes para la
perforación y control del pozo.
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PERFORACIÓN MEDIANTE EL CONTROL DE LA PRESIÓN DE FONDO DE POZO
MPD (Managed Pressure Drilling) 4
1.2 PERFORACIÓN CONVENCIONAL
Desde la perforación del primer pozo en Estados Unidos, se ha desarrollado un
criterio básico para el control de las presiones de formación; este es el de evitar el influjo
de fluidos de formación a superficie, esto se logra con el control de la columna estática
ejercida por el fluido de perforación. A esta técnica se la conoce como perforación sobre
balance, técnica en la que en todo momento se mantiene una presión de fondo de pozo
mayor que la presión de la formación expuesta.
Para la aplicación de la perforación sobre balance, la presión de fondo de pozo
debe ser mayor que la presión de formación; y cuando el fluido de perforación este
estático, es decir sin circular, existe una presión hidrostática debida a la columna de lodo,
donde la presión hidrostática (PHyd ) es mayor o igual a la presión de fondo de pozo (PBH):
PHyd ≥ PBH
Pero una vez las bombas son activadas y el sistema es dinámico otra vez se añade
un nuevo componente al equilibrio (PAF):
PHyd + PAF = PBH
La presión anular PAF es la presión debida a la fricción que ocurre entre el fluido de
perforación y cualquier otra superficie, como las paredes exteriores de las tuberías o la
pared del pozo. La presión anular es función de los siguientes parámetros:
• Velocidad de flujo
• Geometría del pozo
o Diámetro de la tubería
o
Diámetro del pozo abierto
o
Longitud de la tubería
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PERFORACIÓN MEDIANTE EL CONTROL DE LA PRESIÓN DE FONDO DE POZO
MPD (Managed Pressure Drilling) 5
o
Longitud del pozo abierto
• Rugosidad de la superficie
o Entre tubería y tubería
o Entre la tubería y la formación
• Propiedades de la lechada
o
Densidad
o Reología
o Recortes
El manejo de la presión anular se realiza principalmente mediante el control de la
densidad y las velocidades de flujo de las bombas de lodo; donde la presión de fondo de
pozo PBH, es función de la columna hidrostática en la condición estática, y juntas PAF y PBH
contribuyen dinámicamente al control de la presión de fondo cuando las bombas de lodo
están circulando el fluido de perforación.
Otro término que describe la presión en el pozo es la densidad equivalente del
lodo (EMW, Equivalent Mud Weight, por sus siglas en ingles), comúnmente conocida
como
densidad
equivalente
de
circulación
(ECD,
Equivalent
Circulating
Density),
ambos
términos se definen como presiones en cualquier profundidad en términos de densidad.
Desde un punto de vista hidráulico, el objetivo de la perforación es el de construir
un pozo que este dentro de una ventana limitada por la curva de presión de fractura de la
formación y la presión de poro de esta (Drilling Window, Ventana de Perforación, Figura
1.1).
En el pasado la curva de perforación mostrada en la Figura 1.1 era común, debida a
que los reservorios encontrados eran nuevos; en el presente dicha ventana se ha reducido
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PERFORACIÓN MEDIANTE EL CONTROL DE LA PRESIÓN DE FONDO DE POZO
MPD (Managed Pressure Drilling) 6
debido a que más frecuentemente se realizan re entradas en campos viejos pues los
campos nuevos son cada vez más escasos.
Debido al agotamiento de los campos, las nuevas perforaciones se encuentran
limitadas cada vez más, esto se refleja en la reducción, cada vez más común, del área
limitada por la curva de la presión de fractura de la formación y la curva de presión de
poro de la formación, esto es evidente en la ventana de perforación mostrada en la Fig.
1.2.
Fig. 1.1: Ventana de Perforación
Fuente: Maurer Tech.
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PERFORACIÓN MEDIANTE EL CONTROL DE LA PRESIÓN DE FONDO DE POZO
MPD (Managed Pressure Drilling) 7
Fig. 1.2: Ventana de Perforación Reducida
Fuente: Maurer Tech.
Otro aspecto que no debe ser ignorado para la reducción de la ventana de
perforación lo
constituye
la
presión
de
colapso,
que
en
algunos
casos
es
igual
o mayor
que
la presión de poro (Fig. 1.3).
Durante la perforación, la realización de ciertas operaciones que contribuyen en la
fase de terminación del pozo, como bajada de cañería, Registros, pruebas de formación,
etc., constituyen aspectos importantes para el normal desenvolvimiento de las
operaciones de perforación. En la perforación convencional donde el circuito de lodos esta
abierto a la atmósfera, con frecuencia se confronta problemas de pegamiento de
herramienta y/o amagos de reventón, lo que causa un incremento en el costo del pozo,
pues el tiempo no productivo (NPT) se incrementa, además causando situaciones que
pueden ser desconocidas por la cuadrilla que podrían llevar a practicas inseguras si es que
el personal no se encuentra bien entrenado.
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PERFORACIÓN MEDIANTE EL CONTROL DE LA PRESIÓN DE FONDO DE POZO
MPD (Managed Pressure Drilling) 8
Fig. 1.3: Problemas relacionados con la reducción de la ventana de perforación
Fuente: Maurer Tech.
El monitoreo adecuado de la presión en el anular para un sistema abierto no es
posible,
solo
es
posible
cuando
el
pozo
es
cerrado
durante
un
amago
de
reventón,
durante esta operación se pierde tiempo valioso en la observación del flujo que retorna
por el anular, tiempo durante el cual el influjo podría empeorar, este tiempo
desperdiciado viene a sumarse al NTP que incide directamente en el costo del pozo.
Usualmente no se puede resolver de manera total un amago, pues la solución
planteada a esta puede acarrear otros problemas, como perdidas de circulación cuando
por tratar de ahogar el pozo y haber utilizado un lodo densificado se sobrepasa la presión
de fracturamiento y se produce una perdida de circulación, debido a que cuando la
circulación se reinicia la presión por fricción se suma a las condiciones dinámicas (Fig. 1.4),
demoras que al final se traducen en un incremento del NPT.
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PERFORACIÓN MEDIANTE EL CONTROL DE LA PRESIÓN DE FONDO DE POZO
MPD (Managed Pressure Drilling) 9
Fig. 1.4: Incremento de la presión de fondo por la adición de la presión por fricción en el
anular.
Fuente: Stress Engineering Services
La perdida de presión por fricción se define como la diferencia entre la presión de
descarga aguas arriba y la presión de succión aguas abajo debida a la fricción; la cantidad
de energía perdida entre los nodos depende del caudal, tamaño de la cañería, y
características de fluido (Figuras 1.4 y 1.5).
La perdida continua del fluido de perforación hacia la formación no solo daña el
potencial futuro de producción sino que también podría llevar a situaciones de control de
pozo; la perdida de lodo tendrá que ser reemplazada de lo contrario la presión ejercida
por la columna de lodo disminuirá y la posibilidad de un influjo y hasta su conversión en
reventón aumenta con el tiempo.
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Fig. 1.5: Idealmente, las presiones estáticas y dinámicas están dentro de las ventanas de
presión de formación y presión de fractura.
Fuente: Stress Engineering Services
1.3 PERFORACIÓN BAJO BALANCE
Los orígenes del MPD se pueden encontrar en la utilización de específicas
tecnologías desarrolladas por su antecesor; la perforación bajo balance (UBD).
La perforación bajo balance ha sido definida como una condición generada en
cualquier momento que la presión de fondo de pozo en una perforación, completación,
estimulación
o
intervención
(la
presión
ejercida
por
la
columna
hidrostática
del
fluido
y
caídas de presión por fricción) es menor que la presión efectiva de formación.
En una perforación bajo balance la presión hidrostática del fluido de perforación
puede ser naturalmente menor a la presión de formación o puede inducirse a esta
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situación con la adición de gas natural, Nitrógeno o aire a la fase liquida del fluido de
perforación.
La presión efectiva de circulación en fondo pozo del fluido de perforación es igual a
la presión hidrostática de la columna de fluido, más las presiones debidas a fricción y la
presión aplicada en superficie.
Perforación Sobre Balance OBD: Preservorio < P fondo pozo = Phidrostatica + P friccion + Pchoke
Perforación Bajo Balance UBD: Preservorio > P fondo pozo = Phidrostatica + P friccion + Pchoke
En la perforación convencional de pozos (sobre balance) existe una presión
hidrostática debida a la columna de fluido de perforación que siempre es diseñada para
ser mayor a la presión de formación y que además representa el primer mecanismo de
control de pozo (Fig. 1.6a).
En la perforación bajo balance un fluido más liviano reemplaza a la columna de
fluido utilizada en la perforación convencional; entonces la presión de pozo en la
perforación bajo balance es diseñada intencionalmente para ser menor a la presión de
formación (Fig. 1.6b). Debido a que en la perforación bajo balance el fluido de perforación
no actúa como un mecanismo de control de pozo, es que tal control se ejerce por tres
mecanismos diferentes:
1. Presión hidrostática (pasiva), debida a los materiales en fondo pozo (densidades
del fluido de perforación y recortes).
2.
Presión debido a la fricción (dinámica), producida por el movimiento del fluido.
3.
Presión de Choke (de confinamiento o activa), producida por el sellado de la
tubería que da como resultado una presión positiva en superficie.
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Cuando se perfora bajo balance se produce un influjo de fluidos de formación que
deben ser controlados y manejados en equipos superficiales. En condiciones de bajo
balance no existe la formación de revoque así como tampoco existe la invasión de sólidos
ni fluido de perforación hacia la formación, lo cual mejora la productividad del pozo al
minimizar o casi eliminar el daño a la formación.
Fig. 1.6: a) Presiones en la Perforación Convencional y b) Presiones en Perforación Bajo
Balance
Fuente: Gas Research Institute
Una de las principales diferencias entre la perforación bajo balance y la
convencional es que en la perforación convencional el control de presión es el factor
principal para el control de pozo, mientras en la perforación bajo balance el control de
flujo es el factor principal para el control de pozo.
Durante la perforación bajo balance los fluidos del pozo retornan a un sistema
cerrado en superficie el BOP permanece cerrado, pues el pozo permanece aportando
durante la perforación. Mientras en la perforación convencional, el BOP permanece
abierto y los fluidos de pozo retornan a un sistema abierto a la atmósfera. El control
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MPD (Managed Pressure Drilling) 13
secundario de pozo para la perforación bajo balance es aun provisto por los BOP como lo
es en la perforación convencional.
Las operaciones de perforación bajo balance se refieren a la construcción y
mantenimiento de pozos con empleo de equipos apropiados y controles donde la presión
en fondo pozo es menor que la presión de formación, dando lugar a influjo intencionado
de los fluidos de formación a superficie.
En adición al mejoramiento de la rata de penetración, los principales objetivos de
la perforación bajo balance son el de proteger, caracterizar y preservar el reservorio
mientras se perfora, para que el potencial del pozo no se vea comprometido. Para
alcanzar esto se alienta el influjo al pozo, situación que es controlada por tres equipos
principales en superficie:
• Cabeza rotativa (RCD)
• Manifold de perforación
• Separadores multifásicos
Si el pozo esta siendo producido mientras se perfora, el gas producido es
quemado, re circulado o enviado a una planta.
1.4 PERFORACIÓN CON MANEJO DE LA PRESIÓN (MPD)
Al contrario de la perforación bajo balance, la perforación con manejo de la
presión no incentiva el influjo de fluidos al pozo. El objetivo principal del MPD es el de
mitigar los
riesgos
durante
la
perforación
e incrementar
la
eficiencia
de
operación
por
la
disminución del tiempo no productivo (NPT). Los problemas operativos de perforación
más relacionados con el NPT son:
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• Perdida de circulación
• Pegamiento diferencial
• Inestabilidad de pozo
• Incidentes de control de pozo
A continuación se brinda un breve resumen de cada uno de los problemas
mencionados; incluyendo: causales, detección, prevención y soluciones convencionales a
estos problemas.
1.4.1 Perdida de Circulación
La
pérdida
de
circulación,
es
decir
la
pérdida
de
fluido
de
perforación
hacia
la
formación (Figura 1.7), es uno de los problemas más críticos que se pueden encontrar
durante la perforación convencional.
Una pérdida parcial de lodo a la formación no tiene necesariamente consecuencias
inmediatas que impidan continuar con la perforación. Sin embargo las consecuencias
pueden ser más severas si la rata de pérdidas aumenta o si se pierde completamente la
circulación.
Las
consecuencias
más
comunes
debidas
a
la
perdida
de
circulación
se
mencionan a continuación.
• Una pérdida en la cabeza hidrostática puede hacer que entren al pozo fluidos
provenientes de las formaciones perforadas.
• Daño a la formación (reducción de la permeabilidad de la formación, debida a los
sólidos
del
lodo,
lo
cual
no
sólo
impediría
tomar
unos
buenos
registros,
sino
también dañara el potencial productor de la zona de interés).
•
La pérdida de lodo hacia la formación encárese los costos de perforación.
• Problemas asociados de perforación.
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Figura 1.7: Zona de Pérdida de Circulación
Fuente: Well Control for the Drilling Team
Ocurrencias
Hay varias situaciones de ocurrencias naturales o bien inducidas durante la
perforación que pueden causar una pérdida de circulación:
•
Arenas superficiales frágiles e inconsolidadas.
•
Formaciones cavernosas
o fracturadas
naturalmente.
• Reservorios depletados o formaciones con presiones sub‐normales, donde la
densidad del lodo supera a la de formación.
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• Formaciones que se han debilitado o fracturado por operaciones de perforación
incorrectas (Excesiva densidad del lodo, excesiva presión de circulación, presiones
de surgencia o incrementos de presión al bajar tubería o al cerrar el pozo).
Detección
Una alerta por una zona de pérdida puede ser dada por un aumento en la rata de
perforación, esto puede ser debido a que la formación encontrada es frágil, inconsolidada,
cavernosa o extremadamente porosa.
Las fracturas pueden ser detectadas por un incremento súbito en la rata de
penetración acompañada
por
torque
alto
y errático.
La pérdida de circulación inicialmente será detectada por una reducción de flujo de
lodo hacia la superficie, acompañada de una pérdida de presión. Si la situación continúa o
empeora, el nivel del lodo en el tanque de succión bajará a medida que se pierde el lodo.
En una situación aún más severa, habrá una total ausencia de retorno del pozo.
Problemas
En el peor de los casos es cuando se pierde fluido a la formación, cae la altura de la
columna de lodo dentro del anular y en consecuencia se reduce la presión hidrostática
(Figura 1.7). Esta caída de presión hidrostática puede permitir que entren al pozo fluidos
de otras formaciones (Kick).
En este caso, el pozo está fluyendo a una profundidad y perdiendo en otra. Los
fluidos de formación pueden fluir entre los dos intervalos, resultando en un reventón
subterráneo. Este flujo incontrolable de fluidos bajo la superficie, es una situación muy
crítica y muy difícil de resolver.
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MPD (Managed Pressure Drilling) 17
Otras consecuencias pueden ser:
• Daño a la formación
•
Incremento
en
los
costos
como
resultado
del
tiempo
que
lleve
resolver
los
problemas (NPT) y el costo del lodo perdido.
• Cambio en las propiedades del lodo, y cambios en las ratas de flujo para controlar
la pérdida de circulación pueden reducir la eficiencia en la perforación.
• Pega diferencial de tubería en la zona de pérdida o por encima de ella, debido a la
ausencia de lodo en el anular.
Prevención
La primera medida de prevención de una pérdida de circulación es evitar ser la
causa de un fracturamiento de la formación. Con este fin se llevan a cabo pruebas de
escape (leak ‐off test, LOT) y de integridad de la formación ( formation integrity test, FIT)
debajo de cada zapata de revestimiento con el fin de determinar la presión de fractura
antes de proseguir con la perforación en una nueva sección. Esta parte de la formación se
estima que es la más frágil en dicha sección, pues es la que está más cerca de la superficie.
Sin embargo es posible encontrar formaciones aún más frágiles.
Ya sabiendo la presión de fractura, el máximo peso del lodo y la presión de cierre
para controlar un amago de pozo (sin fracturar la formación) pueden ser calculadas
fácilmente. Estos valores no deben ser superados cuando se perfore la siguiente sección
de pozo.
Si se encuentran formaciones con presiones que puedan requerir un peso de lodo
superior para poder ser balanceada, el pozo generalmente deberá ser revestido antes de
encontrar la zona con sobre‐presión. Así se puede proteger la formación más superficial y
permitirá que se usen mayores pesos de lodo en las secciones más profundas del pozo. A
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MPD (Managed Pressure Drilling) 18
partir de esto se puede decir que la rutina de control es mediante el peso adecuado del
lodo.
Los procedimientos durante las maniobras de viaje, principalmente el control de la
velocidad de movimiento de la tubería, deben ser seguidos con el fin de evitar excesivas
presiones de surgencia.
Soluciones
Si ocurre una pérdida de circulación, se pueden adoptar ciertos procedimientos
para minimizar y eventualmente evitar futuras pérdidas:
•
Reducir el peso del lodo (pero manteniendo el balance con las otras formaciones).
•
Reducir la rata de circulación (esto reduce la densidad equivalente de circulación,
pero debe existir una velocidad anular suficiente para arrastrar los cortes y
mantener limpio el hueco)
• Incrementar la viscosidad del lodo (un lodo más viscoso reduce la rata de pérdida).
•
Estos parámetros, o la combinación de ellos pueden ser alterados sólo dentro de
ciertos límites. Si estas modificaciones no detienen o reducen la pérdida de
circulación, puede añadirse al lodo material de control de pérdidas (Lost
Circulation Material, LCM) que puede ser fibra de madera, cáscaras de nueces,
cáscaras de semilla de algodón, cáscaras de arroz, conchas marinas, celofán o
asfalto.
Este material de control de pérdidas (LCM) es bombeado en píldoras, pues el LCM
no sólo hace más espeso el lodo sino que tiende a taponar las fracturas que estén
causando la pérdida del lodo. Si ninguno de estos procedimientos funciona, un recurso
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MPD (Managed Pressure Drilling) 19
final es el de bombear cemento en la zona fracturada. Se espera que esto selle la
formación, evitando más pérdidas de circulación y se pueda continuar la perforación.
1.4.2 Pega de tubería
El término hueco apretado se aplica en situaciones cuando el movimiento de la
sarta, sea de rotación o bien vertical, se ve restringido por determinados eventos o fuerzas
en el hueco. En general se reconoce esta situación porque el torque se incrementa y se
torna errático, se incrementa la carga en el gancho necesaria para levantar la tubería, o se
incrementa el peso en el trepano o el arrastre cuando se baja la tubería.
Cuando no se puede levantar la tubería, se dice que la tubería se ha pegado.
Dependiendo del mecanismo en particular con que haya ocurrido la pega, puede suceder
que tampoco se pueda bajar, rotar, ni circular por dentro de la tubería.
Las causas de pega de tubería pueden ser clasificadas en forma general bajo tres
mecanismos principales.
• Empaquetamiento
(Pack
‐off)
o puenteo
(bridge)
• Pega diferencial.
• Geometría de pozo.
Empaquetamiento (Pack ‐off) o puenteo (bridge)
El empaquetamiento
ocurre
cuando
partículas
pequeñas
de
formación
caen
dentro
del pozo, asentándose y llenando el anular alrededor de la sarta de perforación. Ocurre
generalmente alrededor del portamechas de diámetro grande o herramientas de
diámetro cercano al del pozo (Figura 1.8), como los estabilizadores. De esta forma el
anular resulta empacado, pegando la tubería.
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El término puenteo (bridge) en general se reserva para material de gran tamaño
que cae dentro del hueco y queda trabado entre la sarta y la pared del pozo, pegando la
tubería.
Figura 1.8: Empaquetamiento
Fuente: PEMEX
Pega Diferencial
La pega diferencial puede ocurrir cuando se perfora una formación permeable, con
presión de formación menor que la hidrostática.
Una torta o revoque de lodo se forma naturalmente sobre la pared del pozo. Un
filtrado alto del lodo permitirá que se forme rápidamente un revoque muy grueso.
Cuando existe un área de contacto entre la sarta y la pared del pozo, la presión diferencial
atraerá la tubería hacia la pared del pozo. Algunas circunstancias como un pozo desviado
o una sarta mal diseñada o sin estabilizadores pueden hacer que esta área de contacto se
incremente, y por lo tanto la fuerza total sea mayor. Cuando existe área de contacto y la
sarta queda estacionaria (durante conexiones, toma de registro de desviación, falla de
equipo, etc.) el espesor del revoque puede incrementarse y formarse una zona de baja
presión en el área de contacto de la tubería.
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MPD (Managed Pressure Drilling) 21
Esta fuerza de adherencia, además del grosor de la torta de lodo, hace que la
tubería quede pegada, evitando movimiento vertical y rotación de la sarta. La circulación
no se verá afectada.
Figura 1.9: Pegamiento diferencial
Fuente: DATALOG
En general, si no se sabe reconocer zonas permeables de baja presión, la única
indicación de una zona de pega diferencial es una sobre tensión cuando se levanta
tubería. Puede que haya muy pocas señales de que puede ocurrir este tipo de pega.
Geometría de Pozo
Este tipo de pega de tubería ocurre cuando existe una combinación de geometría
de pozo y cambios en la dirección del mismo, además de rigidez en el ensamblaje de
fondo y la posición de los estabilizadores, lo que puede evitar que la sarta pase a través de
una sección del pozo.
Las áreas con problemas pueden ser identificadas por el torque errático durante la
perforación, pero la pega ocurrirá cuando se esté sacando o metiendo tubería (Figuras
1.10 y 1.11).
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Figura 1.10: Pega de tubería al bajar la sarta de perforación
Fuente: DATALOG
Figura 1.11: Pega de tubería al sacar la herramienta
Fuente: DATALOG
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Pega de tubería al bajar herramienta.
Después de que una sección desviada, con posibilidad de patas de perro, ha sido
perforada con un ángulo específico de levantamiento, el ensamblaje de fondo en general
se cambiará para continuar la trayectoria dirigida del pozo.
Un ensamblaje de fondo demasiado rígido puede no ser suficientemente flexible
para pasar dicha sección, pues los estabilizadores quedan colgados en secciones opuestas
de la pared del pozo, evitando que la sarta pueda seguir bajando.
Si se han perforado formaciones abrasivas, y los trépanos han salido con su
diámetro muy reducido, el hueco tendrá el diámetro efectivo reducido y al bajar el nuevo
trepano se puede trabar en la sección del pozo de diámetro reducido. Si se registra una
disminución en el peso cuando se pasa por esta sección, la sarta no debe ser forzada a
pasar. En vez de esto, esta sección del hueco debe ser rimada cuidadosamente y
ensanchada al diámetro correcto.
Pega de tubería al sacar la herramienta
Aquí la pega de tubería ocurre generalmente cuando se saca tubería debido a una
de las siguientes causas.
•
La ocurrencia de patas de perro severas y se está usando un ensamblaje de fondo
excesivamente rígido para aceptar los cambios.
• Si entre los ojos de llave que han resultado de una pata de perro se traban los
Portamechas.
• Pueden producirse escalones producidos en la intercalación de formaciones duras
y blandas.
• También puede haber micro patas de perro que se forman debido a los cambios de
dirección cuando se han perforado intercalaciones de formaciones duras y blandas.
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MPD (Managed Pressure Drilling) 24
1.4.3 Inestabilidad de pozo
La inestabilidad del agujero es responsable del tipo más serio de pegadura de
tubería. Cuando el empacamiento se debe al colapso del agujero, con frecuencia se pierde
herramienta y se tiene que hacer un sidetrack. Tal como su nombre lo indica, la
inestabilidad del agujero se refiere a un agujero inestable que tiende a derrumbarse o
colapsarse. Las formaciones no consolidadas, las formaciones fracturadas y las lutitas
sometidas a esfuerzos químicos o mecánicos, son formaciones inestables que pueden
llegar a derrumbarse y causar un empacamiento.
Cuando esperar problemas de inestabilidad de las lutitas
Si la lutita está expuesta, los problemas de inestabilidad del agujero deben ser
anticipados. Aún si la lutita es estable cuando se perfora, se debilitará con el tiempo
debido a la invasión del filtrado. A medida que el filtrado invade a la lutita, el beneficio del
esfuerzo radial es reducido y el daño al esfuerzo tangencial es incrementado. También se
ve reducida la resistencia aparente de la roca por la reducción de la presión de
confinamiento, producida por la presión diferencial, y la reducción de la fricción interna y
cementación. Si la resistencia de la roca se reduce y se incrementa el esfuerzo tangencial,
eventualmente, la lutita fallará. Es únicamente una cuestión de tiempo. La lutita también
es problemática cuando:
• El agujero no es perforado en forma perpendicular a los planos de sedimentación.
• Existe una elevada anisotropía de esfuerzos como la de un régimen de falla inversa
en comparación con el de una falla normal.
• La lutita contenga un contenido elevado de bentonita, sea joven y relativamente
débil.
• La invasión del filtrado es grande debido a la permeabilidad elevada, las fracturas,
y las intercalaciones de arena y lutita, etc.
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MPD (Managed Pressure Drilling) 25
• La densidad del lodo es reducida. Esto ocasiona una rápida reducción del esfuerzo
radial debido a que los poros se cargarán con la invasión del filtrado de un previo
sobrebalance.
•
La temperatura
se
incrementa,
durante
un
viaje.
•
El tiempo de exposición del agujero descubierto es extenso.
•
La sarta es sujeta a una duración prolongada de vibraciones. La vibración de la
sarta es incrementada con el aumento de la relación diámetro del agujero/
diámetro de la tubería, y con el aumento de la tensión y la velocidad de rotación
de la sarta.
•
La sarta
de
perforación
realiza
frecuentes
viajes.
• La forma del agujero no es circular.
Medidas Preventivas
Para evitar los problemas de inestabilidad, debemos minimizar las condiciones que
la originan. Algunas de estas condiciones, como la resistencia de la roca y los regímenes de
esfuerzos, son propiedades inherentes que no podemos cambiar. Las propiedades del
lodo, trayectoria del pozo, el diseño de la sarta, y los parámetros de perforación son los
factores a los cuales debemos poner atención.
1.4.4 Incidentes de control de pozo
Un amago (kick) de pozo es un influjo de formación dentro del pozo que puede ser
controlado en superficie. Para que esto ocurra, se deben cumplir dos criterios:
• La presión de formación debe exceder la presión anular o la hidrostática. Los
fluidos siempre fluirán en la dirección de la menor presión.
•
La formación debe ser permeable con el fin de que los fluidos puedan pasar de un
sitio a otro.
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MPD (Managed Pressure Drilling) 26
Un reventón (blowout) sucede cuando no se puede controlar en superficie el flujo
de fluidos de formación. Un reventón subterráneo ocurre cuando hay un flujo
incontrolable entre dos formaciones. En otras palabras, una formación presenta un amago
y al mismo tiempo en otra se está perdiendo circulación.
Causas de amagos de reventón (Kicks)
• No mantener el hueco lleno cuando se esté sacando tubería.
Cuando se saca tubería fuera del pozo, se debe bombear lodo dentro del pozo para
reemplazar el volumen del acero que se ha sacado, de otra manera el nivel de lodo dentro
del pozo descenderá causando a una reducción de la cabeza hidrostática. Mantener el
pozo lleno es sumamente crítico especialmente cuando se sacan los Portamechas, debido
a su gran volumen de acero.
• Pérdida de circulación
Si se pierde fluido de perforación hacia la formación, esto puede llevar a una caída del
nivel de lodo y reducir la presión hidrostática.
• Rata de penetración excesiva cuando se perfora a través de arenas gaseosas.
Si se permite que entre mucho gas en el espacio anular, especialmente que suba y se
expanda, esto causará una reducción en la presión anular.
• Formaciones sub‐presionadas.
Pueden estar sujetas a fractura y pérdida de circulación, lo cual puede resultar en la
pérdida
de
cabeza
hidrostática
en
el
anular.
• Formaciones sobre‐presionadas.
Obviamente, si una presión de formación supera la presión anular, puede haber un amago
de pozo.
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MPD (Managed Pressure Drilling) 27
Indicaciones de los amagos durante la Perforación
Las siguientes indicaciones de flujo se describen en el orden típico en que se hacen
presentes o son mesurables en superficie.
• Decreciendo gradual presión de la bomba.
También puede verse asociada con un aumento en la rata de bombeo. La caída en la
presión de bomba es el directo resultado de la densidad más baja de los fluidos que estén
entrando al pozo, reduciendo la cabeza hidrostática. La caída de presión será más
significativa a medida que ocurra la expansión del gas aportado. La caída de presión puede
ser suave y gradual al principio, pero entre más tiempo pase sin que el amago sea
detectado, más exponencial será la caída de presión.
• Incremento en el flujo de lodo que proviene del anular seguido de un incremento
asociado en los niveles de los tanques.
A medida que los fluidos de formación entran al pozo, un volumen equivalente de lodo
necesariamente será desplazado a superficie. Esto se añade al volumen circulado, de tal
forma que puede detectarse un aumento en la rata de flujo.
En caso de que el influjo sea de gas, el desplazamiento de lodo se incrementará
dramáticamente a medida que se efectúa la expansión.
• A medida que el influjo continúa se dan variaciones en el peso sobre el gancho
(Hookload) y sobre el peso en el trepano (WOB)
Aunque no es ciertamente un indicador primario, estas indicaciones se pueden detectar a
medida que varía el efecto de boyancia sobre la sarta.
• Si el influjo llega a la superficie existirá lodo contaminado, especialmente corte de gas.
Densidad de lodo reducida.
Cambio en contenido de cloruros (generalmente un incremento)
Detección de Gas.
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Indicaciones de presión, como derrumbes e incremento en la temperatura del lodo a la
salida.
Indicadores de los amagos durante maniobras o viajes.
• Llenado de hueco insuficiente
Cuando se está sacando tubería, y el pozo no está recibiendo el volumen de lodo igual
para compensar la cantidad de tubería que se ha sacado, es muy probable que el fluido de
un amago o kick haya entrado al hueco, o que se haya perdido lodo en la formación.
• Un viaje húmedo (“wet trip” )
Cuando hay presión e influjo debajo de la sarta, se impide que el lodo salga naturalmente
por entre las boquillas del trepano, derramándose lodo cuando se abre la conexión.
• Pistoneo (Swabbing)
El pistoneo excesivo puede ser identificado a través de un cambio en el volumen en el
tanque de maniobra cuando se esté sacando tubería. Se puede apreciar inicialmente que
el volumen en el tanque de maniobra aumenta antes de volver a caer para llenar el
espacio dejado por la tubería al ser sacada.
• Ganancia de volumen en los tanques.
Un aumento constante en el tanque de maniobra muestra claramente que está
ocurriendo un amago de pozo.
•
Trepano
perforado
Un trepano perforado es más una alarma que un indicador de que el hueco está apretado,
por el diámetro reducido del pozo a causa de la sobre‐presión.
Deben tomarse todas las precauciones (por ejemplo, monitorear el pozo antes de sacar,
minimizar el pistoneo, chequear el flujo) para evitar un amago durante las maniobras.
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MPD (Managed Pressure Drilling) 29
El control de pozo es más difícil si el trepano está fuera del pozo o por encima de la zona
de influjo.
• El pozo no se puede cerrar (ni para tubería ni por el anular) si los Portamechas están
pasando por los BOP.
Chequeos de flujo
Un chequeo de flujo, para determinar si el pozo está estático o fluyendo se realiza de
alguna de estas dos maneras:
•
Mirar personalmente dentro del hueco a través de la cabeza del pozo y determinar
visualmente si el pozo está fluyendo. (Este método es mejor para verificar si se
está perdiendo
lodo
dentro
del
hueco)
• Conectar la cabeza del pozo al tanque de viaje, y verificar el nivel por si hay
cambios.
Estos chequeos se realizan en las siguientes situaciones:
• Cambios significativos en la rata de perforación.
• Cualquier indicativo de un amago, especialmente cambios en el flujo de lodo.
• Antes de bombear una píldora viscosa, antes de sacar tubería.
•
Después de que se han sacado las primeras paradas, para verificar que el pistoneo
no ha inducido flujo.
• Cuando el trepano está en la zapata del revestimiento.
• Antes de sacar los Portamechas a través de la BOP.
• Monitoreo constante del tanque de viaje aunque el pozo no tenga tubería dentro.
•
Si el pozo está fluyendo, el pozo debe cerrarse.
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MPD (Managed Pressure Drilling) 30
1.4.5 Definición de perforación con manejo de la presión MPD
El comité de perforación bajo balance y de presión manejable de la IADC (International
Association of Drilling Contractors), ha definido al MPD como:
“La perforación con manejo de la presión es un proceso de perforación adaptativo usado
para el control preciso del perfil de la presión anular a través del pozo. Los objetivos son
el de averiguar los limites de presión de fondo pozo y manejar el perfil hidráulico de
presión anular. La intención del MPD es evitar el influjo continuo de fluidos de formación
a la superficie. Cualquier influjo incidental a la operación será contenida usando un
proceso adecuado.
El proceso MPD emplea una colección de herramientas y técnicas que pueden mitigar los
riesgos y costos asociados con la perforación de pozos que tienen limites ambientales en
fondo pozo; mediante el manejo proactivo del perfil de presión hidráulica en el anular.
El MPD puede incluir un control de la contra presión, densidad del fluido, reología, nivel
de fluido en el anular, fricción por circulación y la geometría del pozo, o la combinación
de los mencionados.
El MPD puede permitir una acción correctiva más rápida para tratar con variaciones de
presión observadas. La habilidad para controlar dinámicamente las presiones anulares
con los equipos que de otra manera serian antieconómicos”.
El objetivo del MPD es utilizar un sistema cerrado y presurizable de retorno de
lodos
(Figura
1.12)
para
controlar
la
presión
de
fondo
de
pozo
(bottomhole
pressure,
BHP)
en una forma que elimina muchos de los problemas de perforación y estabilidad del pozo
que son inherentes a las técnicas de perforación convencional.
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MPD (Managed Pressure Drilling) 31
Fig. 1.12: Sistema cerrado para la perforación a presión de fondo constante
Fuente: Weatherford
El evitar influjos de formación a la superficie es también un objetivo de la
perforación convencional, influjo que en esta técnica se denomina generalmente amago.
Debido a que la perforación bajo balance (UBD) favorece el influjo de los fluidos de
formación al pozo, es que la perforación a presión controlada (MPD) se encuentra más
alineada con la perforación convencional.
La mayor dificultad con la perforación convencional es que típicamente para
mantener bajo control el pozo la presión hidrostática ejercida por la columna del fluido de
perforación debe ser mayor a la presión de fondo de pozo tal que:
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PERFORACIÓN MEDIANTE EL CONTROL DE LA PRESIÓN DE FONDO DE POZO
MPD (Managed Pressure Drilling) 32
PHyd > PBH
Cuando las bombas de lodo son activadas después de que se realizo alguna
operación
o
se
tuvo
que
cerrar
el
pozo
por
razones
de
seguridad,
una
nueva
presión
se
añade a la presión hidrostática; esta es la presión en el anular debida a la fricción, esta
causa un aumento dramático en el riesgo de perdida de circulación.
PHyd + PAF >> PBH
Como en la perforación convencional, con la técnica MPD se intenta perforar
dentro
de
la
ventana
de
perforación
sin
comprometer
la
línea
de
presión
de
poro/estabilidad del pozo a la izquierda y el gradiente de fractura a la derecha. Otra
manera de expresar esta relación es:
PWBS ≤PPP ≤PHyd ≤PDS ≤PLC ≤PFrac
Donde:
PWBS es la
presión
de
estabilidad
del
pozo
PPP es la presión de poro
PHyd es la presión hidrostática del pozo
PDS es la presión de pegamiento diferencial
PLC es la perdida de circulación
PFrac es la presión de fractura de la formación
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MPD (Managed Pressure Drilling) 33
1.5 MÉTODOS DEL MPD
Existen dos enfoques básicos para utilizar la técnica MPD; reactivo y proactivo.
1.5.1 MPD reactivo
El MPD
reactivo
utiliza
métodos
y/o
equipo
como
una
contingencia
para
mitigar
problemas de perforación. Típicamente, el pozo se planea convencionalmente y el
equipo/procedimientos de MPD se ejecutan en condiciones no esperadas, equipo como el
dispositivo de control rotativo (RCD) que es una herramienta de reacción altamente
efectiva que puede ser usada para mitigar el escape de fluidos del pozo a superficie. Este
método es descrito a veces como una variación de HSE (Health Safety Environmental).
1.5.2 MPD proactivo
El MPD proactivo utiliza métodos y/o equipos para controlar activamente el perfil
de presión anular a través de la perforación. Este enfoque utiliza un amplio rango de
herramientas disponibles para controlar mejor el asentamiento de cañería, mejor control
de los requerimientos de densidad y costo de lodos, y un control más fino de la presión
para proveer advertencias más avanzadas de incidentes potenciales de control de pozo.
Todo esto lleva a más tiempo perforando y menos tiempo desperdiciado en actividades
NPT.
1.5.3 Variaciones del MPD
Existen muchas variaciones de la técnica de perforación MPD, las relevantes con la
perforación en tierra son:
1. Control del flujo de retorno (Returns flow control)
2. Perforación a presión de fondo constante (CBHP)
3. Perforación con tapón de lodo presurizado (Pressurized Mud cup drilling)
4. Método de perforación con gradiente doble (Dual – Gradient)
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MPD (Managed Pressure Drilling) 34
La descripción de cada una de estas variaciones se presenta más adelante en el capitulo II.
1.6 CRITERIOS SOBRE HIDRÁULICA DE PERFORACIÓN
Como ya se dijo con anterioridad, la técnica MPD permite el control de la presión
en fondo pozo, por la aplicación de una contrapresión que es regulable a mediada que las
bombas se detengan o reactiven; lo que permite la casi eliminación de problemas
relacionados con la puesta en marcha de las bombas y el incremento de la presión de
fondo pozo en esta operación.
1.6.1 Estabilidad de pozo
La inestabilidad de pozo (PWBS) ocurre cuando la presión hidrostática de la columna
de lodo es insuficiente para mantener la integridad del pozo, causando el
derrumbamiento del pozo.
PWBS > PHYD o PWBS > PHYD + PAF
Otro mecanismo para la inestabilidad del pozo es la exposición intermitente de la
formación a un ciclo de presión causado por la parada y reinicio de las bombas de lodo.
1.6.2 Pegamiento diferencial
La condición de sobre balance es quizás el factor que contribuye en mayor medida
al pegamiento de la cañería de perforación, donde la presión ejercida por la columna del
lodo de perforación es mayor que la presión de formación.
Cuando
la
sarta
de
perforación
esta
centrada
en
el
pozo,
la
presión
hidrostática
es
igual en todas direcciones, pero cuando la sarta de perforación entra en contacto con el
revoque de la pared opuesta de una formación permeable de menor presión de poro, la
sarta de perforación puede atascarse o pegarse al revoque de la pared del pozo. Entonces
una fuerza hidráulica actúa sobre la porción aislada de la sarta, por cada pulgada cuadrada
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MPD (Managed Pressure Drilling) 35
aislada por el revoque, existe una fuerza de confinamiento de la presión hidrostática
diferencial conocida como el mecanismo de pega diferencial.
1.6.3 Perdida de circulación
La perdida de circulación puede ser definida como la perdida de lodo en la
formación, esta perdida ocurre cuando la presión hidrostática del fluido de perforación
excede el gradiente de fractura de la formación.
Figura 1.13: Perdida de circulación
Fuente: MI Swaco Handbook
La
condición
de
sobre
balance
es
la
principal
causa
de
perdida
de
circulación,
allí
donde la presión de la columna de lodo sobrepasa la presión de fractura. Con el uso de la
técnica MPD se evita en gran manera un sobre balance que podría derivar en un
fracturamiento de la formación y posterior perdida de circulación, esto se logra con el
control activo del perfil hidráulico de perforación.
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MPD (Managed Pressure Drilling) 36
1.6.4 Incidentes de control de pozo
Los incidentes de control de pozo se desarrollan cuando la presión de pozo es
menor a la presión de formación, lo que ocasiona un influjo de fluidos de formación al
pozo causando problemas en superficie; la condición de sobre balance puede también
crear las condiciones para el influjo de fluidos de formación al pozo cuando por exceso de
la hidrostática se produzca una perdida de circulación en determinada formación y de no
controlarse la caída de nivel del lodo podría llevar a una situación de influjo al pozo por la
insuficiente presión ejercida por la columna ya disminuida.
Otra circunstancia para problemas de control de pozo seria el efecto de pistoneo
creado por jalar la herramienta embotada y crear una diferencial de presión en fondo
pozo que ocasionaría el influjo de fluidos de formación hacia el pozo.
En ambos casos descritos arriba, de no intervenir en el influjo de fluido en tales
situaciones, este podría crecer a tal punto de ocasionar un amago de reventón y en
situaciones críticas esta podría llevar a un reventón.
En muchas aplicaciones de la perforación con manejo de la presión (MPD), el pozo
es cerrado para tolerar la presión, con esto la presión de fondo pozo puede ser controlada
mejor con una contrapresión impuesta por un fluido incompresible junto con la presión
hidrostática del lodo y la presión por fricción en el anular.
PBH = PHYD + PAF + PBACK
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MPD (Managed Pressure Drilling) 37
CAPITULO II
EQUIPO Y VARIACIONES DE LA PERFORACIÓN CON MANEJO DE LA PRESIÓN (MPD)
2.1 EQUIPO PARA LA PERFORACIÓN MPD
La perforación con MPD requiere de ciertos equipos para el control de la presión
anular. La mayoría de las variaciones del MPD utilizan un sistema cerrado; un dispositivo
de control rotativo (RCD), una válvula sin retorno en al menos un tubo de la sarta y un
choque manifold de perforación. Los RCD’s se encuentran especificados en la norma API
16RCD y los manifolds en la norma 7NRV.
2.1.1 Cabeza rotativa
La localización típica del RCD (Figura 2.1) es sobre el preventor anular; esto
significa que su uso no reemplaza al preventor anular sino brinda al BOP mayor rango de
operaciones y flexibilidad. El diseño del RCD sigue consideraciones específicas para cada
caso, como ser:
• La geometría de la subestructura del mástil
• Elementos sellantes
•
Simple
• Doble
•
Tipo de presión
• Estática
• Dinámica
•
Conexión a bridas
• Preferencia de la operadora
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MPD (Managed Pressure Drilling) 38
Una buena parte de los RCD tienen un rango de operación de 3000 psi de presión o
más; pero se recomienda mantener una diferencial de presión de 200 a 300 psi a lo largo
del RCD (según la norma 16RCD) para operaciones de MPD, esto con el fin de:
• Reacciones más rápidas ante situaciones de control de pozo
• Longevidad de los elastómeros del RCD
Figura 2.1: Dispositivo de Control Rotativo (Rotating Control Device, RCD)
Fuente: AT BALANCE
2.1.2 Válvula sin retorno
Las válvulas sin retorno son válvulas de un solo sentido que previenen el flujo
aguas abajo en la sarta de perforación. Algunas de las válvulas sin retorno más comunes
son:
• Válvula de chapaleta (Figura 2.2)
• Válvula de embolo (Figura 2.2)
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MPD (Managed Pressure Drilling) 39
Figura 2.2: Válvula de chapaleta y embolo respectivamente
Fuente: Gas Research Institute
2.1.3 Choke Manifold de perforación
El uso del manifold para la perforación MPD (Figura 2.3) se recomienda solo
cuando se tiene incidentes de control de pozo. Este puede ser manual, automático o semi
– automático.
Figura 2.3: Choke Manifold de perforación para el sistema MPD
Fuente: AT BALANCE
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MPD (Managed Pressure Drilling) 40
2.1.4 Equipo opcional
El uso de equipo opcional mejora la ejecución de las variaciones del MPD, usando
las herramientas apropiadas dentro de los confines de la ventana de perforación permite
una construcción del pozo sin invitar un influjo no deseado.
Dentro del equipo opcional usado por el MPD se tiene:
• Microprocesador
• Bomba de contrapresión (Figura 2.4)
• Medidor de flujo (Figura 2.5)
•
Separadores
(Figura
2.6)
Figura
2.4:
Bomba
de
contrapresión
Fuente: AT BALANCE
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MPD (Managed Pressure Drilling) 41
Figura 2.5: Medidor de flujo
Fuente: AT BALANCE
Figura 2.6: Separador
Fuente: MI Swaco
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MPD (Managed Pressure Drilling) 42
2.2 VARIACIONES DEL MPD
Como ya se dijo la técnica MPD tiene sus orígenes y aplicación en la perforación costa
fuera, con una gran variedad de técnicas derivadas del MPD; su aplicación a la perforación
en tierra contempla las siguientes variaciones:
•
Control del flujo de retorno
• Perforación a presión de fondo de pozo constante
•
Perforación con tapón de lodo presurizado
• Perforación con gradiente doble
Estas
se
describen
a
continuación.
2.2.1 Control del flujo de retorno
Cuando se perfora en un ambiente peligroso, es decir con altas concentraciones de
gases tóxicos o cuando se utiliza fluidos de perforación peligrosos en un sistema de
retorno de fluido abierto a la atmosfera más el agravante de la posibilidad de enfrentar
amagos de reventón, existe un riesgo evidente para el personal de perforación y el medio
ambiente.
La eficiencia de perforación debe mantenerse sin incurrir en situaciones de
exposición a riesgo al personal y medio ambiente. Para tal efecto se deben ejecutar
procedimientos para la minimización de tales riesgos.
La perforación con control del flujo de retorno viene a aplicarse en estos casos
para minimizar
los
riesgos;
esta
variación
del
MPD,
también
llamada
HSE
MPD
(Health
Safety Environmental MPD), usa un sistema cerrado para manejar el retorno del anular
que contiene fluidos peligrosos.
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MPD (Managed Pressure Drilling) 43
Con la simple instalación de un dispositivo de control rotativo (RCD), válvulas de
retención en la sarta de perforación y un manifold; se lograra una perforación más segura
con el manejo seguro de los fluidos tóxicos en este sistema cerrado. Cualquier retorno de
gas es manejado en el sistema desgasificador convencional de la torre.
2.2.1.1 Características, ventajas y beneficios
• Total contención de todos los retornos del anular, previniendo la emisión de gases
tóxicos a la atmosfera.
• Control del gas entrampado en el lodo y su manejo con el sistema convencional de
manejo
de
gas
del
equipo
de
perforación.
• Cuando se opera en cercanías a zonas pobladas, se evita la contaminación por
gases tóxicos del aire.
2.2.2 Perforación a presión de fondo constante
La perforación a presión de fondo de pozo constante (CBHP, Constant Bottomhole
Pressure) implica
la
perforación
con
el
control
constante
de
la
presión
de
fondo
de
pozo;
aunque su objetivo principal es el de controlar las zonas más conflictivas con anomalías en
la presión de formación expuesta en la perforación.
Este método utiliza un fluido de perforación más liviano de lo “normal” por lo que
en condiciones estáticas la columna de lodo de hecho permanece estáticamente bajo
balance, es decir, con una presión menor a la de la formación; el influjo de fluidos se evita
con el
incremento
de
la
presión
por
fricción
en
el
anular:
PHyd + PAF = PBH
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MPD (Managed Pressure Drilling) 44
Durante las conexiones se mantiene constante la presión de fondo con la
aplicación de contrapresión:
PHyd
+ PBack
= PBH
La aplicación de la contrapresión se logra mediante el choke manifold de
perforación o mediante una bomba como se muestra en la Figura 2.7. La perforación con
CBHP es una de las muchas variantes de MPD que permite “hacer un equilibrio” entre la
presión de poro y la presión de fractura. El objetivo es perforar con un fluido más liviano
que el que se utilizaría convencionalmente y mantener constante la presión de fondo de
pozo
(bottomhole pressure,
BHP)
independientemente
de
que
el
fluido
se
mantenga
estático ó esté circulando. La disminución de presión en el anular cuando el fluido no está
circulando es contrarrestada por una contrapresión aplicada en superficie.
Figura 2.7: Esquema de la bomba de contrapresión
Fuente: AT BALANCE
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MPD (Managed Pressure Drilling) 45
Un dispositivo de control rotatorio (rotating control device, RCD), es instalado
sobre la válvula preventora de surgencia (blowout preventer , BOP) y un múltiple de
estrangulación (choke manifold ) adicional permiten realizar este control. De hecho, el
cambio en la BHP que se produce a partir de la densidad equivalente de circulación (DEC)
durante la perforación convencional se traslada a la superficie. En otras palabras en la
variante CBHP, se reduce la densidad del lodo reemplazándose dicha disminución de
densidad por contrapresión anular aplicada en superficie (Figura 2.8).
Al realizar las conexiones las bombas de lodo se detienen y el estrangulador se
cierra para aplicar contrapresión en superficie. En el fondo del pozo la presión se
mantiene constante.
El resultado final es que, a medida que avanza la perforación del pozo ó se circula
el mismo para limpiarlo, el valor estático de la BHP no se modifica. La perforación se
puede realizar con menos DEC que en los pozos perforados convencionalmente, es menos
probable que se supere la presión de fractura de la formación, no se producen pérdidas y
la sección de pozo abierto se puede perforar a una mayor profundidad; tampoco se
promueve el influjo de fluido de formación ya que la BHP estática proyectada se
encuentra por encima de la presión poral de la formación. El pozo en ningún momento
está en una situación de desbalance.
El MPD en su variante CBHP permite un asentamiento más profundo de los zapatos
de las tuberías de revestimiento y puede, en última instancia, reducir la cantidad total de
tuberías necesarias para alcanzar la profundidad final del pozo (PF). Esta ventaja entonces
permite
alcanzar
la
PF
con
un
diámetro
de
pozo
lo
suficientemente
grande
para
asegurar
los objetivos de producción del mismo.
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Figura 2.8: Comparación entre la perforación convencional y la variante CBHP del MPD
Fuente: Weatherford
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MPD (Managed Pressure Drilling) 47
2.2.2.1 Características, ventajas y beneficios
• La contrapresión aplicada al anular es controlada en superficie utilizando un
estrangulador, lo que significa que no se producen los cambios que suelen
producirse en
la
BHP
al
operar
las
bombas
de
lodo
para
circular
y continuar
la
perforación.
• Ya sea que la columna de lodo esté en condición estática ó dinámica la BHP es
constante y puede mantenerse más fácilmente dentro de límites seguros cuando
hay un margen estrecho entre gradiente de presión de poro y la presión de
fractura.
• La capacidad de “hacer equilibrio” entre el gradiente de presión poral y la presión
de fractura con mayor precisión significa que la sección del pozo se puede perforar
a una mayor profundidad antes de cambiar la densidad del lodo de perforación y
de asentar el revestimiento.
•
La incertidumbre relacionada con la estimación de la presión de poro a menudo
asociada con la perforación de pozos profundos de alta temperatura y presión
(HTHP)
y
con
características
geológicas
complejas
tales
como
los
entornos
sub‐
salinos, puede acomodarse fácilmente mediante un simple ajuste de la
contrapresión aplicada en superficie.
•
El asentamiento más profundo de los zapatos de las tuberías de revestimiento
ayuda a asegurar que se pueda perforar el pozo hasta la PF en el tamaño de pozo
programado. A medida que se avanza en la perforación del pozo ó se circula para
limpiarlo la BHP se mantiene más cerca de la presión de poro que con la
perforación convencional. La reducción de la presión en la cara de corte del
trepano mejora la velocidad ó tasa de penetración (rate of penetration, ROP).
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Figura 2.9: Comparación de la variación de la BHP en la perforación convencional y la
variante CBHP.
Fuente: Weatherford
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MPD (Managed Pressure Drilling) 49
• A medida que se realizan las conexiones de la tubería de perforación la
contrapresión aplicada al anular en superficie mantiene la BHP para controlar el
influjo de fluidos.
•
Mantener una
BHP
constante
permite
reducir
las
variaciones
de
presión
que,
de
lo
contrario, generarían inestabilidad en el pozo.
• Al restablecer la circulación, el manejo de la contrapresión anular asegura que no
se supere el gradiente de fractura y que no se generen pérdidas.
• Realizar la perforación con un fluido más liviano de lo que indicaría la opinión
convencional redunda en un aumento notable de la velocidad ó tasa de
penetración.
2.2.2.2 Descripción operativa
• Realizar una operación de MPD con CBHP por primera vez puede parecer
desalentador por la complejitud que aparenta la operación del equipo necesario,
pero es más sencillo de lo que se puede imaginar. Weatherford y Halliburton son
algunas de las empresas de servicios con mayor experiencia en el desarrollo e
implementación de esta técnica; estas compañías brindan asesoramiento y
orientación a través de sus expertos en ingeniería de perforación en lo que
respecta a la planificación y programación de los pozos así como en la ejecución en
locación.
•
Weatherford, por ejemplo, asiste durante la fase de planificación de una sección
de pozo con CBHP con un modelo de flujo hidráulico. Este modelado determina el
rango de
contrapresión
a aplicar
en
superficie
para
mantener
una
BHP
constante.
Es fundamental determinar la contrapresión máxima necesaria para lograr un
sobre‐balance aceptable durante las conexiones de la tubería de perforación.
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MPD (Managed Pressure Drilling) 50
• El montaje de los equipos para MPD con CBHP varían en función de las
características de las aplicaciones, el tipo de equipo y el entorno operativo; no
obstante, los componentes fundamentales del sistema siguen siendo los mismos:
un RCD adecuado, un múltiple de estrangulación adicional y válvulas de flotación
para la sarta de perforación.
•
Al utilizar la MPD con CBHP, estos componentes se montan y prueban antes de
comenzar la perforación en la zona de riesgo prevista. Una vez montados los
componentes, la transición al modo CBHP se puede realizar rápidamente a fin de
evitar que se produzcan situaciones inesperadas con pérdidas extremas.
•
Algunas mejoras
opcionales
para
el
MPD
con
CBHP
incluyen:
válvulas
de
retención
para evitar el influjo de fluidos de formación por directa, así como el uso de
programas especializados para el control de la BHP; software como DataPro™ para
mejorar el manejo de la presión de fondo de pozo y de superficie de Weatherford y
Geobalance de Halliburton.
•
Se adoptan las prácticas estándar de perforación y control de pozo y los únicos
cambios son los relacionados con el manejo proactivo de la contrapresión anular y
pequeñas modificaciones en los procedimientos de conexión y desconexión de la
sarta de perforación.
• Cuando se utiliza MPD variante CBHP, la contrapresión anular se ajusta para
asegurar que la BHP se mantenga constante. El monitoreo continuo de las
presiones del sistema de circulación de fluidos (en superficie y fondo de pozo)
informa sobre la necesidad de efectuar ajustes de control.
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2.2.3 Perforación con tapón de lodo presurizado (Pressurized Mud Cap Drilling)
La perforación con tapón de lodo presurizado PMCD ( pressurized mudcap drilling)
resuelve el problema de las pérdidas de lodo en las fracturas, cavernas u otros posibles
riesgos de perforación cuando hay pérdidas de circulación. Al utilizar PMCD, se bombea un
lodo pesado y viscoso por el anular y ese lodo funciona como un tapón sobre la zona de
pérdida de circulación (Figura 2.10). Luego, se utiliza un fluido de perforación “de
sacrificio” de bajo costo (como el agua de mar) para perforar la zona de perdida. La
perforación se agiliza con un fluido liviano, y tanto el fluido de sacrificio como los recortes
terminan en la zona de pérdida de circulación; no se producen problemas de eliminación
de los recortes ni de gases nocivos que alcancen la superficie. En muchos casos, los
recortes y el fluido de perforación también ayudan a estabilizar la formación.
Figura 2.10: Perforación con tapón de lodo presurizado
Fuente: Weatherford Magazine
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2.2.3.1 Características, ventajas y beneficios
• La introducción de un tapón de lodo presurizado permite la perforación de zonas
peligrosas con un fluido de sacrificio barato, como por ejemplo el agua.
• La perdida del fluido de sacrificio de bajo costo es aceptable en comparación con la
perdida de fluido densificado de alto costo.
• Dependiendo de las características de la zona peligrosa, los recortes de perforación
pueden ser simplemente inyectados dentro de tal zona, eliminando la necesidad
de limpiar y disponer de estos en superficie. Una característica negativa se
convierte ahora en positiva.
• Un fluido más liviano es utilizado para perforar en adelante, esto significa que el
ROP se incrementa, se ahorra en tiempo de torre, lodos costos no se incrementan,
la pega diferencial se elimina y se logra una significante reducción de costos
totales.
• A pesar de la existencia de perdidas casi totales, el control de pozo se mantiene
con la incorporación del RCD instalado sobre el BOP, junto con un choke adicional;
esta ventaja permite un manejo proactivo de la contrapresión en el anular.
• Con la incorporación de válvulas flotadoras sobre el arreglo de fondo (BHA)
permite realizar las conexiones de enrosque y desenrosque mientras se mantiene
una contrapresión en el anular y se previene el efecto “U” del fluido.
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Figura 2.11: Ilustración de presión vs. profundidad de la variante PMCD.
Un fluido de alta densidad “tapón de lodo” se posiciona alrededor de la sarta. Un RCD y
un choke permiten el control de la contrapresión en superficie mientras se perfora con
un fluido más liviano y menos costoso. Perdidas dentro de la zona peligrosa son
aceptadas.
Fuente: Weatherford
2.2.4 Método de perforación de doble – gradiente (Dual – Gradient)
La variante doble – gradiente del MPD permite la perforación de pozos con el uso
de dos diferentes gradientes de fluido en el anular, como se logra esto depende del
ambiente en
el
cual
se
perfore.
Las
técnicas
para
alcanzar
un
gradiente
doble
incluyen
la
inyección de un fluido de baja densidad a través de una cañería parasitaria sobre un fluido
de mayor densidad en el anular. En todos los casos el objetivo principal es el de controlar
la BHP dentro de un predeterminado rango sin cambiar el peso base del fluido de
perforación.
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MPD (Managed Pressure Drilling) 54
Figura 2.12: Ilustración de la presión vs. Profundidad de la variante Dual – Gradient
La instigación intencional de un doble gradiente en el pozo mitiga peligros causados por
incrementos rápidos de presión o reduce radicalmente la BHP aplicada.
Fuente: Weatherford
2.2.4.1 Características, ventajas y beneficios
• La perforación con doble – gradiente presenta la oportunidad de ajustar el peso
equivalente del lodo y la presión efectiva de fondo tanto como 0.5 ppg
equivalentes o más, sin tener que incurrir en demora por cambiar la densidad del
lodo.
• Esta técnica puede ser utilizada con otras variantes del MPD como el PMCD y
CBHP.
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MPD (Managed Pressure Drilling) 55
2.3 FUTURO DE LA PERFORACIÓN A PRESIÓN CONTROLADA
Como se dijo la perforación a presión controlada tubo su aplicación inicial en la
perforación costa fuera; su aplicación en tierra aun es limitada y de las muchas variaciones
que existen de esta en costa fuera, en tierra solo fueron practicadas cuatro variaciones. De
estas la técnica de perforación con presión de fondo constante ha sido utilizada por
primera vez en América del sur en Argentina, con la perforación del pozo Ramos XP – 1012
el año 2008 por la compañía Pluspetrol y la dueña de la tecnología Weatherford. Su éxito
demuestra y comprueba los beneficios potenciales que ofrece esta técnica, haciéndola
una opción respetable frente a otras cuando se diseñe la perforación de un determinado
pozo.
El reto para el futuro del MPD esta en convencer a la industria sobre los beneficios
que ofrece esta, y la mejor manera para hacerlo es que las compañías utilicen esta técnica
y comprueben su aplicación técnica y económica.
Otro reto para la perforación con manejo de la presión es que las compañías
piensan que las técnicas convencionales que han usado hasta ahora trabajan lo
suficientemente bien para arriesgarse en la utilización de técnicas más nuevas. Lo mismo
sucedió cuando las técnicas de perforación horizontal y la perforación bajo balance fueron
por primera vez introducidas en la industria como técnicas de perforación. Entonces, la
técnica MPD solo necesita de tiempo para ser aceptada como un método regular de
perforación.
Una compañía puede también ver la historia de un campo para determinar si la
utilización del MPD ayudaría a la compañía; mirando la historia del campo y observando el
NPT
(Tiempo
no
productivo)
regular
desperdiciado
en
un
campo
determinado.
Un
estudio
estadístico – económico mostrara como el uso de la técnica del MPD puede reducir estos
problemas y mejorar la economía del pozo y así hacer que las compañías cambien a la
perforación con manejo de la presión.
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MPD (Managed Pressure Drilling) 56
CAPITULO III
ANÁLISIS PARAMÉTRICO DE LA HIDRÁULICA DE PERFORACIÓN CUANDO SE PERFORA
CON LA TÉCNICA MPD
3.1 GENERALIDADES
La hidráulica en la perforación con la técnica MPD no varia en comparación con la
perforación convencional, en lo que respecta a las ecuaciones básicas para su diseño y
elaboración (las ecuaciones implicadas en la hidráulica de perforación se detallan en el
anexo), con la salvedad que en la perforación con la técnica MPD se presta mas atención
en determinados parámetros que se explican mas adelante.
Existen muchos parámetros que juegan su parte en el control de la presión de
fondo durante el flujo del lodo; las presiones de pozo son afectadas por la densidad del
lodo, propiedades reológicas, caudales de inyección, transporte de recortes, influjos
mientras se perfora, el choke, geometría del pozo y la configuración de la sarta de
perforación. Los efectos de estos parámetros en la presión de pozo son diferentes pero
interactúan uno con otro. Por lo tanto se debe tener consideración especial cuando se
este seleccionando cual de estos parámetros debe ser ajustado para manejar la presión de
pozo en cualquier situación particular.
Un buen entendimiento de estos parámetros es esencial para el buen diseño de las
operaciones de la técnica MPD; esto es especialmente importante al hablar de la reología
del lodo, pues esta tiene gran influencia sobre la variación de la presión de pozo en
cualquier
operación
de
MPD,
así
pues,
la
mayoría
de
los
fluidos
de
perforación
(WBM,
SBM y OBM) tienen un yield point mayor a cero lo que implica una variación de la presión
de fondo pozo cuando el lodo este reiniciando su circulación o cuando este apunto de
detenerse; estos cambios repentinos hacen difícil minimizar las variaciones de la presión
de fondo de pozo.
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MPD (Managed Pressure Drilling) 57
3.2 PARÁMETROS CONTROLABLES
Cuando se realiza la preparación para la perforación con MPD se debe poner
atención en la selección de todos los parámetros que pueden ser controlados y hacen la
mayor diferencia. Cuando se perfore o diseñe el MPD, se debe realizar un seguimiento de
la interacción entre todos los parámetros controlables durante todo el proceso.
3.2.1 Ventana de perforación
La ventana de perforación (Figura 3.1) comúnmente no se considera un parámetro
controlable, pero una manera de hacerlo es a través de la geometría del pozo más
específicamente, la selección de la profundidad de asentamiento es el principal factor
para el control de la ventana de perforación.
Figura 3.1: Ventana de los márgenes de presión de operación
Fuente: AADE
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MPD (Managed Pressure Drilling) 58
3.2.2 Geometría del pozo
Otro ejemplo de parámetro que es analizado antes de la planeación del MPD es la
geometría del pozo. La geometría, incluyendo la trayectoria, diámetros del pozo y la
configuración de la sarta afecta cada uno de los otros parámetros en maneras que pueden
no ser obvias con solo un análisis superficial.
Aunque los efectos más obvios de la geometría de pozo están en la fricción
hidrodinámica y la cabeza hidrostática, el espacio en el anular puede incrementar o
disminuir la fricción del fluido moviéndose a través de esta. La inclinación del pozo,
especialmente en pozos horizontales, puede causar que las largas secciones del pozo
estén expuestas a la misma presión hidrostática. Un efecto frecuentemente pasado por
alto y olvidado es el impacto de la contrapresión en el anular en la superficie cuando el
pozo es vertical vs. Horizontal; tal contrapresión tendrá una densidad equivalente mayor a
profundidades verticales someras que en horizontes más profundos.
El efecto de la geometría en algunos casos es perjudicial para el control de la
presión en el anular mientras en otros casos la misma geometría puede probar ser
beneficiosa para el control de la presión en anular. Desafortunadamente, la geometría es
frecuentemente establecida por agentes externos al proceso de perforación, entonces
otros parámetros tendrán que ser ajustados durante la perforación para compensar la
geometría.
3.2.3 Densidad del lodo
Este es el parámetro comúnmente más controlado en cualquier operación de
perforación,
así
como
lo
es
en
especial
en
proyectos
de
la
técnica
MPD.
Cuando se este definiendo la ventana de perforación, resulta practico pensar en
términos de densidad del fluido; pues esta brindara pautas para la construcción de las
curvas en la ventana de perforación. Además, es importante un entendimiento cabal de
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MPD (Managed Pressure Drilling) 59
las siguientes densidades: densidad equivalente del lodo (EMW), densidad equivalente de
circulación (ECD), y más recientemente la densidad equivalente estática (ESD).
La EMW y la ECD son técnicamente las mismas, a pesar que con frecuencia se hace
referencia a la EMW cuando se piensa en términos de una condición hidrostática de la
presión de fondo de pozo y se hace referencia a la ECD cuando se piensa en términos de
una condición dinámica de circulación. Ambos términos incluyen el efecto de la
contrapresión en la superficie de fricción generado por el movimiento del fluido.
Perforadores experimentados que usan lodos base aceite y base sintético, han
dado a conocer recientemente que los fluidos mencionados experimentan condiciones de
compresibilidad bajo ciertas condiciones de profundidad y temperatura; la densidad
efectiva del fluido en fondo pozo puede ser 0.5 ppg mayor que la densidad medida en los
tanques de lodo en superficie. Para explicar esta compresibilidad, el termino ESD ha
venido en boga. La ESD, usada correctamente, explicara todos los elementos que actúan
en el cambio de la cabeza efectiva hidrostática del fluido, incluyendo la contrapresión,
pero expandiendo el criterio para explicar no solo la compresibilidad sino también el
aporte de recortes.
Si todos los recortes no son removidos del pozo antes de realizar una conexión por
ejemplo, los efectos de la concentración de los recortes en la densidad efectiva deben ser
tomados en cuenta.
3.2.4 Rata de circulación y limpieza del pozo
El
efecto
de
la
concentración
de
recortes
en
el
torque,
arrastre
y
pega
de
tubería
e
incluso la reología ha sido apreciado durante décadas, pero en los últimos años el
personal de perforación ha empezado a apreciar de manera más completa los efectos que
tienen la concentración de recortes en la presión efectiva a lo largo del anular. La mayoría
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MPD (Managed Pressure Drilling) 60
de los modelos reológicos ignoran tal efecto o tratan de enfrentarlo con el uso de alguna
correlación empírica.
El efecto de la velocidad de circulación en la concentración de los recortes y la
presión de fondo pozo (BHP) se muestra en la Figura 3.2, a medida que la velocidad de
circulación del lodo incrementa el BHP decrece. La concentración de recortes en el anular
decrece al mismo tiempo, y este efecto es de hecho la principal razón de la reducción del
BHP.
Figura 3.2 Efecto de la velocidad de inyección en la concentración de recortes y la
presión de fondo de pozo (BHP)
Fuente: IADC/SPE
Al final
la
concentración
de
recortes
alcanza
el
nivel
bajo
el
cual
tiene
un
efecto
casi nulo en el BHP. Una vez que este nivel es alcanzado, el incremento continuo de la
velocidad de inyección causa un incremento del BHP, este efecto es causado por la
predominancia de la fricción dinámica sobre los otros efectos de la circulación. El
incremento repentino del BHP en la Figura 3.2 es aparente entre los 420 y 450 gpm y es
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MPD (Managed Pressure Drilling) 61
causado por la transición de flujo laminar a turbulento en el anular; la ausencia o
presencia de lo antes mencionado esta directamente relacionado con la base reológica del
fluido circulante.
Figura 3.3: Efecto de la concentración de los recortes en la densidad equivalente de
circulación (ECD)
Fuente: IADC/SPE
El aporte de recortes para un pozo mostrado en la Figura 3.3 con el mismo fluido y
la misma velocidad de circulación, muestra que los recortes siempre contribuyen al
incremento del BHP (curva azul en la Figura 3.3) que si no hubiese recortes (curva rosada
de la Figura 3.3). Cuando la circulación es suficiente (velocidad de circulación mayor a 400
gpm en el caso de la Figura 3.3, las dos curvas en la figura son paralelas; pero cuando la
velocidad de circulación esta por debajo de la velocidad optima (400 gpm en este caso) la
curva azul muestra que la presión de fondo empieza a incrementar, mientras que la curva
rosada muestra una reducción de la presión de fondo con la reducción de la velocidad de
circulación. Esto indica que con una insuficiente velocidad de circulación, los recortes
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MPD (Managed Pressure Drilling) 62
comienzan a acumularse y resulta en una columna de fluido más pesada en el anular; y a
pesar que se puede seguir perforando con una velocidad de circulación menor a la optima,
la acumulación de recortes en el anular puede causar problemas de fondo y reducir la
eficiencia de la perforación.
Otros dos parámetros que están íntimamente relacionados con la limpieza de pozo
y la concentración de recortes son la excentricidad y la rotación de la sarta de perforación.
La excentricidad en este caso se refiere a cuan centrada esta la sarta en el pozo
durante la perforación; esto es afectado por la geometría del pozo, ya que la tubería de
perforación tiende a ser más excéntrica en un pozo horizontal o dirigido que en un pozo
vertical. Cuando la sarta no esta centrada, esta crea diferencias en la capacidad de
limpieza de recortes entre el lado “amplio” y el lado “estrecho” de la sarta con relación al
pozo. La excentricidad de la tubería también puede reducir la presión por fricción en el
lado “amplio” del pozo e incrementarla en el lado “estrecho” del pozo.
La rotación de la tubería de perforación resulta de dos efectos opuestos al mismo
tiempo; cuando la tubería de perforación es rotada, la velocidad absoluta de circulación
del fluido, se incrementa, tendiendo a incrementar la presión por fricción y por lo tanto el
ECD. Mientras esto pasa, la velocidad absoluta incrementada ayuda a transportar los
recortes más eficientemente, reduciendo el ECD. El efecto predominante será beneficioso
en la reducción del ECD, pero en ultima instancia dependerá del tamaño de los recortes y
la velocidad a la cual son generados (eso es, la rata de penetración, ROP). Mientras tanto,
el ingeniero de perforación no debe perder de vista los otros beneficios de la rotación de
la
tubería,
principalmente
la
reducción
del
torque
y
el
arrastre
que
generalmente
son
proporcionados por la rotación de la tubería de perforación.
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MPD (Managed Pressure Drilling) 63
Mientras el incremento de la velocidad de circulación ayuda a remover los recortes
del pozo, este parámetro es interdependiente con los otros parámetros mencionados,
pero es afectado en especial por la reología del fluido de perforación.
3.2.5 Reología
Las propiedades reológicas de los fluidos de perforación juegan papeles
importantes en el manejo de la presión del pozo. La mayoría de los lodos (base agua,
sintética o aceite) comúnmente usados en el campo tienen un YP diferente de cero, esto
causa variaciones repentinas de la presión cuando el fluido empieza a moverse
(incremento de la presión) o cuando el fluido esta por detenerse (reducción de la presión).
3.2.5.1 Punto Cedente o Yield Point (YP)
Punto cedente es el termino usado para medir la intersección de la fuerza de corte
en la ordenada debida a la relación del esfuerzo de corte (τ) y la velocidad de corte (γ) de
un fluido (esto significa que el YP es el esfuerzo de corte a velocidad de corte cero, como
se muestra en la Figura 3.4).
Figura 3.4: YP según Herschel‐Bulkley
Fuente: IADC/SPE
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MPD (Managed Pressure Drilling) 64
Algunos fluidos (como los fluidos Newtonianos y los de ley de potencia)
interceptan la relación del esfuerzo y velocidad de corte en el origen, es decir, tienen un
YP igual a cero. Pero, como la mayoría de los fluidos de perforación son no Newtonianos,
estos tienen un valor inicial de esfuerzo de corte a una velocidad de corte nula, esto es el
YP. El termino Yield Point fue introducido por primera vez con el modelo plástico de
Bingham, más tarde esta fue usada en conjunción con el modelo de Herschel – Bulkley
(también conocida como la Ley de potencia modificada).
Históricamente, el YP ha sido estimado como la diferencia entre la lectura a 300
RPM y la Viscosidad plástica (PV), esta última estimada como la diferencia entre la lectura
a 600 rpm y la lectura a 300 rpm del viscosímetro rotativo Fann. Esta aproximación fue
necesitada para realizar una estimación rápida y sencilla de las propiedades reológicas del
lodo en campo; desafortunadamente, excepto en raros casos, esta estimación es
usualmente sobrestimada, debido a que el YP esta definido como el esfuerzo de corte a
velocidad de corte cero, pero este puede ser mejor estimado usando lecturas más bajas
en el viscosímetro Fann, y cuando es calculado correctamente dará un valor algo menor
que la lectura de 3 rpm del viscosímetro.
Se ha aceptado como regla general que los fluidos de perforación son
representados mejor por modelo de Herschel – Bulkley que por cualquier otro de los tres
modelos (Newtoniano, Plástico de Bingham y Ley de potencia). Tal modelo es
representado por la siguiente ecuación:
Como se indica en la ecuación, para que el fluido se mueva (velocidad de corte
mayor a cero), el esfuerzo de corte debe ser mayor al YP, en otras palabras, cuando el
esfuerzo de corte es menor o igual al YP, el fluido se comporta como un solido.
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MPD (Managed Pressure Drilling) 65
El YP es similar al esfuerzo gel, pero la mayor diferencia entre el YP y el esfuerzo
gel en términos de hidráulica, es que el esfuerzo gel no existirá una vez el fluido se mueva
y el gel haya sido roto; mientras que el efecto del YP no desparecerá cuando el fluido se
este moviendo. La Figura 3.5 muestra la presión de bomba causada por el esfuerzo gel y el
YP al inicio del bombeo. Como indica el cuadro derecho de la Figura 3.5, la presión de
surgencia causada por el esfuerzo gel al empiezo del bombeo desaparece rápidamente,
mientras la presión de surgencia causada por el YP no lo hace (grafica izquierda).
Figura 3.5: Efecto del YP y el esfuerzo gel en la presión de bombeo
Fuente: IADC/SPE
La presión de surgencia creada por el YP debe ser considerada en cada conexión
mientras se perfora, y también debe considerarse implicaciones cuando se este sacando la
sarta del pozo, especialmente si el lodo en el pozo esta hidrostáticamente bajo balance.
3.2.6 Presión en el choke
La manipulación del choke para el control de la presión en fondo pozo tiene su
génesis en aplicaciones de control de pozo. El control de la presión del choke (o
contrapresión, o presión anular superficial) durante la perforación con manejo de la
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MPD (Managed Pressure Drilling) 66
presión (MPD) normalmente se requiere solo cuando el lodo en el pozo esta
hidrostáticamente bajo balance. En algunos casos el control de la presión en el choque
será requerido durante las conexiones o algunas porciones de viaje, pero en algunas
aplicaciones especiales el control de la presión del choke puede requerir manipulación
durante la circulación mientras se perfora. Estos casos están muy cercanos con la
perforación bajo balance.
En un sentido histórico, el control de la presión del choke estaba ligado
directamente con el control de la presión de la tubería de perforación, o la presión en el
standpipe. Para el MPD la presión de choke será controlada basada en la presión de fondo
de pozo (BHP), y si un dispositivo PWD esta presente en la sarta, esas medidas pueden ser
usadas para controlar la presión del choke, pero cuando una herramienta PWD es una
herramienta de pulso de lodo, ni las medidas del PWD ni de la tubería de perforación
estarán disponibles durante el control actual de presión (durante una conexión).
Consecuentemente, la interacción entre la presión de choke y todos los otros parámetros
controlables tendrán que ser advertidos y controlados mientras la presión de choke esta
siendo manipulada.
El control de la presión anular es la manera más simple y común utilizada para
mantener la presión de fondo constante, el objetivo original del MPD.
3.3 DURANTE LA EJECUCIÓN DEL MPD
Durante la ejecución del MPD, muchos parámetros, en adición con los
mencionados, pueden y deberían ser monitoreados donde sea posible. Los parámetros
descritos
hasta
ahora
pueden
ser
pensados
en
forma
más
simple
como
categorías
de
parámetros. En última instancia, la única categoría verdadera es el control del EMW. Este
nivel de control requiere un entendimiento no solo de cada parámetro individual sino
también de la interdependencia de todos los parámetros.
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MPD (Managed Pressure Drilling) 67
El MPD es simplemente la aplicación de esta interdependencia para manipular la
presión anular y mantener la presión de fondo de pozo constante (CBHP). En un pozo
horizontal, la presión de fondo de pozo a lo largo de la sección horizontal alcanzara un
valor constante cuando el pozo este estático; cualquier contrapresión aplicada en
superficie tendrá el mismo efecto en cada punto de la sección horizontal debido a que el
TVD es el mismo, pero cuando la circulación se reinicie, el ECD será más alto en el trepano
y cualquier contrapresión aplicada en superficie, se sentirá como un aumento del EMW
mas cerca de la superficie que en el trepano. Las consecuencias de estos efectos de la
geometría es que lo mejor que podemos esperar es una presión de fondo constante en un
determinado punto. Los esfuerzos para controlar la presión de fondo deben ser dirigidos a
mantenerse dentro de la ventana de perforación más que en mantener la presión de
fondo constante.
3.3.1 Durante la perforación
Existen tres componentes principales para crear una presión de fondo constante
durante las operaciones de perforación: la densidad de la columna de fluido, la presión de
choke en superficie y la presión debida a la fricción a lo largo del anular. Estos tres
componentes son controlables e interdependientes con los otros parámetros.
Inmediatamente antes de la perforación, el principal medio para el control del BHP
será a través del ajuste de la densidad del fluido. Durante la perforación, la densidad del
fluido puede ser más alterada, pero el medio más rápido para el control será mediante el
cambio de la presión del choke; la alteración en la contrapresión tendrá un efecto
inmediato en la presión así se este circulado o mientras el fluido permanece estático,
como
en
las
conexiones
por
ejemplo.
La presión por fricción en el anular puede ser controlada a través de dos maneras.
La reología del fluido puede ser diseñada de modo que la viscosidad, componente de la
presión dinámica, sea fijada dentro del rango deseado. Mientras la reología del fluido
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puede ser alterada durante las operaciones de perforación, esto normalmente no se hace
a menos que los parámetros reológicos sean alterados por condiciones de pozo, al punto
donde estos son la principal razón de que la presión de fondo pozo este fuera de la
ventana de operación. En la mayoría de los casos será más fácil y rápido controlar la
presión por fricción en el pozo ajustando la velocidad de circulación. Los efectos por la
geometría del pozo deben ser considerados, especialmente si la geometría anticipada no
es alcanzada debido a lavados en el pozo, problemas con el control direccional, cambios
hechos en la disposición de la sarta, o cualquier otra razón.
La limpieza del pozo y la concentración de los recortes deben ser continuamente
controladas, porque este parámetro afecta y es afectado por los parámetros de la
densidad y la presión por fricción.
3.3.2 Durante las conexiones
El mantener la presión de fondo constante durante las conexiones puede requerir
el uso de un sistema de circulación continuo (CCS, Continue Circulating System). Si se
alcanza un estado estático en fondo pozo y no cambia, la teoría dice que las formaciones
en el fondo no experimentaran un cambio en la presión impuesta. Un CCS mantendrá la
circulación en el pozo incluso cuando se estén haciendo una conexión. Más de un
dispositivo mecánico esta disponible para alcanzar este objetivo, y mientras estos se
acercan cada vez más al mantenimiento de un estado estático del CBHP, en ultima
instancia la presión por fricción cambia en función del cambio de geometría del pozo
mientras la tubería de perforación avanza en profundidad. En cualquier conexión, la
presión de fondo pozo puede ser mantenida constante comparado con la circulación y
perforación
antes
e
inmediatamente
después
de
realizar
la
conexión.
Incluso
con
la
mantención de la circulación en la misma velocidad, perforando o realizando conexiones,
la densidad del fluido circulante variara debido a la reducción de la concentración de los
recortes una vez que la perforación cese y el trepano pare de producir recortes. Mientras
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MPD (Managed Pressure Drilling) 69
más largo sea el tiempo sin penetración, menor la concentración de recortes y menor la
densidad del fluido.
Desde al menos 2004, una técnica de circulación ha sido usada en un intento de
mantener la presión de fondo sin cambio durante las conexiones, sin el uso de un CCS. En
vez de iyectar fluido dentro de la tubería de perforación y el retorno de este por el anular,
esta técnica dirige la circulación del fluido directamente hacia el choke de superficie y
aplica una alta contrapresión para contrarrestar la perdida de presión por fricción que no
existe durante las conexiones. En otras palabras, la perdida de presión por fricción cuando
el fluido de perforación para de circular es reemplazada con la contrapresión en la
superficie impuesta por la circulación del mismo fluido a través del anular.
Como se dijo antes, esta técnica mantiene la presión de fondo constante en un
punto en el anular. El operador controlara donde ocurrirá en el pozo la CBHP, en adición a
las variaciones en la presión de fondo resultantes del cambio en la fricción cuando las
bombas de la torre se desactivan y las variaciones en la EMW impuestas por el cambio de
la contrapresión en el anular vs. la profundidad, hay frecuentemente un cambio serio de
presión o un salto creado por el YP solo por cesar o iniciar la circulación en fondo pozo.
Este salto de la presión por el YP debe ser considerado y controlado por el control de los
otros parámetros, más notablemente la velocidad de circulación y la contrapresión al
mismo tiempo.
El control del salto de la presión por el YP requiere un cuidadoso diseño de
programa de operación de la bomba y del choke y una buena cooperación entre los
operadores
de
la
bomba
y
el
choke.
Durante
la
desactivación
de
la
bomba
de
la
torre
la
velocidad de circulación debe ser reducida paso a paso, mientras la presión de choke debe
ser incrementada de acuerdo a cada paso para contrarrestar la reducción de la perdida de
presión por fricción debida a la reducción de la velocidad de circulación. Para mantener la
presión de fondo durante una conexión así como durante la perforación, el incremento
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MPD (Managed Pressure Drilling) 70
total de la presión de choke cuando la bomba esta totalmente parada debería ser igual a
la perdida de presión total por fricción en el anular más el peso total de los recortes en el
anular durante la perforación. En la práctica, esto se simplifica permitiendo que la
concentración de recortes permanezca igual durante la conexión así como durante la
perforación. Un aumento inverso al incremento de la velocidad de circulación
correspondiente a un aumento del decremento en la presión de choke debería ser
seguido durante la reanudación de la circulación después que la conexión ha sido
realizada.
Uno de los primeros pasos en el desarrollo del programa es el de calcular el salto
de presión causado por el YP al que se hizo referencia. Una simple manera de determinar
este salto de presión debido al YP se realiza con la siguiente ecuación:
Donde:
dP/dL es el gradiente de presión, psi/ft
d 2 es el diámetro del anular, plg
d 1 es el diámetro de la tubería, plg
La caída de presión representa el ultimo incremento de la presión de choke que
debe ser impuesto antes de parar completamente las bombas y antes de realizar una
conexión y representa también el primer incremento de la presión de choke que debe ser
purgado del anular cuando las bombas de la torre se regresan al pozo después de realizar
una conexión.
Cualquier modelo hidráulico exacto puede ser utilizado para calcular la presión por
fricción representada por cualquier incremento de la velocidad de circulación. Por
ejemplo, si la velocidad total de circulación es 400 gpm mientras se perfora, y los ajustes a
la velocidad de circulación (y en correspondencia la presión de choke) serán hechas en
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MPD (Managed Pressure Drilling) 71
diez incrementos; para que se pueda calcular la perdida de presión por fricción por cada
decremento de 40 gpm en la velocidad de circulación.
3.3.3 Durante los viajes
Mantener una CBHP en algún lugar del anular se convierte en un proceso aun más
exigente. Típicamente la contrapresión debe ser impuesta en la superficie para
contrarrestar la perdida de presión por fricción como se describió cuando se realizan
conexiones. La tubería de perforación puede ser sacada del pozo manteniendo esta
contrapresión constante. Se debe notar que algunos ajustes pueden requerir el considerar
efectos de pistoneo al sacar la sarta del pozo.
3.4 RESUMEN
El considerar tantos parámetros como sea posible junto con la consideración de la
interacción entre estos parámetros es crítica para la aplicación efectiva del MPD.
Los efectos de parámetros operacionales (velocidad de circulación, presión del choke,
y limpieza del pozo) y los parámetros del fluido (densidad y propiedades reológicas) en la
hidráulica del MPD descritas en este capitulo, resultaron de pozos reales usados como
ejemplos de aplicación en la industria.
Un buen entendimiento de los efectos de estos parámetros/propiedades es
esencial en el diseño optimo de cualquier proyecto MPD. Se necesita de cuidadosa
consideración cuando se esconjan que parámetro (s) deben ser ajustados para manejar la
presión de pozo durante un evento particular de operación.
La reología del MPD juega un papel importante en la perdida de presión por
fricción. Los parámetros del modelo reológico deber ser determinados por la lectura de las
seis mediciones del viscosímetro Fann. Los parámetros reológicos determinados por solo
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MPD (Managed Pressure Drilling) 72
dos lecturas (600 y 300 rpm) pueden causar una predicción inexacta de la presión de
fondo.
Un YP mayor a cero causa un salto repentino en la presión cuando el fluido
empieza a moverse o cuando el fluido esta por detenerse; esto también causa un salto
repentino en la presión de fondo pozo cuando la tubería de perforación empieza a
moverse arriba o abajo durante un viaje sin importar cuan lento se mueva la tubería. Los
fluidos de bajo YP ayudan a reducir los saltos en la presión.
La velocidad de circulación debería siempre ser igual o mayor que la velocidad
optima para el MPD. La acumulación de recortes a lo largo del pozo puede no solo causar
problemas de fondo al reducir la eficiencia de perforación, sino también crear una presión
de pozo mayor o más inestable, y tiene un impacto significativo en los otros parámetros
controlables.
La rotación de la tubería de perforación y su excentricidad afecta a la perdida de
presión por fricción y limpieza de pozo en direcciones opuestas, seria mejor circular fluido
suficiente para prevenir la formación de lechos de recortes en fondo pozo que depender
de la rotación de la tubería de perforación para remover el lecho de recortes.
Un programa de bombeo especialmente diseñado debería ser seguido durante las
conexiones cuando se aplique presión en el choke para compensar por la perdida de
presión por fricción. El perfil de presión a lo largo de toda la longitud de la sección de pozo
abierto, no solo la BHP, necesita ser considerada en el proceso del diseño del programa de
bombeo.
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CAPITULO IV
APLICACIÓN PRACTICA DE LA TÉCNICA DE PERFORACIÓN CON MANEJO DE LA PRESIÓN,
VARIANTE CBHP, PROGRAMA DE PERFORACIÓN DEL POZO SAL ‐15
4.1 DATOS GENERALES DEL BLOQUE SAN ALBERTO
4.1.1 Ubicación
El Campo San Alberto esta ubicado en el Subandino Sur Boliviano, Provincia Gran
Chaco del Departamento de Tarija (Fig. 4.1), con una extensión aproximada de 540 Km2. El
bloque San Alberto limita por el Sur con la frontera argentino‐boliviano, hasta la latitud de
Agua Blanca‐Rancho Santa Rosa por el Norte, al Oeste hasta aproximadamente el pié de la
serranía de Suaruro (Estructura de Iñiguazu) y por el Este, hasta la carretera que une las
ciudades de Camiri y Yacuiba (Fuente: “Optimización del programa de perforación,
aplicado a pozos petroleros en el Subandino sur de Bolivia”, Santos J. Vargas).
Fig. 4.1: Ubicación de del campo San Alberto
Fuente: Aéreas de exploración y explotación petrolera YPFB
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4.1.2 Datos del pozo
BLOQUE: SAN ALBERTO
CAMPO: SAN ALBERTO
POZO: SAN ALBERTO
N°
15
(SAL
–
15
ML)
CLASIFICACIÓN INICIAL: A‐0 (DE DESARROLLO)
CUENCA: SUBANDINA SUR
DEPARTAMENTO: TARIJA
PROVINCIA: GRAN CHACO
PAÍS: BOLIVIA
UBICACIÓN FISIOGRÁFICA: SUBANDINO SUR
4.1.3 Objetivos del pozo
4.1.3.1 Objetivo de la perforación del pozo SAL – 15 (ML) relevante a este proyecto
El objetivo principal del proyecto es el de demostrar la vialidad económica y
técnica del uso de la técnica de la perforación con manejo de la presión (MPD) con su
variante: Perforación a Presión de Fondo Constante (CBHP, Constant Bottom Hole
Pressure), para ello se propone el uso de esta técnica en la perforación de dos secciones
del pozo SAL – 15 (ML); pozo que será perforado por Petrobras, Andina y la Total.
La primera sección en ser perforada con la variante CBHP, será desde superficie
hasta los 1400 m de profundidad, los tipos de lodo utilizados para perforar esta sección se
mencionan más adelante. La segunda sección se perforara desde el tope de
Huamampampa (H0), 4407 m hasta atravesar la formación Santa Rosa, 5450 m; los tipos
de lodo utilizados para perforar esta sección se mencionan más adelante.
Cabe señalar que se pondrá más atención en la perforación del pozo piloto de 0 a
5450 m, pues en esta se encuentran las dos secciones en las cuales se aplicara la variante
CBHP.
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MPD (Managed Pressure Drilling) 75
4.1.3.2 Objetivos de la perforación
El objetivo principal, es perforar el pozo SAL‐15 (ML) satisfactoriamente
atravesando todas las formaciones propuestas por Geología y terminar el pozo como
productor de gas de las formaciones Huamampampa, Icla y Santa Rosa. En la Tabla 4.1 se
muestran el resumen de objetivos y responsabilidades.
4.1.3.3 Diseño – Operación – Revisión – Objetivos
• Asegurar el desarrollo e implementación de las prácticas operacionales mejoradas
para facilitar la ejecución de la perforación.
•
Aplicar
las
lecciones
aprendidas
en
la
perforación
de
pozos
en
el
bloque
San
Alberto.
• El pozo debe ser perforado en 470 días.
• El tiempo no productivo estimado será menor al 15%.
Tabla 4.1: Resumen de objetivos y responsabilidades
Fuente: Propuesta de perforación SAL – 15, Petrobras
OBJETIVOS RESPONSABILIDAD
Atravesar las formaciones productoras,
Huamampampa, Icla y Santa Rosa en el pozo
piloto vertical.
Perforación
Atravesar las formaciones productoras,
Huamampampa, Icla y Santa Rosa en la rama
inferior en forma direccional.
Perforación
Atravesar
las
formaciones
productoras,
Huamampampa e Icla en la rama superior en
forma direccional.
Perforación
Cubrir la sección basal de Los Monos y la arena
H0 con la cañería de 9 5/8”, las arenas H1, H2, Perforación
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H3, H4, Icla1 e Icla2 de la rama inferior con
liner de 7” y la arena Santa Rosa con liner
perforado de 5”.
Cubrir la arena H0, H1, H2, H3 y H4 de la rama
superior con liner de 7” y las arenas Icla1 e
Icla2 con liner perforado de 5”.
Perforación
Minimizar el daño mecánico a no más de 1.5. Perforación
Preservar la integridad de la cañería de
producción, así como los liners de 7”. Optimizar
los trabajos de cementación, principalmente en
las fases con lodo base aceite.
Perforación
Controlar
la
trayectoria
del
pozo
y
minimizar
la
tortuosidad y el espiralamiento. Perforación
4.1.4 Perfil del pozo y profundidad final
El pozo SAL‐15 (multilateral) será perforado verticalmente hasta llegar a la
formación Huamampampa, se asentarán cañerías de 30” en 80 m, de 20” en 1400 m, de
13 3/8” en 2800 m, y de 9 5/8” en 4407 m, tope de la formación Huamampampa. Para las
fases
de
24”
y
17
½”
se
gestionará
la
utilización
del
Vertitrack,
para
el
control
de
la
verticalidad. Posteriormente se continuará la perforación del pozo piloto vertical de 8 ½”
con turbina y trépanos impregnados hasta la profundidad de 5450 m. hasta atravesar la
formación Santa Rosa. Luego de la toma de registros eléctricos en este tramo y la
correspondiente identificación de los topes y buzamiento de las zonas de interés, el tramo
será abandonado con tapones de cemento desde el fondo hasta 4950 m.
La
perforación
de
la
rama
inferior
se
iniciará
en
4950
m.
(KOP)
con
trépano
de
8
½”
y
turbina, con rumbo de 195° y un ángulo vertical de 60° al llegar al tope de la formación
Santa Rosa (5386 m. TVD y 5474 m. MD). Se tomarán los registros eléctricos
correspondientes y este tramo será aislado con liner de 7”. Continuará la perforación con
trépano de 6 1/8” y turbina de 4 ¾” hasta 5813 m. (MD), 5544 m.TVD, para atravesar la
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MPD (Managed Pressure Drilling) 77
formación Santa Rosa y lograr un desplazamiento de 542 m. en dirección de 195° de
azimuth. Se correrán los registros eléctricos correspondientes y se aislará con liner
perforado de 5”.
Para la perforación de la rama superior, inicialmente se bajará el packer 9 5/8” de
producción con su correspondiente tapón de aislamiento y será fijado en +‐4360 m., lo
cual permitirá fijar el whipstock en +‐ 4355 m para abrir la ventana correspondiente en
cañería de 9 5/8”. Luego se continuará con la perforación de la fase de 8 ½” con trépanos
impregnados y turbina, con rumbo de 195° y ángulo vertical de 48° hasta la profundidad
de 4904 m. (MD) y 4845 m. (TVD), tope de la formación Icla, se correrán registros
eléctricos y se procederá a aislar este tramo con liner de 7” y colgador de liner tipo hook
hanger. Finalmente se perforará direccionalmente con trépano de 6” y turbina hasta 5912
m., para atravesar la formación Icla con un ángulo de 84° y un TVD de 5086 m.
Se correrán perfiles eléctricos asistidos y luego se bajará el liner perforado de 5”.
4.1.5 Secuencia estratigráfica
Pozo piloto
Fuente: Petrobras
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Rama inferior
Fuente: Petrobras
Rama superior
Fuente: Petrobras
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MPD (Managed Pressure Drilling) 79
4.1.6 Propósito de la perforación
El objetivo fundamental de este pozo, es el de desarrollar las reservas de gas en
niveles naturalmente fracturados de la Fm. Huamampampa, Icla y Santa Rosa y ser capaz
de producir inicialmente 1,5 MMsm3/d, mediante la perforación de un pozo multilateral,
con una rama inferior de alto ángulo en dirección de azimut 195°, para la Fm. Santa Rosa
(reservorio SR1) y otra rama superior de alto ángulo en dirección de azimut 195° para las
Fms. Huamampampa (reservorios H0 ‐ H4) e Icla (reservorio I2).
El pozo SAL‐15 es el tercer pozo de Desarrollo con objetivo Devónico
(Huamampampa, Icla y Santa Rosa), que se perfora en el Campo San Alberto. Es clasificado
inicialmente como un A‐0, Pozo de Desarrollo (Clasificación de Lahee).
4.1.6.1 Corte estructural
Figura 4.2: Corte estructural del pozo SAL – 15
Fuente: Petrobras
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4.2 PROGRAMA DE PERFORACIÓN
El presente programa de perforación del pozo SAL – 15 (ML, Multilateral), sigue las
consideraciones de experiencia y de diseño adoptadas por Petrobras, las cuales siguen un
sentido convencional de perforación. Sin embargo, es objetivo del presente proyecto el de
proponer el uso de una nueva tecnología que asegurara una mayor eficiencia de
perforación. En tal sentido, se propone la perforación de este pozo con una nueva
tecnología, la variante de perforación a presión de fondo constante (CBHP) de la técnica
MPD, para la perforación de dos secciones del pozo SAL – 15 (ML); la primera será la
perforación del tramo conductor y superficial hasta los 1400 m, en especial para el control
de perdidas de circulación en la formación Tupambi. La segunda sección propuesta para su
perforación con la variante CBHP, será el pozo piloto, desde los 4407 m hasta los 5450 m.
La perforaciones laterales del pozo SAL – 15 (ML), la rama inferior y superior, no
serán consideradas para la aplicación del presente proyecto; por lo tanto, se presentara el
programa propuesto para este pozo solo para el pozo vertical.
4.2.1 Diseño del pozo piloto
4.2.1.1 Diámetros de pozo profundidades de asentamiento
Tabla 4.2: Resumen diámetros y profundidades de asentamiento
Fuente: Petrobras
Diámetro
de pozo
[pulg.]
MD [m] Cañería
OD [pulg.] Criterio de asentamiento de la cañería
17
40
Caño
conductor
pre
–
asentado.
36” 80 30 Cañería Conductora. Se requiere perforar este
tramo con trépano de 36” con un avance mínimo de
50m; de tal forma que permita aislar los tramos
superficiales.
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24” 1400 20 Cañería Superficial. Con está cañería se aislará las
zonas de baja presión y con perdida de circulación.
Se pretende bajar está cañería en la zona basal del
Tupambi, aislando la totalidad del carbonífero.
17 ½” 2800 13 3/8” Cañería Intermedia. Esta cañería nos permitirá aislar
zonas de alta presión y de lutitas inestables y
obtener un LOT (mínimo) de 16 lpg en la formación
Iquiri – Los Monos, densidad necesaria para
perforar la siguiente fase.
12 ¼” 4407 9 5/8” Cañería de Producción. Su objetivo es aislar la
formación Iquiri ‐ Los Monos, zona de alta presión y
lutitas inestables.
Se
pretende
cubrir
en
lo
posible
la
arena H0 de la formación Huamampampa y perforar
la siguiente fase con menor densidad.
4.2.1.2 Resumen programa de lodos
La tabla 4.3 muestra los tipos de lodo a ser utilizados para los distintos tramos del
pozo SAL – 15 (ML).
Tabla 4.3: Resumen programa de lodos
Fuente: Petrobras
PROPIEDADES DEL LODO
DIÁMETRO
[in]
TIPO DE LODO TRAMO
[m]
DENSIDAD
[ppg]
VP
[cp]
YP
[lb/100 ft2]
36
LODO BENTONÍTICO
EXTENDIDO
0 – 80 8.9 – 9.3 15.0 – 20.0 20.0 – 25.0
24 DRILLPLEX 80 – 1400 8.9 – 9.3 12.0 – 15.0 15.0 – 20.0
17,5
LODO DE
EMULSIÓN
INVERSA
1400 – 2800 10.0
– 13.0 30.0
– 35.0
20.0
– 30.0
12,25
LODO DE EMULSIÓN
INVERSA
2800 – 4407 12.5 – 13.9 30.0 – 35.0 25.0 – 30.0
8,5
LODO BASE AGUA
(CARBONATO DE CALCIO)
4407 – 5450 8.9 – 9.3 15.0 – 20.0 20.0 – 25.0
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4.2.2 Equipo de perforación
Tabla 4.4a: Especificación del equipo de perforación
Fuente: Petrobras
EQUIPO
DLS – 153
MÁSTIL
NATIONAL DRECO
TIPO
CANTILEVER
CAPACIDAD
1550000 lb
SUB ESTRUCTURA
NATIONAL DRECO
TIPO
SLINGSHOT
CAPACIDAD
1510000 lb
ALTURA LIBRE
8.4 m
CUADRO DE
MANIOBRA
NATIONAL
POTENCIA
3000 HP
TIPO
DIESEL ‐ ELÉCTRICO
TOP DRIVE
VARCO
TIPO
TDS – 4S
DUAL SPEED
CAPACIDAD
650 TN
TROQUE
45000 ft – lb
BOMBA N°1
NAT. 12 – P – 160
POTENCIA
1600 HP
TIPO
TRIPLEX
CAMISAS
5” a 7”
BOMBA N°2
NAT. 12 – P – 160
POTENCIA
1600 HP
TIPO
TRIPLEX
CAMISAS
5” a 7”
BOMBA N°3
NAT. 12 – P – 160
POTENCIA
1600 HP
TIPO
TRIPLEX
CAMISAS
5” a 7”
Tabla 4.4b: Especificación del equipo de MPD
Fuente: Weatherford
Item Descripción Especificaciones 1 Cabeza Rotativa (Rotating Control
Head ,RCD) • 1500 psi presión de rotación • 1500 psi presión estática • Viene con x‐over to 13 5/8’’ 5K spool
• Viene con x‐over to 11’’ 10K spool • Completo con spares • Elementos sellantes para drillpipe
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2 Manifold de control de presión
(Pressure Control Manifold PCM) • 1500 psi rango nominal
• Línea de 6’’ con choke de 6 inch • 2 x 3’’ chokes • Control automático de contrapresión
• Válvula de seguridad para protección del
equipo
3 Separador lodo – gas (Mud Gas
Separator MGS) • 100 psi presión de trabajo del cilindro • 4’ x 15’
• Bomba lisa para operacion continua • Valvula de 3‐recorriodos
4 Componentes BHA • Valvula sin retorno
• Alojamiento para la tubería de perforación
• Redress kits
5 Paquete de tubería • Flare line, 12’’ • Linea de retorno a los cajones, 12’’
•
Linea de choke de la tore, 4 1/16’’, 5000 psi con valvula sin retorno
• 2’’ 1502 linea para purge del RCD
• Linea de succion de lodo, 4”
6 Cabina de control • Contenedores para computadoras
7 Personal • 1 supervisor • 2 cuadrillas (4 total) consistente en:
‐ Operador en jefe/ experto en el sistema de control ‐ Operador / especialista RCD
4.2.3 Programa de cañerías
Tabla 4.5: Resumen programa de cañerías
Fuente: Petrobras
TRAMOS
[m]
DIÁMETRO DEL
POZO
[in]
DIÁMETRO
DE LA
CAÑERÍA [in]
GRADO PESO
[lb/ft]
CONEXIÓN
0 – 80 36 30 X‐ 56 234.29 XLF
0 – 1400 24 20 X ‐56 129.33 XLF
0 – 2800 17 ½ 13 3/8 P – 110 68 SLIJ – II
0 – 4407 12 ¼ 9 5/8 S – 110, CR 13 59.2 NK3SB
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4.2.4 Programa de Trépanos
La siguiente tabla, muestra los diferentes tipos de trépanos recomendados para
cada tramo perforado.
Tabla 4.6: Resumen programa de trépanos Fuente: Petrobras
FASE UNIADES
DIAMETRO
(PULG) TIPO
PROF.
ENTRADA
[m]
PROF.
SALIDA
[m]
AVANCE
[m] FORMACIÓN
I 1 36 1‐1‐5 0 80 80 Escarpment
II 1
24
115
82 250 168 Escarpment
8 24 415 250 1400 1150 Escarpment/ Tarija/
Tupambi
III 2 17.5 435 1400 1700 300 Tupambi/Iquiri/Los Monos
1 17.5 415 1700 1850 150 Iquiri/Los Monos
1 17.5 PDC9aletas 1850 2350 500 Iquiri/Los Monos
1 17.5 PDC7aletas 2350 2800 450 Iquiri/Los Monos
IV 2 12 ¼ PDC5aletas 2800 3500 700 Los Monos
2
12 ¼ PDC6aletas 3500 4150 650 Los
Monos
1 12 ¼ PDC7aletas 4150 4407 257 Los Monos
V 1 8.5 1‐1‐5 4407 4415 8 Huamampampa
5 8.5 Impregnado 4415 5450 1035 Huamampampa/Icla/Santa
Rosa
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4.2.5 Programa de cementación por tramos
Tabla 4.7: Resumen programa de cementación
Fuente: Petrobras
DESCRIPCIÓN TRAMO
Conductor de 30” Superficial 20” Intermedio 13 3/8“ Producción 9 5/8”
Colchón Agua:
40 bbl.
Agua:
80 bbl
Diesel+ surfactante:
50 bbl, 8 ppg
Diesel + surfactante:
20 bbl, 8 ppg
Espaciador No 100 bbl 200 bbl, 17 ppg 180 bbl, 17 ppg
Lechada delantera
Volumen:
Cemento:
N° de sacos:
Densidad:
No
770 bbl (20 % Exceso)
Clase “A”
1750
12.5 ppg
No No
Lechada principal
Volumen:
Cemento:
N° de sacos:
Densidad:
182 bbl. (80% Exceso)
Clase “A”
740
15.6 ppg
215 bbl
Clase “A”
1000
15.6 ppg
685 bbl
Clase “G”
3320
18.5 ppg
405 bbl,(tope2700),30% Ex
Clase “G”
1850
17.5 ppg
Desplazamiento: Lodo Lodo, 9.3 ppg y 101
bbl
Lodo, 13ppg y 1355
bbl
Lodo, 13.9 ppg, 1050 bbl
Observaciones: Se utilizara stinger para
la cementación.
Se utilizara stinger para
la cementación.
Si es necesario se
realizara top job de 70
m, con dos líneas.
La densidad
equivalente de
circulación cuando
se realiza la
cementación no
debe ser (en ningún
momento) menor a
13 ppg.
La densidad equivalente
de circulación cuando se
realiza la cementación no
debe ser (en ningún
momento) menor a 13.9
ppg.
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4.2.6 Hidráulica por tramos
Tabla 4.8: Resumen Hidráulica
Fuente: Petrobras
TREPANO BOMBA HIDRÁULICA
TRAMO
(m)
BOQUILLAS
(/32”)
Presión
(psi)
Caudal
(GPM)
DENS.
LODO
(lpg)
∆P EN EL
TREPANO
(psi)
Potencia
Hidráulica
en el
trepano
(HP)
Velocidad
de los jets
(ft/s)
Fuerza
de
impacto
(lb)
Energía
especifica
(HP/plg2)
Potencia
hidráulica
(HP)
0 ‐ 80 32‐32‐32‐32 350 700 9 41 17 71.5 232 0.02 143
80‐300 28‐28‐28‐28 1300 900 9 21 9 100 89 0.02 569
300‐600 28‐28‐28‐28 1800 900 9 44 23 120 190 0.05 945
600‐1000 28‐28
‐28
‐28
2100
1000
9
95
56
133
413
0.12
1225
1000‐1400 28‐28‐28‐28 2400 1050 9 158 97 140 683 0.21 1470
1400‐1850 18‐20‐20‐20 3300 840 12 571 280 230 1199 1.16 1617
1850‐2800 9*16 3500 850 13 277 137 154 880 0.57 1736
2800‐3500 7*18 3300 700 13 194 79 129 606 0.67 1348
3500‐4407 8*16 3500 700 13.9 254 104 143 718 0.88 1429
TFA
Pulg2
Presión
(psi)
Caudal
(GPM)
DENS.
LODO
(lpg)
∆P EN EL
TREPANO
(psi)
Potencia
Hidráulica
en el
trepano
(HP)
Velocidad
de los jets
(ft/s)
Fuerza
de
impacto
(lb)
Energía
especifica
(HP/plg2)
Potencia
hidráulica
(HP)
4407‐5450 1.2 3600 450 11.2 145 38 184 478 0.67 945
4.2.7 Operaciones de perforación
Como se dijo la secuencia del uso de la variante de perforación a presión de fondo
constante se dará en dos secciones:
TRAMO TÉCNICA DE PERFORACIÓN
0 – 1400 Variante CBHP
1400 – 4407 Convencional
4407 – 5450 Variante CBHP
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Para la perforación del tramo de 0 a 1400 m, que contempla la perforación del
tramo conductor (36” pozo, 30” casing) y superficial (24” pozo, 20” casing) (Figura 4.3); se
propone el uso de la perforación a presión de fondo constante (CBHP), pues la litología a
atravesar en este tramo contempla las formaciones: Escarpment, Tarija y Tupambi. Estas
son consideradas zonas de perdida de circulación, por lo que el control de la presión de
fondo para estas zonas es esencial.
Para el control de la presión de fondo (BHP), se requiere conocer los limites a los
cuales esta sujeto el lodo a ser utilizado en las operaciones de perforación; así la ventana
de perforación para esta sección (de 0 a 1400 m, que la llamaremos sección A) se
representa en la Figura 4.4 y a la siguiente sección (Sección B) a ser perforada con esta
técnica, que va desde los 4407 m hasta los 5450 m se presenta en la Figura 4.5.
Los gradientes de poro y fractura se muestran en la Figura 4.6; para la construcción
de la ventana de perforación se tomaron en cuenta aproximaciones de los gradientes de
poro de las formaciones a ser atravesadas que se detallan en el anexo; y en cuanto a los
gradientes de fractura, estos fueron tomados de historiales de pozos perforados en el
mismo bloque San Alberto, estos se detallan también en el anexo.
La construcción de la ventana de perforación correspondiente se realizo con
asistencia del software CADET, que es un software de diseño de pozo especializado de la
compañía Maurer Technology.
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Figura 4.3: Esquema sub‐superficial del pozo SAL – 15, vertical
Fuete: Petrobras
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MPD (Managed Pressure Drilling) 89
Figura 4.4: Ventana de perforación para el pozo SAL – 15, Sección A
Fuente: Elaboración Propia
La sección A (Figura 4.4), atraviesa las formaciones Escarpment, Tarija y Tupambi,
estas formaciones como se dijo, presentan zonas de perdida parcial, por ejemplo para la
perforación del pozo vertical SAL – 12, se presentaron perdidas de circulación durante la
perforación de estas formaciones de hasta 845 bbl.
Para la sección B (Figura 4.5), desde los 4407 m hasta los 5450 m, que atraviesa las
formaciones Huamampampa,
Icla
y Santa
Rosa,
se
presentaron
también
zonas
de
perdida
al atravesar estas en el pozo SAL – 12, se perdieron volúmenes de hasta 604 bbl.
A
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Figura 4.5: Ventana de perforación para el pozo SAL – 15, Sección B
Fuente: Elaboración Propia
Figura 4.6: Gradientes de poro y fractura
Fuente: Elaboración propia
B
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MPD (Managed Pressure Drilling) 91
CAPITULO V
CONSIDERACIONES ECONÓMICAS
Existen muchos elementos que comprometen el costo de la perforación de un
pozo, estos van desde el rango de la torre, personal, equipo de perforación, etc. La hoja
final que suma el costo de perforación de un pozo generalmente se describe como AFE
(“Authorisation For Expenditure”). El AFE es el presupuesto para el pozo, una vez el AFE es
preparado, este debe ser aprobado y firmado por la gerencia de perforación de la
operadora.
5.1 ANÁLISIS DE COSTOS DE PERFORACIÓN
Existen tres elementos principales en el costeo de un pozo; sin importar que
servicio o producto se use, esta caerá dentro de alguno de los siguientes elementos de
costos:
• Costos de la torre de perforación
• Costos tangibles
• Servicios
5.1.1 Costos de la torre de perforación
Como su nombre dice, los costos de torre (Rig Costs) se refieren al costo de
arriendo de la torre de perforación y el equipo asociado a esta. Este costo puede ser
mayor al 70% del costo total de la perforación, especialmente para equipos offshore.
Los costos de torre dependen enteramente del grado de torre, generalmente este
costo se expresa en $/día de arriendo.
El grado de la torre depende de:
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MPD (Managed Pressure Drilling) 92
• Tipo de torre
• Condiciones de mercado
• Duración del contrato
• Días en el pozo
• Movilización/desmovilización de la torre y equipo
• Supervisión
• Cargos adicionales
5.1.2 Costos tangibles
Los costos tangibles se refieren a productos que son usados en el pozo, estos
incluyen:
• Cañerías
• Equipo de terminación
• Cabezales/accesorios
• Trépanos
• Corona saca testigo
•
Productos para
la
cementación
• Productos para el lodo
•
Combustible
• Otros materiales y suministros
Los tangibles deben ser vistos y analizados individualmente por cada ítem; por
ejemplo, el costeo de las cañerías de revestimiento debería empezar con la selección de
las
profundidades
apropiadas
de
asentamiento
y
la
selección
de
los
grados
y
pesos
adecuados para cada sección del pozo. Luego el costo de la cañería para cada sección
debe ser totalizado como costo total de las cañerías de revestimiento del pozo en
cuestión. El mismo método se aplica para cada ítem tangible, los cuales requieren diseño,
selección y clasificación en grupos individuales.
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MPD (Managed Pressure Drilling) 93
5.1.3 Costos por Contratación de Servicios
Este grupo de costos se refiere a cualquier servicio requerido en el pozo. Estos
servicios incluyen:
• Comunicaciones
• Posicionamiento de la torre
• Registros
•
MWD
• Motores de fondo
• Equipo de control de sólidos
•
Ingeniería de
sólidos
• Ingeniería direccional
•
Cementación
• Perfilajes
• Pesca
•
Mud logging
• Herramientas de fondo
•
Servicios de
cañería
5.2 TIEMPO NO PRODUCTIVO (NPT, NON PRODUCTIVE TIME)
El tiempo requerido para cualquier rutina u operación anormal, la cual es el
resultado de una falla, es definida como tiempo no productivo (NPT). La espera debida al
clima o espera de órdenes, equipo o personas no es un NPT, este se encuentra en tiempo
de reserva (Standby).
El tiempo no productivo (NPT) en operaciones de perforación, generalmente se
toma como un 20 % de tiempo adicional al tiempo total de perforación.
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MPD (Managed Pressure Drilling) 94
Aunque algunas operadoras fijan un porcentaje determinado de NPT en los
programas de perforación, este en si no forma parte del proceso de perforación; sino solo
se llevan a cavo para regresar al punto donde se encontraba la perforación antes que
ocurriese el problema que llevo al NPT en primer lugar.
5.3 CONSIDERACIONES DE COSTOS PARA EL POZO SAL – 15 (ML)
A continuación en la Tabla 5.1 se muestra el AFE preliminar para la perforación del
pozo SAL – 15. Esta no incluye el costo del equipo necesario para la perforación a presión
constante (CBHP), por ende, la Tabla 6.1 solo muestra el costo general para la perforación
convencional del pozo SAL – 15 (ML).
Tabla 5.1: AFE preliminar SAL – 15 Fuente: Petrobras
SAN ALBERTO 15 AFE PRELIMINAR EQUIPO DLS – 153 CATEGORÍA ACTIVIDAD COSTO
01 PRELIMINARES PROGRAMA DE PERFORACIÓN Y EVALUACIÓN 15 114
CONTRATO EQUIPO DE PERFORACIÓN 11 336
CONTRATOS ADICIONALES 11 450
ESPECIFICACIÓN COMPRA DE MATERIAL 11 450
OTROS 11 450
TOTAL PRELIMINARES 60 800 02 OBRAS CIVILES PROYECTO
ACCESOS Y CAMINOS
LOCACIÓN
MANTENIMIENTO 450 000
OTROS 50 000
TOTAL OBRAS CIVILES 500 000 03 EQUIPO DE PERFORACIÓN TARIFA DIARIA 15 273 120
MOV/DESMOVILIZACIÓN 2 024 960
OTROS 100 000
TOTAL EQUIPO DE PERFORACIÓN 17 398 080 04 CAMPAMENTO BASE PERSONAL 51 411
ALQUILER EQUIPO Y VEHÍCULOS 525 000
SERVICIO DE ALIMENTACIÓN 44 900
COMBUSTIBLE, ELECTR. COMUNICACIÓN 44 000
SEGURIDAD 58 370
OBRAS CIVILES REPARACION 44 900
OTROS 44 900
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MPD (Managed Pressure Drilling) 95
TOTAL CAMPAMENTO BASE 809 481 05 SERVICIOS SERV./CEMENTACIÓN 636 224
SERV./REGISTRO DE PERFORACIÓN 2 758 774
PRUEBAS DE FORMACIÓN 1 000 000
SERV./INGENIERÍA DE LODOS 300 138
MUD LOGGING 431 875
CORONADO 150 000
ENTUBACIÓN 510 000
BOP ALTA TEST 60 000
CONSULTORES DIRECCIONAL 1 005 725
VERTITRACK 2 780 000
HERRAMIENTA DIRECCIONAL 5 087 505
CONSULTORIA DE PESCA 50 000
HERRAMIENTAS DE PESCA 100 000
HERRAMIENTAS DE PERFORACIÓN 432 321
AIR DRILLING 900 000
CONTROL DE SÓLIDOS 606 004
MANEJO DE
DESECHOS 1
151
500
SERVICIO DE ALIMENTACIÓN 438 750
INSPECCIÓN 114 000
ANÁLISIS ESTRATIGRÁFICO 150 000
OTROS servicio hook hanger 50 000
OTROS BAJADA DE LINER, SETTING TOOL 60 000
OTROS GYRODATA 80 000
OTROS WWT + TENDIDO LÍNEA DE AGUA 670 000
TOTAL SERVICIOS 19 522 816 06 MATERIALES Y CONSUMIBLES
CABEZAL DE POZO 65 000
TRÉPANOS 1 887 992
MATERIAL DE LODOS 1 860 000
CEMENTO Y ADITIVOS 770
000
TUBULARES 4 165 888
ACCESORIOS Y REVESTIMIENTO DE CAÑERÍA 495 000
OTROS 450 000
TOTAL MATERIALES Y CONSUMIBLES 9 693 880 07 SUPERVISIÓN GERENCIA OPERACIONES OFICINA 1 048 774
GERENCIA DE EXPLORACIÓN OFICINA 263 605
GERENCIA OPERACIONES CAMPO BASE 34 445
SUPERVISIÓN OPERACIONES TALADRO 873 979
SUP. OPERACIÓN TALADRO WELL SITE 154 232
OTROS 11 450
TOTAL SUPERVISIÓN 2 375 035 08 MANIPULEO Y TRANSPORTE
TELECOMUNICACIONES 60 000
OTROS
TOTAL MANIPULEO Y TRANSPORTE 60 000 09 MEDIO AMBIENTE Y SEGURIDAD
LICENCIAS Y PERMISOS 15 000
CONSULTORES MONITOREO 131 675
RESTAURACIÓN ABANDONO 70 250
OTROS MEDIO AMBIENTE 5 000
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PERFORACIÓN MEDIANTE EL CONTROL DE LA PRESIÓN DE FONDO DE POZO
MPD (Managed Pressure Drilling) 96
EQUIPAMIENTO DE SEGURIDAD 5 000
HIGIENE OCUPACIONAL 2 000
OTROS ACCIÓN SOCIAL 257 345
TOTAL MEDIO AMBIENTE Y SEGURIDAD 486 270
TOTAL GENERAL 51 726 362
TOTAL GENERAL + NPT (20%) 61 686 220
5.4 COMPARACIÓN DE COSTOS DE PERFORACIÓN ENTRE LA TÉCNICA CONVENCIONAL Y
LA VARIANTE CBHP DEL MPD
El costo debido al NPT para la perforación de este pozo de forma convencional
representa 9 959 858 $us y el tiempo perdido se estima sea de 94 días.
El equipo a utilizar para la perforación a presión de fondo constante se detallo en la
Tabla 4.4b del capitulo IV; el costo de este paquete representa un estimado de 35 000 $us
/día, con un DTM de 150 000 $us (Fuente: Weatherford).
La sección vertical del pozo SAL ‐ 15 (ML) tiene una profundidad de 5450 m, que se
estima se perforara en 220 días, por lo tanto el costo de alquiler del equipo de perforación
a presión de fondo constante será de 7 850 000 $us incluyendo el DTM.
A continuación se muestra el costo adicional de la utilización de la técnica de
perforación a presión de fondo constante asumiendo se elimina el NPT.
Tabla 5.2: Costo de la perforación del pozo SAL – 15 con la variante CBHP
Fuente: Elaboración propia
DESCRIPCIÓN COSTO [$us] Alquiler del equipo MPD, variante CBHP (35000 $/D) 7 850 000
Costo pozo SAL – 15, sin NPT 51 726 362
TOTAL 59 576 365
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MPD (Managed Pressure Drilling) 97
Tabla 5.3: Diferencia económica de la perforación del pozo SAL – 15 con la variante CBHP
y en forma convencional
Fuente: Elaboración propia
TÉCNICA COSTO [$us]
CONVENCIONAL + NPT 61 686 220
VARIANTE CBHP 59 576 365
DIFERENCIA 2 109 855
La Tabla 5.3 muestra una diferencia de costos entre la perforación convencional
del pozo SAL – 15 y el costo si se perforase con la variante CBHP de la técnica MPD, esta es
de
2
109
855
$us,
esto
bajo
el
criterio
de
eliminación
del
tiempo
no
productivo
que
pudiere existir en la perforación convencional de este pozo.
La experiencia de la perforación de pozos en el bloque San Alberto muestra una
media de un NPT del 20%, porcentaje que se dio principalmente en la perforación vertical
de estos pozos, independientemente del tipo de terminación de estos. Por ejemplo el
pozo SAL – X12, que se encuentra a una distancia de 3.9 Km del pozo SAL – 15, tuvo un
NPT del
20
%,
lo
que
significó
un
retraso
de
54
días
aproximadamente.
Viendo la experiencia de los pozos perforados en el bloque San Alberto, en cuanto
se refiere al tiempo perdido, debido principalmente a perdidas de circulación es que la
diferencia de 2 109 885 $us bien podría representar un ahorro en los costos de
perforación del pozo SAL – 15, lo que podría demostrar el mejoramiento de la eficiencia
de perforación con el uso de la variante CBHP de la técnica MPD.
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MPD (Managed Pressure Drilling) 98
CAPITULO VI
SEGURIDAD Y MEDIO AMBIENTE
6.1 GENERALIDADES
En cuanto a la seguridad industrial del equipo de perforación y todos los servicios
prestados a la perforación del pozo SAL – 15 (ML); el personal del equipo de perforación,
desde el cargo más alto al más bajo son responsables directos en la prevención de
accidentes y en la seguridad de las operaciones, así la responsabilidad recae en todos para
mantener una vigilancia continua motivada principalmente por vivir en un ambiente de
trabajo seguro, ambiente que debe ser ofrecido desde un principio por la compañía
operadora, en este caso Petrobras, compañía que aplicara normas propias de seguridad y
de medio ambiente en concordancia con las normas correspondientes de Bolivia.
La compañía dueña del equipo de perforación, así como la compañía responsable
del equipo de perforación MPD, determinan toda la política de seguridad y también la
forma en la cual un programa de seguridad es llevado a cabo por los distintos
supervisores. El éxito del programa de seguridad del equipo de perforación (Sumado el
equipo MPD) depende de la participación activa de la operadora y de su interés en el
programa. El mejorar el record de seguridad del equipo de perforación debe ser tan
importante para la compañía, como los costos diarios, velocidad de perforación y
comportamiento del taladro. Las responsabilidades de seguridad de una compañía de
perforación incluyen:
•
Suministrar equipo de perforación y herramientas seguras, incluyendo accesorios
de seguridad y condiciones seguras de trabajo.
•
Desarrollar prácticas y procedimientos de operación seguros.
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MPD (Managed Pressure Drilling) 99
• Mantener un sistema de inspección y mantenimiento de la torre, equipo y
herramientas.
• Supervisar que el Superintendente de perforación, el jefe del equipo de
perforación, y demás
personal
implementen
el
programa
de
seguridad.
• Suministrar instrucción, educación y entrenamiento de seguridad para el personal
del taladro.
• Investigar cada accidente e informar de las lesiones ocurridas a las autoridades
competentes.
•
Conseguir
el
interés
y
el
apoyo
de
todo
el
personal
para
mejorar
el
record
de
seguridad de la compañía y evitar accidentes.
6.2 DERRAMES DE FLUIDOS CONTAMINANTES
Las aguas residuales industriales en las fases que se utiliza WBM serán recicladas
continuamente y los excedentes son dispuestas mediante riego al camino previo análisis
químico.
Las aguas residuales en las fases que se utiliza WBM son reinyectadas en el pozo
SAL‐X8 por su proximidad al pozo SAL – 15.
6.3 REUNIONES DE SEGURIDAD
Se efectuaran reuniones de seguridad en el equipo antes de cada operación no
rutinaria como ser: bajada de cañerías, cementación de cañerías, perfiles eléctricos,
coroneo, cambio de preventores, perforación con turbina o motor de fondo o antes de
cualquier operación riesgosa.
Se realizaran reuniones pre‐turno con temas inherentes a las operaciones del día,
adicionalmente se programaran reuniones de seguridad una ves a la semana.
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MPD (Managed Pressure Drilling) 100
También se realizaran auditorias mensuales de seguridad en todas las instalaciones
del pozo y campamentos.
6.4 DESECHO DE RECORTES DE PERFORACIÓN
Los recortes de perforación contaminados por el lodo WBM son trasladados en
containers especiales hasta la pileta de concreto del pozo Sal‐X9 para su posterior
tratamiento en la planta de desorción térmica
6.5 SIMULACROS
Una vez cada 15 días se efectuaran simulacros de blowout (descontrol), ya sea
perforando o en maniobra. El simulacro de incendio se efectuara una vez cada mes. Se
programaran inspecciones semanales para la verificación de los equipos de combate de
incendios.
6.6 OTROS
Adicionalmente a lo anteriormente expuesto durante la perforación del pozo se
realizara un control permanente a las instalaciones de las cámaras API con su respectiva
limpieza. Los desechos generados en campamento de origen de catering (plásticos, latas,
envases de vidrios, etc.) son seleccionados y enviados al vertedero de Yacuiba.
Se revisa el funcionamiento de los sistemas de cámaras sépticas y de absorción.
Los taludes alcanzan un 85% de estabilización mediante técnicas alveolares.
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PERFORACIÓN MEDIANTE EL CONTROL DE LA PRESIÓN DE FONDO DE POZO
MPD (Managed Pressure Drilling) 101
CAPITULO VII
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
CONCLUSIONES
• La técnica de perforación con manejo de la presión mejora la perforabilidad de
pozos, pues esta puede ayudar a resolver muchos problemas que resultan de la
variación de presiones de las formaciones penetradas.
• Esta técnica utiliza herramientas y equipos existentes y probados en Sudamérica y
que
son
muy
similares
a
las
usadas
en
la
perforación
bajo
balance.
• Debido a la similitud del equipo usado en la perforación bajo balance y la
perforación con manejo de la presión, es que se puede combinar estas dos técnicas
en la perforación de un pozo sin mayores problemas operativos.
•
La variante de perforación a presión de fondo constante prueba ser eficaz en la
perforación de pozos, económica y técnicamente, pues la experiencia de su uso en
la perforación
del
pozo
RAMOS
–
1012
de
la
operadora
Pluspetrol
en
Argentina
dio
un resultado positivo en el balance final de este.
•
La variante CBHP ha probado ser útil a la hora de la reducción y hasta la
eliminación del NPT, lo que implica una reducción de los costos de perforación.
RECOMENDACIONES
• Si bien la variante CBHP ya ha sido probada en Argentina, las otras tres variantes
junto con la variante CBHP necesitan ser mejoradas en su diseño y adaptabilidad a
determinadas situaciones. Se necesita de un mejor entendimiento de estas
variaciones para ayudar a la industria en la adecuada selección de alguna de estas.
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MPD (Managed Pressure Drilling) 102
• La difusión de esta técnica de perforación es esencial para que la misma sea
tomada en cuenta por la industria petrolera y las operadoras consideren el uso de
esta.
•
El desarrollo
de
un
simulador
para
determinar
los
cambios
en
la
presión
de
fondo
cuando se aplica alguna de las cuatro variaciones del MPD en la perforación en
tierra es necesario para la adecuada selección de técnica a utilizar.
•
La instrucción permanente en cuanto se refiere a las nuevas técnicas de
perforación es importante ya que cada vez aparecen nuevas técnicas a las cuales el
profesional petrolero debe estar familiarizado para una mejor competencia en el
campo laboral.
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MPD (Managed Pressure Drilling) 103
BIBLIOGRAFÍA
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Offshore Applications, MOHR ENGINEERING DIVISION, Octubre de 2008.
• Managed Pressure Drilling, Matthew Daniel Martin, Mayo 2006.
• Propuesta geológica de perforación, PETROBRAS, Mayo 2008.
•
Well Engineering and Construction, Rabia Hussain.
• Drilling Engineering, DATALOG, Julio 2002.
• Perforando sin Problemás, PEMEX
• Atbalanced Engineering
•
E&P Magazine, October 2008
•
Papers de la American Association of Drilling Engineers, AADE
• Papers de la International Association of Drilling Contractors, IADC
• Petroleum Well Costs, Gregory Robert Leamon
• Manual de entrenamiento para reducir eventos no programados, DLS Argentina
• Underbalanced Drilling Manual, Gas Research Institute, 1999.
• Advanced Oil Well Drilling Engineering, Mitchell, 10ma Edición 1995.
•
Guía de fluidos de perforación y laboratorio, Fredy Guarachi, 2008.
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MPD (Managed Pressure Drilling) 104
ANEXO
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MPD (Managed Pressure Drilling) 105
GRADIENTES ESTIMADOS DE FORMACIÓN
FUENTE: PETROBRAS
GRADIENTES ESTIMADOS DE FRACTURA
FUENTE: PETROBRAS
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MPD (Managed Pressure Drilling) 106
HIDRÁULICA DE PERFORACIÓN
PRESIÓN HIDROSTÁTICA
Para líquidos:
0 . 0 52
Para gases:
Columnas cortas de gas con presiones de gas mayores a 1000 psia:
0 . 0 52 80 .3
Columnas largas de gas no presurizadas, donde la densidad varía con la
profundidad:
PRESIÓN HIDROSTÁTICA PARA FLUIDOS COMPUESTOS
0.052
DENSIDAD EQUIVALENTE
0.052
IDENTIFICACIÓN DEL TIPO FLUIDO CAUSANTE DEL AMAGO
Densidad del amago:
0.052
Si ρk < 4 ppg, el fluido es predominantemente gas.
Si ρk < 8 ppg, el fluido es predominantemente liquido.
FLUJO A TRAVÉS DE LAS BOQUILLAS DEL TREPANO
Caída de presión a través del trepano:
∆ 8.31110
POTENCIA HIDRÁULICA
∆ 1714
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MPD (Managed Pressure Drilling) 107
FUERZA DE IMPACTO HIDRÁULICO
0.01823 ∆
MODELOS REOLÓGICOS
Modelo
de
flujo
plástico
de
Bingham:
τ = VP ( γ /300) + YP
Modelo de ley exponencial:
τ = K*γ n
300
600log32.3θ
θ
=
p n
p p n n p k
11.5
11.5
1022
11.5 300600 θ
=
3
100log657.0
θ
θ
=a n
a a n n a
k 11.5
11.5
2.170
11.5 3100 θ
=
3
)(2 300600300100
θ
θ
−
−
1100 −
n
e k
p p n
p
p
n
p
p e p n
n
D
V k cP
⎟
⎠
⎞
⎜
⎝
⎛
⎟
⎠
⎞
⎜
⎝
⎛
−
4
136.1100)(
)1(
a a n
a
a
n
a
a e a n
n D D V k cP
⎟
⎠
⎞
⎜
⎝
⎛
⎟
⎠
⎞
⎜
⎝
⎛
−
−
3126.1100)(
)1(
12
Ley exponencial modificada:
τ = τO + K γ n
n
O
O
O
w K
w
w n
1
1
1
2
1
2
log
log
θ
θ
θ
−
=
⎟
⎠
⎞
⎜
⎝
⎛
⎟
⎠
⎞
⎜
⎝
⎛
−
−
=
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PERFORACIÓN MEDIANTE EL CONTROL DE LA PRESIÓN DE FONDO DE POZO
MPD (Managed Pressure Drilling) 108
GLOSARIO
Anulus o espacio anular ‐ El espacio entre la columna de sondeo y la pared del pozo o del casing. (Annulus
or annular space)
Aparejo para enroscar/cabeza giratoria ‐ Dispositivo conectado al eje del cuadro de maniobras, que se
utiliza como fuente de energía para enroscar barras, por lo general está del mismo lado que el perforador en
el cuadro de maniobras. *Ver aparejo de maniobras. (Make out cathead)
Aprisionamiento ‐ Condición por la cual barras de sondeo, casing u otros dispositivos quedan atrapados en
el pozo. Puede ocurrir durante la perforación, cuando se esta bajando casing o cuando se están sacando las
barras de sondeo. Cuando esto sucede, con frecuencia es necesario realizar operaciones de pesca. (Stuck)
Bajada/sacada de tubería bajo presión del pozo ‐ Introducción o extracción de tuberías con el pozo
presurizado
y
sin
permitir
el
flujo
vertical
en
el
extremo
superior
del
pozo.
(Stripping)
Bajar bajo presión del pozo (snub). ‐ Bajar tubería o herramientas en un pozo que no ha sido ahogado, en
condiciones de alta presión (por ejemplo, bajar tubería en un pozo contra presión). El “snubbing”
generalmente requiere de un conjunto de aparejos y cable de acero que fuerzan la tubería o las
herramientas dentro del pozo a través de una cabeza limpiadora o preventor de reventones hasta que la
columna alcance el peso suficiente para compensar en el stripper el efecto levantador de la presión del
pozo. Ver stripper head. (Snub).
Cabeza de circulación ‐ Dispositivo conectado al extremo superior del sondeo o del tubing, cuya función es
permitir el
bombeo
al
interior
del
pozo
sin
necesidad
de
usar
el
vástago
de
perforación.
(Circulating
head)
Cabeza giratoria ‐ Elemento sellador utilizado para cerrar el espacio anular alrededor del vástago al perforar
con presión la superficie; por lo general, se la instala por encima de los preventores de reventones
principales. Evita la formación de nube de polvo o de fluidos alrededor del rotary. La cabeza giratoria
permite seguir perforando, incluso cuando hay una presión tal en el annulus que no puede ser superada por
la densidad del fluido de perforación. Además, la cabeza giratoria impide que el pozo experimente un
reventón. Se utiliza principalmente para la perforación de formaciones con presión baja y fluidos de alta
presión. La velocidad de invasión a través de tales formaciones suele ser rápida. (Rotating head)
Circulación inversa ‐ Retorno del fluido de perforación a través de la barra de sondeo. El curso normal de la
circulación del fluido de perforación es hacia debajo de la columna de perforación y hacia arriba por el
espacio anular que rodea la columna de perforación. Cuando surgen algunos problemas especiales, se suele
invertir la circulación normal, haciendo que el fluido retorne a la superficie a través de la columna de sondeo
o el tubing mediante bombeo hacia abajo por el espacio anular. (Reverse circulation)
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PERFORACIÓN MEDIANTE EL CONTROL DE LA PRESIÓN DE FONDO DE POZO
MPD (Managed Pressure Drilling) 109
Contrapresión (Presión de casing, Presión de estrangulador) ‐ La presión en superficie sobre el lado del
casing del sistema de flujo de barra de sondeo/espacio anular. (Back pressure, Casing pressure, Choke
pressure) 2 La presión mantenida sobre el equipamiento o los sistemas por los que circula un fluido. (Back
pressure)
Derrumbe ‐
Colapso total
o parcial
de
las
paredes
de
un
pozo
como
consecuencia
de
presiones
internas,
expansión por hidratación o presiones de gas de formación. *Ver desmoronamiento. (Heaving)
Desgasificador ‐ Equipamiento que elimina el gas no deseado de un líquido, especialmente de fluidos de
perforación/terminación. Es un recipiente que utiliza la reducción de presión y/o la inercia para separar los
gases arrastrados de las fases líquidas. (Degasser)
Estrangulador ‐ Dispositivo con un orificio de tamaño fijo o variable instalado en una línea para restringir el
flujo y/o controlar el caudal de producción. Los estranguladores de superficie forman parte del árbol de
producción y contienen un orificio de estrangulación con un calibre de diámetro reducido que sirve para
restringir el flujo. Los estranguladores también se utilizan para restringir el caudal de flujo del lodo de
perforación que sale del pozo cuando se lo cierra con el preventor de reventones y se circula la surgencia al
exterior.. (Choke) Ver estrangulador ajustable, Árbol de producción o surgencia, surgencia, niple y
estrangulador positivo.
Estrangulador ajustable ‐ Estrangulador en el cual una aguja y un asiento cónicos modifican el caudal de
flujo. También llamado estrangulador automático. Ver estrangulador. (Adjustable choke)
Estrangulador de fondo de pozo ‐ Dispositivo con una abertura restringida que se coloca en el extremo
inferior
del
tubing,
cuya
función
es
controlar
el
caudal
de
flujo.
Ver
estrangulador.
(Bottom
hole
choke)
Formación ‐ Estrato o depósito compuesto en su totalidad por la misma clase de roca. Una unidad litológica.
A cada formación individual se le da un nombre, con frecuencia como resultado del estudio del afloramiento
en la superficie. A veces, el nombre hace referencia a los fósiles encontrados en la formación. (Formation)
Formación compacta ‐ Formación que contiene petróleo o agua, cuya permeabilidad y porosidad son
relativamente bajas. (Tight formation) Ver porosidad y permeabilidad.
Formaciones cavernosas ‐ Formación que presenta espacios vacíos de amplias dimensiones, generalmente
el resultado de la acción disolvente de aguas de formación que pueden no estar presentes. (Cavernous
formations)
Fractura de la formación ‐ Cuando la presión sobre el pozo es de tal magnitud que la formación expuesta no
la soporta, se dice que ocurre una fractura de la formación. (Formation breakdown)
Gas buster ‐ Denominación petrolera que se aplica a un separador primario de lodo‐gas. (Gas buster)
Gas de almacenamiento ‐ Gas que se encuentra acumulado en un reservorio subterráneo. (Storage gas)
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MPD (Managed Pressure Drilling) 110
Gas de casing ‐ Gas producido con petróleo. (Casinghead gas)
Gas de conexión ‐ Cantidad de gas relativamente escasa que entra al pozo cuando se detiene la bomba para
poder hacer una conexión. (Connection gas)
Gas de maniobra ‐ Acumulación de gas que entra al pozo durante una maniobra. (Trip gas)
Gas en cabeza de casing ‐ Gas producido con petróleo. (Casing head gas)
Gas entrampado ‐ gas de la formación que ingresa al fluido de perforación en el espacio anular.. (Entrained
gas) Ver lodo cortado con gas
Gas inyectado ‐ Inyección de gas a alta presión al interior de una formación para mantener o recuperar la
presión del reservorio; gas inyectado en operaciones de gaslift. (Injected gas)
Gel cero‐cero ‐ Condición en la que el fluido de perforación no logra formar cantidades apreciables de geles
durante un intervalo de inmovilidad (generalmente de 10 minutos). (Zero‐zero gel)
Gel de diez minutos ‐ Ver fuerza gel, 10 min. (Ten minute gel)
Gel de sílice ‐ Substancia porosa que consiste SiO2. Se utiliza como agente deshidratante en perforación con
aire o gas donde se encuentran pequeñas cantidades de agua. (Silica gel).
Gel inicial ‐ *Ver fuerza gel inicial. (Initial gel)
Gel plano‐ Condición en que la fuerza gel no manifiesta a los 10 minutos una modificación substancial con
respecto a la fuerza gel inicial.
Inyección
gasificada ‐
Fluido
de
perforación
que
arrastra
gas
de
la
formación,
lo
que
le
da
al
lodo
una
textura esponjosa característica. Si no se libera este gas arrastrado antes de que el fluido regrese a la
superficie, se reduce el peso o la densidad de la columna de fluido. El lodo cortado con gas suele ser una
señal de una posible surgencia o reventón y, como tal, se lo debe tratar como una advertencia de que la
presión de la formación está cambiando. (Gas‐cut mud)
Inyección por cabezal ‐ Proceso por el cual se aplica presión hidráulica a un pozo para impulsar el fluido o el
cemento fuera del pozo. Cuando se realiza una inyección de este tipo, se cierra la cabeza empaquetadora, o
cabeza de casing, para bloquear el espacio anular. Aunque este término todavía se utiliza, la palabra
bradenhead
se
ha
vuelto
obsoleta.
(Bradenhead
squeeze)
Línea de ahogo ‐ Línea de alta presión que conecta a la bomba de lodo con el conjunto de preventor de
reventones, por la cual se puede bombear fluido de perforación para controlar la presión del pozo mientras
se cierran los preventores. (Kill line)
Línea de control ‐ Línea hidráulica pequeña que se utiliza para comunicar fluido desde la superficie hasta
una herramienta de interior de pozo, por ejemplo una válvula de seguridad de subsuelo. (Control line)
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MPD (Managed Pressure Drilling) 111
Línea de flujo del estrangulador ‐ Extensión que se conecta al conjunto de preventor de reventones y que se
utiliza para derivar y controlar el flujo de fluidos del pozo que provienen del espacio anular. (Choke flowline)
Línea de llenado ‐ El accesorio lateral más pequeño del T de salida. Se utiliza para llenar el pozo cuando se
sacan las barras de sondeo. (Fill‐up line)
Línea de llenado ‐ La línea por la que se agrega fluido al pozo. (Fillup line)
Línea de retorno de lodo ‐ Canaleta o tubería ubicada entre las conexiones de superficie del pozo y de la
zaranda vibratoria, a través de la cual fluye el lodo cuando vuelve a la superficie desde el pozo. (Mud return
line)
Línea de salida ‐ Cañería de superficie a través de la cual se desplazan los efluentes desde el pozo al
equipamiento de procesamiento o almacenaje. (Flow line)
Línea de salida ‐ Línea de salida desde el árbol par permitir el movimiento de fluido. (Flowline)
Línea de salida al separador ‐ Línea de salida en perforación con aire o con gas. Ésta es una línea de salida
de diámetro grande que deriva el flujo de aire desde el equipo hasta un área de piletas. Ver derivador.
(Blooie line)
Línea del estrangulador ‐ Cañería de alta presión que conecta las salidas del preventor de reventones o las
salidas de la cabeza del pozo con el manifold del estrangulador, y que se utiliza para derivar y controlar los
fluidos del pozo que provienen del espacio anular. (Choke line)
Manguera de lodo ‐ También llamada manguera de inyección. *Ver manguera de inyección. (Mud hose)
Manguera rotatoria ‐
Tubería flexible,
reforzada,
de
un
equipo
de
perforación
giratorio,
que
conduce
el
fluido de perforación desde la bomba de lodo y caño‐soporte de manguera hasta la cabeza giratoria y el
vástago. También se la conoce con el nombre de manguera de lodo o manguera del vástago. (Rotary hose)
Ver vástago, bomba de lodo, caño‐soporte de tubería y cabeza giratoria.
Manifold ‐ Sistema accesorio de cañerías, parte de un sistema principal (o de otro conductor) que sirve para
dividir el flujo en varias partes, para combinar muchos flujos en uno solo, o para redirigir un flujo a
cualquiera de varios destinos posibles. *Ver manifold del estrangulador. (Manifold)
Manifold de bomba ‐ Disposición de válvulas y tuberías que permite varias alternativas durante el proceso
de succión y descarga de fluidos entre dos o más bombas. (Pump manifold)
Manifold del estrangulador ‐ El conjunto de cañerías y válvulas especiales, llamadas estranguladores, a
través del cual se circula el lodo de perforación cuando se cierran los preventores anulares para controlar las
presiones que se presentan durante una surgencia. Ver estrangulador y preventor de reventones. (Choke
manifold)
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MPD (Managed Pressure Drilling) 112
Manifold para inyección a presión ‐ Tipo de manifold que se utiliza en trabajos de inyección de cemento a
presión. (Squeeze manifold)
Maniobra ‐ Operación que consiste primero en sacar y luego en bajar la columna desondeo al pozo. (Trip)
Ver hacer una maniobra.
Maniobra completa ‐ Acción de extraer y luego correr hasta el pozo una sarta de tubería de perforación o de
tubing. También conocida como bajada o sacada de tubería. (Round trip)
Maniobra de bajada ‐ Acción de correr herramientas y/o tubería al interior del pozo. (Tripping‐in)
Método de circule y densifique ‐ Método para ahogar la presión de pozo en el que se comienza la
circulación inmediatamente y se aumenta la densidad del lodo en forma gradual, siguiendo un programa
definido. También llamado método Concurrente. (Circulate and weight method)
Método del perforador ‐ Método de ahogo de pozo en el que se realizan dos circulaciones completas por
separado. La
primera
circula
la
surgencia
al
exterior,
y la
segunda
circula
lodo
más
denso
por
el
pozo
(Driller
Method).
Panel de control del preventor de reventones (BOP) ‐ Conjunto de controles, generalmente ubicados cerca
de la posición del perforador en el piso del equipo, que se manipula para abrir y cerrar los preventores de
reventones. (Blowout preventer [BOP] control panel)
Panel del estrangulador a control remoto ‐ Conjunto de controles, generalmente ubicados en el piso del
equipo, que se utiliza para controlar la cantidad de fluido de perforación que se circula a través del manifold
de ahogo. Este procedimiento resulta necesario al hacer circular una surgencia fuera del pozo. (Remote
choke panel)
Pegamiento (de pared) por presión diferencial ‐ Adherencia que ocurre porque parte de la columna de
sondeo (generalmente los portamechas) se incrusta en el revoque de filtración lo que tiene como
consecuencia una distribución no uniforme de la presión alrededor de la circunferencia de la tubería. Para
que ocurra este fenómeno son imprescindibles las siguientes condiciones: una formación permeable y una
presión diferencial en conjunto con un revoque de filtrado impermeable y una columna de sondeo.
(Differential pressure wall sticking)
Penetración,
velocidad
de ‐
La
cantidad
de
pies
perforados
por
hora.
(Penetration,
rate
of)
Pérdida de circulación ‐ Pérdida de una cantidad de lodo en el interior de la formación, generalmente en
lechos cavernosos, fisurados, o permeables. Esta pérdida se manifiesta por la falta total o parcial de retorno
del lodo a la superficie durante la circulación. La circulación perdida puede provocar un reventón y en
general, reducir la eficacia de la operación de perforación. También se la llama pérdida de retorno. *Ver
reventón. (Lost circulation)
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PERFORACIÓN MEDIANTE EL CONTROL DE LA PRESIÓN DE FONDO DE POZO
MPD (Managed Pressure Drilling) 113
Pérdida de fluido ‐ Medida de la cantidad relativa de fluido perdido (filtrado) en formaciones porosas o
membranas al ser sometido (el fluido de perforación) a la presión diferencial. *Ver API RP 13B para
procedimiento estándar de ensayo de filtración de la API. (Fluid loss)
Pérdida de presión ‐ 1. Reducción de la fuerza que un fluido ejerce contra una superficie, y que suele ocurrir
a causa
del
movimiento
de
ese
fluido
contra
esa
superficie.
2.
Cantidad
de
presión
que
indica
un
manómetro
de presión de tubería de perforación cuando el fluido de perforación circula por acción de la bomba de lodo.
Las pérdidas de presión tienen lugar a medida que se circula el fluido. (Pressure loss)
Pérdida de retorno ‐ Pérdida de circulación provocada por el ingreso de fluido de perforación desde el pozo
al interior de una formación porosa, fracturada o cavernosa. También llamada circulación perdida. *Ver
pérdida de circulación. (Lost returns)
Pérdida por filtración ‐ El flujo de fluidos y sólidos que ocurre en las etapas iniciales de una filtración, antes
de que las aberturas porales queden taponadas y antes de que se forme una torta de filtrado. (Surge loss)
Purga ‐ Liberación controlada de fluidos de un sistema cerrado y presurizado, con el fin de reducir la presión.
(Bleeding)
Purga ‐ Evacuación de la presión de un pozo. (Bleeding‐off)
Purgar ‐ Liberar líquido o gas, por lo general lentamente, a través de una válvula llamada purgador/grifo de
purga. Purgar (bleed down o bleed off) significa liberar lentamente la presión de un pozo, o de
equipamiento que esté bajo presión. (Bleed)
Resistencia de gel ‐ capacidad, o medida de la capacidad, de un colide de desarrollar y mantener estado de
gel. La resistencia de gel de un fluido de perforación determina su capacidad de mantener sólidos en
suspensión. A veces se agrega bentonita y otras arcillas coloidales a los fluidos de perforación para
aumentar su fuerza gel. La resistencia de gel es una unidad de presión que se suele expresar en libras/100
pies cuadrados. Es una medida de las mismas fuerzas interpartículas de un fluido que se determinan por el
punto de fluencia, con la diferencia de que la resistencia gel se considera bajo condiciones estáticas,
mientras que el punto de fluencia se considera bajo condiciones dinámicas. Las mediciones habituales de
resistencia gel son la resistencia de gel inicial y la fuerza gel a 10 minutos. (Véase). Ver corte, medidor de
fuerza de corte y Tixotropía. (Gel strength)
Resistencia de gel a 10 minutos ‐ La resistencia de gel de un fluido a 10 minutos es la lectura máxima de un
viscosimetro de lectura directa luego de que el fluido permanece en reposo por 10 minutos. La lectura se
expresa en libras/100 pies cuadrados. *Ver API RP 13B para detalles de procedimiento del ensayo. (Gel
strength, 10‐min)
7/17/2019 PERFORACIÓN MEDIANTE EL CONTROL DE LA PRESIÓN DE FONDO.pdf
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PERFORACIÓN MEDIANTE EL CONTROL DE LA PRESIÓN DE FONDO DE POZO
MPD (Managed Pressure Drilling) 114
Resistencia de gel inicial ‐ La resistencia de gel inicial de un fluido es la lectura máxima de un viscosímetro
de lectura directa luego de que el fluido permanece en reposo por 10 segundos. La lectura se expresa en
libras/100 pies cuadrados. *Ver API RP 13B para detalles de procedimiento del ensayo. (Gel strength, Initial)
Reventón ‐ 1‐ Afluencia descontrolada de gas, petróleo u otros fluidos de un pozo a la atmósfera u a otra
zona. Un
reventón,
o pozo
surgente,
ocurre
cuando
la
presión
de
la
formación
excede
la
presión
ejercida
por
la columna de fluido de perforación. Una surgencia es una advertencia de que se está por producir un
reventón. Ver presión de formación, pozo surgente y surgencia. 2. Blowout ‐ Expulsar una cantidad de agua
y vapor de una caldera para disminuir la concentración de minerales. (Blowout)
Reventón subterráneo ‐ Flujo descontrolado de fluidos de formación desde una zona de subsuelo a otra
zona de subsuelo. (Underground blowout)
Romper la circulación ‐ Poner en funcionamiento la bomba de lodo para restaurar la circulación de la
columna de lodo. Dado que la columna de fluido de perforación, estancada, se gelifica durante el período en
que no circula, generalmente se requiere una bomba de alta presión para comenzar la circulación. (Break
circulation)
Sacada de tubería bajo presión del pozo ‐ Sacar el sondeo cuando el pozo está cerrado por causa de una
surgencia. (Stripping out)
Sobrebalance ‐ Cantidad de presión que excede la de la formación por acción de la presión que ejerce el
cabezal hidrostático del fluido en el pozo. (Overbalance)
Subbalance o bajo balance ‐ Término que describe una condición en la que la presión del reservorio es
mayor que
la
altura
hidrostática
del
fluido
en
el
pozo.
(Underbalance)
Trampa de gas ‐ Dispositivo tubular perforado conectado al extremo inferior de una bomba de varillas que
ayuda a impedir el bloqueo por gas. El dispositivo funciona de acuerdo al principio de que el gas, al ser más
liviano que el petróleo, asciende. A medida que los fluidos del pozo entran a la trampa, el gas se libera del
fluido y sale de la trampa a través de unas perforaciones que hay cerca del extremo superior. Los fluidos que
quedan entran a la bomba a través de un tubo conductor (situado en el interior de la trampa), que tiene una
abertura cerca del extremo inferior. De esta manera, todos o casi todos los gases escapan antes de que los
fluidos entre a la bomba. *Ver obturación por gas, tubo conductor, y bomba de varillas. (Gas anchor)
Válvula a charnela ‐ Mecanismo articulado de cierre que opera como un pivote, y que se utiliza para impedir
el flujo ascendente por la tubería. (Flapper valve)
Válvula aguja ‐ Válvula esférica que contiene un disco con punta en forma de aguja que permite lograr una
regulación de flujo extremadamente fina. (Needle valve)
7/17/2019 PERFORACIÓN MEDIANTE EL CONTROL DE LA PRESIÓN DE FONDO.pdf
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PERFORACIÓN MEDIANTE EL CONTROL DE LA PRESIÓN DE FONDO DE POZO
MPD (Managed Pressure Drilling) 115
Válvula anular ‐ Válvula que se utiliza en una columna de ensayo de pozo (DST) para operar con cámara para
toma de muestras o posicionar fluidos de tratamiento.(Annular Valve)
Válvula camisa ‐ Válvula ubicada en la parte inferior de un retenedor. (Sleeve valve).
Válvula de circulación ‐ Accesorio que se utiliza por encima de un empaquetador (packer), que permite la
circulación espacio anular‐tubing y viceversa. (Circulation valve)
Válvula de Contrapresión ‐ Válvula de control de flujo que permite el control del flujo de sentido contrario
que se produce en la bajada o sacada de tubería. (Back pressure valve)
Válvula de descarga ‐ Equivalente a válvula de circulación. (Unloader)
Válvula de desplazamiento diferencial ‐ Válvula para fines específicos que se utiliza para espaciar y
embridar el pozo y que se baja con la columna de tubing. (Differential displacing valve)
Válvula de escape de presión ‐ Válvula que se abre a una presión predeterminada para descargar las
presiones excesivas dentro de la tubería o línea; también denominada válvula de desahogo, de seguridad o
de resorte. (Pressure relief valve)
Válvula de inyección ‐ Válvula de movimiento vertical a resorte que se utiliza en el pozo, que se baja con
cable/alambre y que se asienta en un perfil, cuya función es cerrar el pozo si se detiene la inyección.
(Injection valve)
Válvula de limpieza ‐ Dispositivo que se utiliza con un empaquetador para limpiar punzados abiertos;
también llamado disco de limpieza. (Surge valve)
Válvula de movimiento vertical ‐
Mecanismo de
tipo
cierre/apertura
por
el
cual
los
resortes
se
utilizan
para
mantener a la válvula en su lugar; suele encontrárselo en tapones puente recuperables. (Poppet valve)
Válvula de operación por rotación ‐‐ Válvula que utiliza el mismo principio que la válvula anular, salvo que
requiere de la rotación de la tubería para operaciones de apertura y de cierre. (Indexing valve)
Válvula de retención ‐ Válvula que permite el flujo en una sola dirección. (Check valve)
Válvula de seguridad de barras de sondeo ‐ Esta es básicamente una válvula de apertura completa ubicada
en el piso del equipo provista de roscas que se corresponden con las de las barras de sondeo que se están
usando.
Esta
válvula
cierra
las
barras
de
sondeo
para
evitar
el
flujo.
(Drill
pipe
safety
valve)
Válvula de seguridad de velocidad ‐ Estrangulador de tormenta. (Velocity safety valve)
Válvula de seguridad del sondeo ‐ También llamada válvula inferior del vástago de perforación. Ver válvula
del vástago de perforación. (Drill ‐stem safety valve)
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PERFORACIÓN MEDIANTE EL CONTROL DE LA PRESIÓN DE FONDO DE POZO
MPD (Managed Pressure Drilling) 116
Válvula dummy ‐ Válvula ciega que se coloca en un mandril de gas‐lift para bloquear la comunicación anular
con el tubing. (Dummy valve)
Válvula esclusa ‐ válvula provista de una esclusa corrediza para abrir y cerrar el paso. (Gate valve)
Válvula esclusa maestra ‐ 1. Válvula de gran tamaño ubicada en el árbol de navidad que se utiliza para
controlar el flujo de petróleo y gas del pozo. 2. Esclusas ciegas de un preventor de reventones. (Master gate)
Válvula esférica ‐ Dispositivo de control de flujo provisto de una bola con un mecanismo rotativo para
abrir/cerrar el tubo. (Ball valve)
Válvula fija ‐ Válvula fija de bola y asiento ubicada en el extremo inferior del cilindro móvil de una bomba de
varillas. La válvula fija y su jaula se mantienen inmóviles, lo que la diferencia de la válvula móvil. *Ver válvula
de contrapresión y válvula móvil. (Standing valve)
Válvula flotadora de sondeo ‐ Válvula de retención ubicada en la columna de sondeo que permite el
bombeo de
fluido
hacia
el
pozo,
pero
impide
que
el
flujo
entre
a la
columna.
(Drill
string
float)
Válvula inferior del vástago de perforación ‐ También llamado válvula deseguridad de la columna de
sondeo. *Ver válvula de seguridad de la columna de sondeo. (Lower kelly cock)
Válvula inferior del vástago de perforación ‐ Válvula de apertura completa instalada inmediatamente
debajo del vástago de perforación, cuyo diámetro externo es igual al de la unión doble. (Kelly valve, lower)
Válvula maestra ‐ La válvula principal de control en el árbol de navidad. (Master)
Válvula maestra de línea del estrangulador ‐ Válvula en el estrangulador y en la línea de salida que está mas
cercana al
conjunto
preventor.
Su
función
es
la
de
detener
el
flujo
a través
del
estrangulador
y la
línea
de
salida. (Master choke line valve)
Válvula móvil ‐ Una de las dos válvulas que forman parte de un sistema de bombeo de varillas. La válvula
móvil se desplaza con el movimiento de la columna de varillas. En la embolada ascendente, el miembro de
bola de la válvula se asienta y sostiene la carga de fluido. En la embolada descendente se da el proceso
inverso, lo que permite que el fluido entre a la columna de producción. (Travelling valve) Comparar con
válvula fija
Válvula superior del vástago de perforación ‐ Válvula instalada entre la cabeza de inyección y el vástago de
perforación. Cuando se produce un contraflujo de alta presión en el interior de la columna de sondeo, la
válvula se cierra para bloquear el acceso de la presión a la cabeza de inyección y a la manguera de inyección.
Válvula tapón ‐ Válvula con un mecanismo de trabajo que consiste en un tapón con un agujero que lo
atraviesa por el eje que coincide con la línea de flujo. Al hacer girar el tapón 90 grados, la válvula se abre o
se cierra. (Plug valve)
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PERFORACIÓN MEDIANTE EL CONTROL DE LA PRESIÓN DE FONDO DE POZO
Varilla corta de bombeo ‐ 1. Varilla de bombeo de longitud inferior a los 25 pies. 2. Varilla unida a la varilla
de conexión y al vástago del émbolo de una bomba de lodo. (Pony rod)
Varilla de bombeo ‐ Barra de acero especial; varias de estas barras atornilladas entre sí constituyen el
vínculo mecánico entre la unidad de bombeo a balancín en la superficie y la bomba de varillas en el fondo de
un pozo.
Las
varillas
de
bombeo
tienen
ambos
extremos
roscados.
La
API
establece
dimensiones
estándar
exactas y especificaciones acerca de los metales para la fabricación de estas varillas. La longitud va desde 25
pies (7,62 m) hasta 30 pies (9,144 m), con diámetros que van desde 1 ⁄ 2 pulgada (12 mm) hasta 1 1/8 de
pulgada (28 mm). (Sucker rod) Ver unidad de bombeo a balancín.
Velocidad anular ‐ Velocidad de un fluido que se desplaza por el espacio anular. (Annular velocity)
Velocidad crítica ‐ Velocidad en el punto de transición entre el flujo laminar y el flujo turbulento de un
fluido. Este punto se presenta en un rango de transición de números de Reynolds de entre 2000 y 3000
aproximadamente. (Velocity, critical)
Velocidad de corte ‐ Velocidad a la que una acción, como resultado de las fuerzas que se ejercen sobre ella,
provoca o tiende a provocar que dos partes adyacentes de un cuerpo se deslicen en cierta forma una sobre
la otra en una dirección paralela a su plano de contacto. Suele medirse en rpm. (Rate of shear)
Velocidad de deslizamiento ‐ Diferencia entre la velocidad anular del fluido y la velocidad de remoción de
un recorte desde el pozo. (Slip velocity).
Fuente: WCS Glossary.
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