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principales temas relacionados con el tema de perforacion bajo balance
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Tabla de Contenido
1 QUÉ ES PERFORACIÓN BAJO BALANCE? ................................................................................... 4
2 POR QUÉ PERFORAR BAJO BALANCE? ....................................................................................... 5
2.1 INCREMENTO EN LA RATA DE PENETRACIÓN .................................................................................. 5
2.1.1 AUMENTO EN LA VIDA DE LA BROCA ........................................................................................... 6
2.2 REDUCCIÓN DE LAS PERDIDAS DE CIRCULACIÓN ........................................................................... 6
2.2.1 REDUCCIÓN DE LAS PÉRDIDAS DIFERENCIALES. ........................................................................... 6
2.3 REDUCCIÓN DEL DAÑO DE FORMACIÓN .......................................................................................... 6
2.3.1 PRODUCCIÓN TEMPRANA ............................................................................................................ 7
2.3.2 REDUCCIÓN DE COSTOS DE ESTIMULACIÓN. ................................................................................. 7
2.3.3 MEJOR EVALUACIÓN DE LA FORMACIÓN ...................................................................................... 7
3 LIMITACIONES A LA PERFORACIÓN BAJO BALANCE ............................................................ 8
3.1 INESTABILIDAD DEL POZO ............................................................................................................... 8
3.2 INFLUJOS DE AGUA .......................................................................................................................... 8
3.3 FUEGOS DE FONDO .......................................................................................................................... 9
3.4 PERFORACIÓN DIRECCIONAL .......................................................................................................... 9
3.5 EXCESIVA PRODUCCIÓN DE HIDROCARBUROS .............................................................................. 10
3.6 FACTORES ECONÓMICOS .............................................................................................................. 10
4 TÉCNICAS DE PERFORACIÓN BAJO BALANCE. ...................................................................... 11
4.1 FLUIDOS DE PERFORACIÓN GASEOSOS. ........................................................................................ 11
4.1.1 RECOMENDACIONES, PERFORACIÓN CON FLUIDO GASEOSO ....................................................... 13
4.2 FLUIDOS DE PERFORACIÓN DE DOS FASES .................................................................................... 13
4.2.1 NIEBLA ..................................................................................................................................... 13
4.2.2 ESPUMA .................................................................................................................................... 15
4.2.3 FLUIDOS GASIFICADOS .............................................................................................................. 16
4.3 DISEÑOS DE POZO .......................................................................................................................... 18
4.3.1 BOMBEO DE FLUIDO DE BAJA DENSIDAD POR LA TUBERÍA DE PERFORACIÓN. ............................. 18
4.3.2 TUBERÍA PARÁSITA ................................................................................................................... 18
4.3.3 TUBERÍA CONCÉNTRICA ............................................................................................................ 19
4.4 SISTEMAS DE SUPERFICIE .............................................................................................................. 19
4.4.1 SISTEMA ABIERTO (TAS) .......................................................................................................... 20
4.4.2 SISTEMAS CERRADOS ................................................................................................................ 21
3
4.5 EQUIPOS ......................................................................................................................................... 22
4.5.1 COMPRESORES .......................................................................................................................... 22
4.5.2 UNIDADES DE NITRÓGENO ........................................................................................................ 22
4.5.3 PREVENTORAS .......................................................................................................................... 23
4.5.4 CABEZAS ROTATORIAS .............................................................................................................. 23
4.5.5 CHOKES Y MANIFOLDS .............................................................................................................. 23
4.5.6 SEPARADORES DE GAS/LODO .................................................................................................... 24
4.5.7 SKIMMERS ................................................................................................................................ 24
4.5.8 BLOOIE LINE ............................................................................................................................. 24
5 PLANEACIÓN DEL POZO ............................................................................................................... 25
5.1 CRITERIOS DE SELECCIÓN ............................................................................................................ 25
5.2 CONCEPTOS EQUIVOCADOS .......................................................................................................... 25
6 SEGURIDAD EN PERFORACIÓN BAJO BALANCE ................................................................... 26
6.1 INTRODUCCIÓN .............................................................................................................................. 26
6.2 OPERACIONES CON GAS SULFURO DE HIDROGENO ...................................................................... 26
6.3 QUEMA DE GAS .............................................................................................................................. 27
6.4 SEPARACIÓN Y ALMACENAMIENTO ............................................................................................... 27
6.5 INTERACCIÓN CON LAS FACILIDADES EXISTENTES. ...................................................................... 27
6.6 COMUNICACIÓN EN EL POZO ......................................................................................................... 27
6.7 FUEGOS DE FONDO ......................................................................................................................... 28
6.8 PERFORACIÓN CON GAS NATURAL ............................................................................................... 28
6.9 FLUJO EN REVERSA ........................................................................................................................ 28
6.10 PROCEDIMIENTOS DE CONTROL DE POZO ................................................................................... 28
6.11 EQUIPOS ....................................................................................................................................... 28
6.12 MEDIO AMBIENTE ........................................................................................................................ 29
6.12.1 CONTAMINACIÓN DE LA TIERRA Y EL AGUA ............................................................................. 29
6.12.2 POLUCIÓN DE AIRE .................................................................................................................. 29
6.12.3 DISPOSICIÓN DE AGUAS PRODUCIDAS ...................................................................................... 29
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11 QQUUÉÉ EESS PPEERRFFOORRAACCIIÓÓNN BBAAJJOO
BBAALLAANNCCEE??
La perforación de pozos de petróleo y gas, es
comúnmente llevada a cabo con tecnologías
convencionales donde la broca rompe la formación
en el fondo del pozo. Para limpiar este y refrigerar
la broca, se inyecta fluido de perforación a través
de la tubería de perforación y el flujo es retornado
a superficie por el espacio anular entre la pared del
pozo y la tubería.
Este fluido de perforación tiene la función de
estabilizar el pozo, enfriar la broca y controlar los
fluidos producidos por la formación. Estos fluidos
son controlados manteniéndolos en la formación
con la presión ejercida por la columna hidrostática
del fluido de perforación en el espacio anular. Si la
presión de la formación y la columna hidrostática
son iguales, el pozo es perforado en un estado
balanceado y ningún fluido se mueve hacia o
desde la formación.
Pero generalmente, los programas de perforación
son diseñados para asegurar que la presión de la
columna hidrostática sobre la formación sea mayor
que la presión de poro durante todas las etapas de
perforación. Esta situación es denominada
perforación Sobre Balance y previene que
cualquier fluido de la formación fluya hacia el
pozo.
Como la presión sobre la cara de formación es
mayor que la presión de poro, parte del fluido de
perforación es empujado hacia los poros de la roca
por lo que diversos materiales y químicos son
usados en el fluido de perforación para formar una
capa impermeable o “Torta de Lodo” sobre la
pared del pozo para restringir el flujo.
La perforación Bajo Balance es definida cuando
la presión del fluido de perforación es
5
intencionalmente mantenida por debajo de la
presión de poro de la formación en la sección
abierta del pozo. Luego los fluidos de la formación,
fluirán hacia el espacio anular cuando una
formación permeable sea perforada, esto también
es conocido como “Perforación con Flujo”.
Para llevar a cabo un proyecto de perforación Bajo
Balance, es necesario disponer de equipo y
personal especializado para controlar los flujos de
las formaciones productoras durante la
perforación. Sin embargo, la perforación Bajo
Balance ofrece substanciales beneficios sobre las
técnicas de perforación convencionales. Esto
incluye:
• Reducción del Daño de Formación.
• Mejor evaluación de la formación.
• Incremento en la productividad del pozo.
• Los trabajos primarios de estimulación
pueden ser reducidos o eliminados
completamente.
• Reducción de las pérdidas de circulación.
• Evita pegas diferenciales.
• Reduce costos de fluidos de perforación.
• Incremento de ROP
• Incremento en la vida de la broca
• Reduce Costos – Aumento de
productividad.
El logro de cualquiera de estos beneficios esta
controlado por las propiedades de la formación
objetivo y las rocas subyacentes y por las
características especificas del pozo a perforar.
22 PPOORR QQUUÉÉ PPEERRFFOORRAARR BBAAJJOO
BBAALLAANNCCEE??
El mayor beneficio de la perforación Bajo Balance
es que puede incrementar el Valor Presente Neto
del Proyecto de perforación. Este beneficio puede
ser generado por diversos factores:
2.1 Incremento en la rata de
penetración
El incremento en las ratas de penetración durante
la perforación Bajo Balance es un fenómeno bien
conocido y documentado en la industria. Este
incremento es correlacionable en una relación
linear con el diferencial de presión de poro y la
presión de bajo balance. Es común ver
incrementos hasta de 10 veces sobre pozo
perforados sobre balance.
6
2.1.1 Aumento en la vida de la broca
La vida de la broca es incrementada en pozos
perforados Bajo Balance y con fluidos livianos de
perforación en vez de lodos convencionales.
La perforación Bajo Balance incrementa la presión
diferencial sobre la cara de la formación que esta
siendo perforada disminuyendo la resistencia
aparente de la roca. Por lo tanto, se puede utilizar
menos peso sobre la broca para incrementar la
eficiencia de perforación con menos trabajo
realizado por la broca en sí. Esto genera un mayor
tiempo de la broca en el pozo.
Adicionalmente, al perforar con aire o niebla se
genera un efecto Venturi en las boquillas que
pueden reducir la temperatura por debajo de 0°C
debido a la expansión del gas, generando
excelentes resultados para la refrigeración de la
broca.
2.2 Reducción de las perdidas de
Circulación
Al perforar una formación con baja presión y
grandes gargantas de poro, fracturas o cavernas,
se puede originar una situación de pérdidas de
circulación cuando el fluido de perforación fluye
hacia la formación en vez de retornar a superficie.
Las pérdidas de circulación pueden llegar a ser
muy costosas debido al tiempo requerido para
reemplazar el fluido, químicos y aditivos perdidos
antes de que se pueda establecer nuevamente
circulación.
Al perforar Bajo Balance, se disminuyen las
pérdidas de circulación debido a la mínima presión
diferencial entre la columna hidrostática del pozo
contra la presión de la formación.
Sin embargo, estas pérdidas de circulación
también pueden ocurrir durante la perforación Bajo
Balance ocasionadas por cambios en la geometría
de las fracturas o de presiones.
Es también posible que debido a las presiones
capilares algo del fluido de perforación se pierda
en la formación. Sin embargo, esto ocurre a tan
pequeña escala que este fenómeno es indetectable
para los volúmenes de fluido que se manejan en
perforación.
2.2.1 Reducción de las pérdidas
diferenciales.
Durante la perforación Sobre Balance de una
formación permeable, la presión diferencial entre
la columna hidrostática y la presión de poro, forma
una “torta de lodo” en la pared. La pega diferencial
ocurre cuando la tubería de perforación se incrusta
dentro de la torta y debido al área, se genera una
gran presión diferencial que es aplicada sobre la
tubería hasta el punto que llega a ser mayor que la
capacidad de tensión.
Durante la perforación Bajo Balance, la pega
diferencial se elimina pues no se forma torta de
lodo.
2.3 Reducción del daño de
formación
Uno de los más peligrosos daños de formación es
el causado por la invasión de lodo o filtrado de
lodo en la formación. Esto causa severas
7
reducciones en la permeabilidad en la zona vecina
al pozo (Skin Damage).
Este daño puede afectar la evaluación inicial de un
yacimiento comercial calificando como no
comercial.
Esta invasión de fluidos es causada por la presión
diferencial del pozo hacia la formación, que
empuja el lodo dentro de los poros generando el
bloqueo y diminución de permeabilidad.
Durante la perforación Bajo Balance, esta presión
diferencial desde el pozo hacia la formación es
reducida o invertida, eliminando el factor de daño
de formación a un valor mínimo.
Sin embargo, algunas veces, se presentan
transientes de presión sobre balance durante la
perforación debido a conexiones de tubería o falta
de control en las presiones de circulación o influjos
de fluidos. Todos estos problemas se pueden
resolver con un adecuado diseño, control y
supervisión del pozo.
2.3.1 Producción Temprana
Durante la perforación Bajo Balance, la producción
de crudo y gas se presenta en superficie tan
pronto como una zona de interés con
hidrocarburos es perforada.
Es necesario equipo y personal adicional
especializado para el manejo de estos
hidrocarburos, que pueden ser comercializados
luego de su tratamiento. Algunos pozos Bajo
Balance han vendido suficiente crudo durante su
perforación para pagar por el valor del pozo.
2.3.2 Reducción de costos de estimulación.
Luego de perforar un pozo con métodos
convencionales de Sobre Balance, se deben
realizar operaciones de estimulación para reducir el
daño de formación usando generalmente métodos
como la acidificación, inyección de surfactantes o
el fracturamiento hidráulico.
Todos estos procedimientos generan incrementos
en el costo final del pozo disminuyendo su
rentabilidad en un intento por conectar la zona no
dañada con el pozo.
Al reducir el daño de formación con la perforación
bajo balance, se reducen considerablemente los
costos de futuras estimulaciones.
2.3.3 Mejor evaluación de la formación
Algunas veces la perforación convencional sobre
balance, oculta la presencia de formaciones
productoras debido a su baja presión y por lo tanto
son clasificadas como zonas de pérdida de
circulación.
La perforación Bajo Balance, mejora la detección
de estos intervalos donde la producción de aceite
puede ser registrada en superficie tan pronto como
son perforados.
Los fluidos producidos como aceite y gas
combinados con un registro de Mud Logging
adecuando y los parámetros de perforación, son
una herramienta poderosa para indicar las
potenciales yacimientos productores tan pronto
como son perforados. Al contrario de la
perforación Sobre Balance convencional en donde
la presión restringe estos flujos y el operador tiene
8
que esperar hasta una prueba DST o los registros
eléctricos para confirmar estas zonas.
También es posible medir la productividad del pozo
durante la perforación deteniendo la circulación y
permitiendo que el pozo fluya para hacer las
mediciones necesarias.
33 LLIIMMIITTAACCIIOONNEESS AA LLAA PPEERRFFOORRAACCIIÓÓNN
BBAAJJOO BBAALLAANNCCEE
Las limitaciones e impedimentos para realizar una
perforación bajo balance son principalmente
técnicos o económicos.
Las razones para no perforar bajo balance se
centran en inestabilidad de pozo, influjos de agua,
fuegos de fondo, perforación direccional y excesiva
producción de hidrocarburos.
3.1 Inestabilidad del Pozo
La inestabilidad del pozo es generada por dos
factores: químicos y mecánicos.
Los factores mecánicos son incrementados durante
la perforación Bajo Balance debido a que la
formación se somete a mayor estrés especialmente
sobre la pared del pozo. Este estrés es liberado en
forma de inestabilidad que puede terminar en
obstruir la tubería de perforación debido a los
fragmentos de roca desprendidos y que no pueden
ser levantados a superficie por el fluido de
perforación.
La inestabilidad del pozo por factores químicos
puede ocurrir cuando se perfora Bajo Balance una
formación sensitiva al agua, luego se perfora una
formación productora de agua que logra que la
formación sensitiva más arriba se torne inestable.
Adicionalmente, los fluidos de perforación como
niebla, espuma o fluidos aireados pueden tener
componentes que no sean compatibles con la
formación perforada que terminaría en una
situación de hueco inestable. Estos fluidos
necesitan ser diseñados para ser compatibles con
la química de la roca.
3.2 Influjos de Agua
Los influjos de agua pueden detener la perforación
bajo balance por varias razones: Cuando se
perfora con un fluido gaseoso, el agua de
formación puede humedecer los cortes perforados,
causando que estos se aglomeren y acumulen en
la tubería de perforación, especialmente al tope de
los collares hasta cerrar el espacio anular. La
acumulación de estos cortes es comúnmente
denominada “Anillo de Lodo”, el cual si no es
detectado puede crecer hasta el punto que la
tubería es atrapada o si hay gas natural mezclado
con aire, se generaría una explosión de fondo
debido al incremento de presión, también se
puede llegar hasta el punto de fracturar la
formación.
Paradójicamente, si se adiciona algo de agua al
fluido gaseoso con el cual se esta perforando, se
puede controlar la formación de “Anillos de Lodo”,
debido a que los ripios al ser cortados, son
saturados de agua inmediatamente previniendo
que se adhieran unos a otros.
Por esta razón, es normal pasar de una operación
de perforación con aire seco a una con niebla en
9
caso de que halla un influjo de agua. Si se adiciona
jabón o algún agente espumante, se pueden
controlar influjos de agua de hasta 200 Bbl/Hr.
La estabilidad de la espuma se ve comprometida al
presentarse influjos de agua salada. En ese caso,
el pozo se llena de agua no desplazada hasta que
la presión de circulación de gas suba al limite del
equipo de superficie, en ese punto es tiempo de
cambiar a lodo. Sin embargo, el mayor problema
de los influjos de agua es económico.
Los influjos de agua también pueden ser
controlados por lodo aireado con más capacidad
de ejercer una mayor densidad equivalente de
circulación. El problema surge cuando el agua se
mezcla con el lodo cambiando la relación gas –
líquido y surgen problemas de como calcular
adecuadamente la presión de fondo.
También, en algunos casos es posible sellar las
zonas productoras de agua bombeando químicos
que penetran en la formación, reaccionan y la
bloquean.
3.3 Fuegos de Fondo
A fuegos de fondo es más apropiado llamarlos
explosiones de fondo. Son infrecuentes pero las
consecuencias son espectaculares: los collares de
perforación y la broca pueden ser completamente
derretidos.
Para que se inicie un fuego deben existir el
oxidante (aire), el combustible (Petróleo, Diesel,
Gas) y la ignición (presión causada por un anillo de
lodo o una chispa).
Al formarse un anillo de lodo, se sigue bombeando
aire que se mezcla con el gas producido y se
incrementa la presión y, por consiguiente, la
temperatura hasta que la mezcla alcanza el punto
de ignición. Muchas veces el fuego se inicia y se
sigue bombeando aire desde superficie
incrementando las consecuencias.
Los fuegos de fondo pueden ser evitados usando
fluidos de perforación no oxidantes (aire) y
cambiándolos a gases como el gas natural o el
nitrógeno. También se puede cambiar de perforar
con aire seco a niebla o espuma en donde el aire
disponible para combustión esta aislado en
burbujas
3.4 Perforación Direccional
Las aplicaciones de perforación direccional con
herramientas MWD y LWD se ven restringidas
debido a que estas usan un fluido no compresible
como el lodo para transmitir la información a
superficie. Al cambiarse este fluido incompresible
por un fluido gaseoso o gasificado, las señales se
ven atenuadas e inutilizables.
También, la lubricación de los motores direcionales
con fluidos como aire o espuma no es la
recomendada.
Debido a estas dificultades, algunas compañías
abandonaron el uso de la perforación Bajo Balance
al inicio del programa direccional.
Existen algunas soluciones a este problema como:
MWD electromagnéticos que no necesitan de el
lodo para transmitir la información pero solo son
operacionales bajo condiciones especiales de
10
resistividad de las formaciones y aun existen
preocupaciones sobre la confiabilidad de la
herramienta que todavía esta en desarrollo.
Herramientas de MWD con cable pueden ser
usadas con el inconveniente de que tienen que ser
retiradas del pozo si la tubería va a ser rotada. Y el
tiempo de conectar y desconectar el cable puede
incrementar los costos de la perforación bajo
balance drásticamente haciéndola poco atractiva.
“Conectores húmedos” para los MWD con cable
que se pueden dejar en el pozo si la tubería es
rotada pero también resultan en pérdidas de
tiempo al hacer conexiones y viajes de la tubería.
Existen otros métodos más prácticos en donde se
inyecta fluido no compresible por la tubería de
perforación para usar herramientas direccionales
normalmente y se inyecta a través de una tubería
parásita o una tubería anular, un fluido gaseoso a
una profundidad fija y de esta manera reducir el
peso de la columna hidrostática.
3.5 Excesiva producción de
Hidrocarburos
El control de pozo (“well control”) no es una
limitación para la perforación Bajo Balance debido
a que los fluidos que produce la formación no son
retenidos sino producidos. Por lo tanto se han
generado una nueva serie de procedimientos de
control de pozo apropiados para este tipo de
operaciones.
En casi todas las circunstancias, un equipo
adecuado de superficie, puede controlar los fluidos
producidos durante una operación bajo balance.
Altas ratas de producción son aceptadas desde un
punto de vista de productividad del pozo a largo
plazo. Sin embargo, estas altas ratas pueden
complicar las operaciones. El equipo de superficie
debe estar en la capacidad de manejar la máxima
rata de producción esperada y debe ser también
capaz de contener la máxima presión. Si estos
parámetros se tornan excesivos la única alternativa
será matar el pozo u perforarlo sobre balance.
3.6 Factores Económicos
En algunos casos puede ser técnicamente posible
perforar un pozo bajo balance pero puede no ser
más económico que no hacerlo.
Los factores que generan este tipo de situaciones
son grandes influjos de agua durante la
perforación, buenas ratas de penetración y buena
productividad de los pozos usando técnicas
convencionales de perforación sobre balance.
En algunas locaciones las restricciones ambientales
pueden tornar los costos de disposición de agua
producida en prohibitivos que opacarían cualquier
economía que aporte la perforación bajo balance.
El incremento en las ratas de penetración debido a
la perforación bajo balance puede no siempre
reducir el costo final del pozo si la rata de
penetración ya es alta de por si; o si el intervalo a
perforar es muy corto y el tiempo ahorrado no
alcanza para pagar costos adicionales de
movilización
En algunos yacimientos, la productividad de los
pozos es suficientemente buena perforándolos
convencionalmente que no hay beneficio alguno al
perforarlos bajo balance. En otros a pesar de la
11
perforación bajo balance aun se encuentra daño
de formación e invariablemente se debe realizar un
fracturamiento hidráulico.
Finalmente, en algunas áreas puede ser no
económico perforar bajo balance debido a lo
remoto de la locación o falta de disponibilidad de
equipos localmente y los costos de movilización
superan los beneficios.
44 TTÉÉCCNNIICCAASS DDEE PPEERRFFOORRAACCIIÓÓNN BBAAJJOO
BBAALLAANNCCEE..
Existen diferentes técnicas disponibles para
obtener las condiciones de perforación Bajo
Balance:
Estas generalmente involucran un fluido de
perforación que circula con una densidad
equivalente menor que la presión de poro de la
formación.
El fluido de perforación puede ser gaseoso, líquido
o una mezcla. Si hay suficiente gas en el fluido,
este será compresible. La perforación bajo balance
no requiere la presencia de un fluido compresible,
un líquido convencional puede ser usado para
obtener condiciones de Bajo Balance.
Particularmente con fluidos espumados, la perdida
de presión por fricción puede ser sustancial, Esto
puede resultar en una presión en el fondo del pozo
mayor que la presión de poro cuando la espuma es
bombeada.
4.1 Fluidos de Perforación
Gaseosos.
Probablemente el método más simple y viejo es la
perforación con aire. Los compresores bombean el
aire hasta la Swivel y de ahí el aire es usado como
12
fluido de perforación.
Adicionalmente, se requiere una cabeza rotatoria
que provee un sello de baja presión sobre la
tubería de perforación y es colocada sobre las
preventoras del taladro para evitar que el aire a
gran velocidad suba a la mesa rotaria y por lo
contrario, sea desviado hacia la línea de flujo de
salida, en donde el aire y los sólidos son
descargados.
En el extremo de la línea de salida, se coloca una
llama para quemar cualquier gas producido y una
regadera con agua para evitar la formación de
nubes de polvo.
Es posible el uso de nitrógeno, gas inerte, como
fluido de perforación. Otros gases inertes son por
lo general más costosos y el nitrógeno puede ser
adquirido en estado criogénico o puede ser
generado en locación con una unidad de
membranas.
Otra opción es usar gas natural como fluido de
perforación. Esto puede resultar más económico
que el uso del nitrógeno si el gas está disponible
en el campo. Muchas veces el gas disponible tiene
la presión necesaria y no son necesario
compresores adicionales.
La presión de circulación del gas y los cortes
transportados están relacionados directamente
pues el peso de estos aumenta la presión de
inyección. Si la rata de circulación es muy baja, los
sólidos se acumularan y actuaran como un choke.
La estimación de las tasas mínimas de bombeo de
gas, se realiza con base en las gráficas de Angel
en 1957. Estas son todavía usadas en el diseño de
operaciones de perforación con gas. Están basadas
en la sugerencia de alcanzar una velocidad anular
de 3,000 ft/min a presión atmosférica, que es la
mínima velocidad para remover los cortes
perforados. Sin embargo la estimación de estas
velocidades no es trivial y las gráficas pueden
presentar inconsistencias y dar valores menores de
aire bombeado. Numerosas compañías de servicios
tienen hoy en día simuladores numéricos para
realizar estos cálculos.
Características de la perforación con fluido
gaseoso:
• Presión de circulación:100 - 350 PSI
• Altos volúmenes de gas requeridos.
• Se aplica a formaciones duras,
consolidadas y abrasivas sin fluidos como
arenas duras, conglomerados, basamento.
• Altas velocidades anulares >= 3000 Ft/min
• La limpieza del pozo es obtenida gracias a
alas altas velocidades anulares.
• Es erosivo
• El tiempo de fondos arriba es corto.
• Los cortes en superficie se presentan como
polvo. Es necesario instalar rociadores de
agua al final de la línea de flujo.
• ECD casi “0”
• BHP ≅ 0 ⇒ Altos ROP
• Si la formación perforada tiene fluidos,
estos serán producidos.
• El aire seco no desplaza el aire producido.
En ese caso se presentan problemas de
limpieza de pozo.
• Buen método para refrigerar la broca,
temperaturas por debajo de 0°C debido a
la expansión del gas.
13
• Altas vibraciones en la sarta de
perforación.
• El aire seco no produce tortas de lodo.
4.1.1 Recomendaciones, perforación con
fluido gaseoso
• La cabina de Mud logging debe siempre
buscar muestras húmedas para cambiar
inmediatamente a perforación con niebla.
• Evitar circular por mucho tiempo en un
solo punto, se puede erosionar el pozo.
• Si hay evidencias de problemas de
limpieza de pozo, se debe incrementar el
volumen de aire bombeado o cambiar a
otro sistema.
• Si hay algún influjo de agua, cambiar a
perforación con niebla.
• Se debe usar “shock sub” sobre la broca
debido a las altas vibraciones.
• Las inspecciones de tubería deben ser más
frecuentes que con la perforación con
lodo.
• Brocas triconicas de dientes o insertos son
suficientes para lograr altos ROP
4.2 Fluidos de Perforación de dos
fases
Una forma de obtener cualquier densidad en un
fluido de perforación es mezclar una fase liquida
con una gaseosa desde solo liquido a solo gas.
Estos fluidos pueden ser clasificados como niebla,
espuma o lodos gasificados; De acuerdo con la
estructura y propiedades dependientes de las
fracciones relativas de gas y líquido a unas
determinadas condiciones de presión y
temperatura.
Descripción Densidad(ppg)
Gas 0.01 - 0.1
Niebla 0.1 - 0.3
Espuma 0.3 - 3.54 / 3.5 - 6.95 con contrapresión
Fluido gasificado
4.0 - 6.95
Líquido 6.95 - 19.0
4.2.1 Niebla
Si la fracción en volumen de un líquido no viscoso
es menos del 2.5 por ciento, el líquido será
suspendido en pequeñas gotas discretas dentro de
una fase gaseosa continua formando un fluido de
perforación denominado “Niebla”. Para formar la
niebla, se usa una pequeña bomba triplex para
inyectar fluido en superficie a una baja rata dentro
del fluido gaseoso, este líquido es usualmente
agua, surfactante e inhibidor de corrosión. Algunas
veces se utilizan polímeros o sales para inhibir la
reacción del agua con capas sensibles de arcillolita.
Ya que el líquido se encuentra disperso en
pequeñas gotas, no afecta la reología del gas. Sin
embargo, estas gotas si incrementan la presión de
circulación del gas de una manera análoga a la
presencia de cortes en el espacio anular.
14
44..22..11..11 CCaarraacctteerrííssttiiccaass
• Se aplica cuando las muestras recolectadas
aparecen húmedas durante la perforación
con solo gas
• Se requiere 20% o 30% de volumen
adicional de gas.
• Usado en formaciones duras y abrasivas
con influjos de agua.
• Presenta altas velocidades anulares,
erosiona el pozo
• Puede manejar influjos de agua grandes
hasta de 450 BBl/Hr. @ 1000’
• Componentes:
• Aire: Depende del tamaño del pozo y
profundidad
• Agua: 10 – 15 BPH
• Surfactante (jabón): 3-5 GPH
• Inhibidor corrosión 0.5 – 2.0 GPH
• El tiempo de fondos arriba es corto
• Se necesita una bomba triplex pequeña
para bombear el agua. (7 - 15 GPM)
• No necesita rociadores en superficie para
controlar el polvo pues las muestras salen
secas.
• Bajo ECD ( 0.1 - 0.4 LPG)
• Incrementa el ROP
• Los fluidos de la formación se van a
producir.
•
44..22..11..22 RReeccoommeennddaacciioonneess
• Evitar largos periodos de circulación en un
solo punto para evitar ensanchar el pozo.
• Se debe reciprocar la tubería mientras se
circula
• Si el pozo no es limpiado correctamente,
se debe incrementar el volumen de aire
incrementar la concentración de jabón y
agua. De lo contrario se debe cambiar a
15
otro sistema que requiera menos aire
como espuma o un fluido gasificado.
• Monitorear constantemente la corrosión de
la tubería.
4.2.2 Espuma
Para la perforación con niebla, la fase continua es
el gas, en el caso de la espuma, la fase continua
pasa a ser el líquido con burbujas de gas dispersas
donde líquido y gas se mueven juntas a una
misma velocidad. El líquido usado en las espumas
es similar al de la niebla y se inyecta a la corriente
de gas dando un volumen en fracción de ±2.5 a
±25 por ciento.
Las espumas son descritas en función de calidad y
de textura. La calidad es la fracción en volumen de
gas expresada como porcentaje a una temperatura
y presión dadas. Por ejemplo, una espuma con
calidad de 90% es 90% gas y 10% líquido. La
textura describe la estructura de las burbujas
dentro de la espuma. Una espuma fina tiene
pequeñas burbujas de gas, mientras que una
espuma dispersa tiene grandes burbujas.
Las espumas tienen una alta viscosidad,
permitiendo una excelente capacidad de transporte
de cortes. La reología es controlada por la fracción
de volumen de líquido a una presión determinada.
La viscosidad de las espumas ha sido estimada
desde 115 cP a una fracción de líquido de 2.5 por
ciento, hasta 35 cP, a una fracción de líquido de 25
por ciento. En algunas circunstancias se pueden
adicionar viscosificantes al fluido inyectado
formando una espuma rígida (“Stiff Foam”).
Para que los cortes sean eficientemente removidos
del pozo, la espuma debe mantener sus
condiciones de estabilidad y estructura hasta que
es descargada por la línea de superficie. Uno de
los inconvenientes es la vida media de la espuma
en superficie que puede ser considerable y su
tratamiento costoso debido a la cantidad de
químico necesario para tratarla.
44..22..22..11 CCaarraacctteerrííssttiiccaass ddee llaa eessppuummaa
• Usada cuando el volumen de aire no es
suficiente para perforar con aire o niebla
en huecos grandes como de 26” y 17.5”
• La espuma usa menos aire que la
perforación con aire seco o con niebla.
• Para perforar un hueco de 26” con aire
seco se necesitan de 6000 a 7000 SCFM,
mientras que con espuma se necesita solo
1,200 SCFM.
• Se obtiene la mejor limpieza del pozo.
• No es erosiva, bajas velocidades anulares.
• La espuma puede manejar influjos de
agua.
• La presión de circulación es de 200 a500
psi
• La ECD de la espuma es ligeramente
mayor que con niebla.
• La espuma Rígida tiene pequeñas burbujas
que no se rompen bajo alta presión ni
temperatura.
• Si la espuma se rompe en el anular, la
limpieza de pozo pierde toda eficiencia.
• Componentes de la Espuma Rígida.
• Volumen de aire: Depende del tamaño del
pozo y de la profundidad.
16
• Agua: 20 – 50 GPM dependiendo del
tamaño del pozo.
• Espumante: 1% en volumen del agua
bombeada.
• Inhibidor de corrosión: 0.1% en volumen
del agua bombeada.
• Polímero: Es usado para darle rigidez a la
espuma, se adiciona 0.1% en volumen del
agua en el tanque de succión.
• Rompedor de Espuma: Es adicionado al
final de la línea de retorno o directamente
a la piscina.
•
Limitaciones de la espuma
Es recomendable detener el sistema si se inicia la
producción de gas, ya que este se entrampa en las
burbujas y luego es liberado en la piscina cuando
la espuma se rompe.
4.2.3 Fluidos Gasificados
Una vez que la fracción de líquido exceda el 25%
en volumen, la estructura de la espuma se rompe
y las burbujas se comportan de una manera
dependiente del líquido moviéndose a velocidades
diferentes. Cuando este tipo de mezclas es usado
como fluido de perforación, se denomina
perforación con fluido gasificado, si el fluido
gaseoso es aire, se denomina lodo aireado.
Como fluido se pueden utilizar lodos, salmueras
con o sin viscosificantes, diesel o hasta crudo.
Para bombear la fase líquida, se utilizan las
bombas de lodo y el fluido se mezcla con la fase
en el “stand pipe” con la parte gaseosa que es
suministrada por compresores adecuados para
inyección de gas a alta presión.
Los retornos son desviados primero a un separador
gas – liquido, el gas es direccionado a un
quemador y el líquido pasa al sistema convencional
de tratamiento y remoción de sólidos.
17
Si existe producción de hidrocarburos, se pueden
usar equipos adicionales para separar el crudo del
fluido de perforación.
44..22..33..11 CCaarraacctteerrííssttiiccaass ddeell FFlluuiiddoo GGaassiiffiiccaaddoo
• La densidad de la mezcla depende de la
relación de volúmenes bombeados de gas
y liquido. Más gas bombeado baja la
densidad.
• La Densidad Equivalente de Circulación es
menor que la densidad de solo la fase
líquida.
• Las velocidades anulares son bajas cerca a
la broca y altas cerca a superficie debido a
la expansión del gas en el fluido.
• Es usado comúnmente para perforar zonas
de interés o yacimientos con presión
normal o depletados para eliminar el factor
de daño.
• Se tiene un mejor control de la densidad
equivalente de circulación que con otros
sistemas, se pueden controlar rápidamente
grandes influjos de aceite o agua.
• La presión de circulación se ve limitada a
la máxima presión de inyección de gas
suministrada por el compresor (1750 PSI
disponible en Colombia).
• Hay dos formas de perforar con fluidos
gasificados:
• Cerca de Balance ⇒ La diferencia de
presión entre la formación y el hueco es
mínima, de esta manera se controla el
posible gas que pueda producir la
formación. El crudo se mezcla con el lodo
y se debe mantener por debajo del 15%.
• Bajo Balance ⇒ Se producen todos los
18
fluidos de la formación. Se requiere equipo
especializado para controlar la producción
y manejar las presiones en superficie.
4.3 Diseños de pozo
4.3.1 Bombeo de fluido de baja densidad
por la tubería de perforación.
Es posible obtener condiciones de bajo balance al
bombear el fluido de baja densidad a través de la
tubería de perforación. Este método es rápido y
económico, permite utilizar tanto perforación con
un fluido gaseoso, niebla, espuma o fluido
gasificado. Se puede utilizar tanto en operaciones
de perforación de huecos de superficie, zonas de
interés en cerca o bajo balance con flujo de
hidrocarburos, crudo, gas o agua en sistemas
cerrados o abiertos.
Tiene restricciones en el uso de herramientas de
perforación direccional que utilizan un fluido de
perforación no compresible para transmitir la
información a superficie.
Este sistema es similar a la perforación
convencional en donde se usa un sistema de lodo
convencional y un inyector de aire, nitrógeno o gas
natural en el “Stand-Pipe”. Este sistema requiere
solo cambios mínimos en el diseño del pozo con
énfasis en la capacidad y presión de los
compresores de gas, el equipo de control de
presión necesario como el cabezal rotatorio, un
separador de dos fases para evacuar el fluido
gaseoso inyectado y el gas producido por la
formación perforada.
Si el objetivo de la perforación Bajo Balance es
solo la zona productora y el crudo producido es
minimizado, es posible perforarla exitosamente con
un costo mínimo para el equipo de perforación
Bajo Balance.
4.3.2 Tubería Parásita
Es posible generar el fluido aireado en el fondo del
pozo en vez de hacerlo en superficie. Una de las
técnicas para lograrlo es colocar una tubería
parásita de pequeño diámetro que es conectada al
zapato del revestimiento inmediatamente superior
a la zona de interés.
Al bombear gas, que puede ser aire, nitrógeno o
gas natural, por esta pequeña tubería, la densidad
del fluido que esta retornando por el espacio
anular se ve reducida hasta alcanzar las
condiciones de bajo balance requeridas.
De esta forma, es posible utilizar las herramientas
de perforación direccional convencionales con
pequeños ajustes.
19
Presenta desventajas desde el punto de vista
operacional, debido a la dificultad de manejar en la
mesa rotaria el revestimiento y la pequeña tubería
al tiempo usando herramientas modificadas.
4.3.3 Tubería Concéntrica
Es también posible aliviar la columna hidrostática
en el espacio anular bombeando un fluido gaseoso
por un revestimiento concéntrico no cementado y
que puede ser retirado una vez terminada la
operación.
Resuelve los problemas técnicos que se presentan
al correr una tubería parásita, se pueden utilizar
herramientas de perforación convencionales con
pequeños ajustes, pero reduce el diámetro del
pozo a trabajar debido a una tubería adicional que
debe ser corrida en el pozo. Se debe prestar
atención especial al factor de limpieza de pozo
debido a los amplios espacios anulares que se
presentan por debajo de la tubería concéntrica.
4.4 Sistemas de Superficie
La principal diferencia entre las operaciones de
perforación convencionales y la perforación Bajo
Balance es el equipo adicional de superficie
requerido
La función principal de este equipo es desviar el
flujo de los hidrocarburos producidos junto con el
fluido de perforación lejos de la mesa rotaria y
separar de una manera segura el crudo, gas, fluido
de perforación y sólidos que retornan del pozo. De
esta manera, la perforación bajo balance
puede continuar de una manera segura una
vez que la formación productora es
penetrada.
En muchos casos, se incorpora en el equipo de
superficie un estrangulador ajustable (choke) en la
línea de retorno entre el pozo y el equipo de
separación. Se utiliza para generar una contra
presión en el pozo y controlar de alguna manera
los fluidos producidos, independientemente de la
densidad del fluido de perforación.
Se requiere un equipo para sellar el pozo con la
tubería rotando denominado cabezal rotatorio o
preventor anular rotatorio, el cual debe ser capaz
de mantener la presión que ejerce el estrangulador
en el pozo mientras la tubería esta en movimiento.
Esta técnica provee la flexibilidad para controlar la
presión del pozo, factor que es muy importante,
20
durante la perforación de arenas poco
consolidadas o formaciones muy productivas, en
donde es necesario restringir la presión diferencial
de bajo balance a unos pocos cientos de PSI.
Luego del estrangulador, el sistema se puede
diferenciar en abierto o cerrado, dependiendo de el
equipo de separación sea abierto o no a la
atmósfera.
4.4.1 Sistema Abierto (TAS)
El sistema abierto es más comúnmente usado en
la mayoría de aplicaciones en perforación Bajo
Balance. También se denomina Texas Atmospheric
System (TAS) y es el método más económico de
producir y separar hidrocarburos mientras se
perfora.
El fluido de perforación preferido es la salmuera o
el agua producida debido a sus facilidades de
separación del crudo para su posterior venta.
Una vez el flujo pasa por el estrangulador, se
inyectan los químicos para controlar la espuma y
las emulsiones para pasar a un separador de gas
que envía el gas producido e inyectado a un
quemador.
La mezcla de crudo y aceite pasa a un sistema de
tanques de separación denominado “Skimmer
system” en donde el crudo es separado de la
salmuera y los sólidos por decantación en
diferentes compartimentos. La salmuera es
recirculada a los tanques del taladro para ser
bombeada nuevamente al pozo mientras que los
sólidos son removidos usando equipos
convencionales de control de sólidos.
Se debe realizar una prueba de emulsificantes en
la mezcla sal muera – aceite para formular el de
emulsificante y antiespumante adecuado para
evitar problemas en el posterior tratamiento de
separación del crudo.
21
El sistema de tanques de separación aparenta ser
un sistema primitivo en comparación con el resto
del equipo utilizado en Bajo Balance. La clave esta
en el control de sólidos, pues la mayoría de los
equipos de producción de crudo no pueden
manejar los volúmenes de sólidos generados
durante la perforación. Este sistema de tanques de
separación está desarrollado para manejar estos
sólidos y separar un crudo limpio y disponible para
la venta.
Existen otros sistemas para separar el crudo y los
sólidos pero el rango de precios es mucho mayor,
lo que no justifica su utilización.
4.4.2 Sistemas Cerrados
La complejidad de los sistemas de superficie está
influenciado por el tipo de fluido de perforación
utilizado y la naturaleza y cantidad de los fluidos
hallados en las formaciones perforadas.
Para perforar con solo aire en una formación que
contiene un poco de gas, es tan solo necesario
instalar una línea de retorno con un quemador
sobre la piscina.
Perforar en un yacimiento con baja relación gas
aceite es adecuado trabajar con un sistema de
tanques de separación (Skimmer tanks) abiertos.
En el otro extremo, un sistema cerrado con
separador de 3 o 4 fases, usado con salmuera
nitrificada tiene que manejar cortes de perforación,
aceite y gas producidos, fluido de perforación,
nitrógeno y posiblemente H2S. Dichos sistemas
permiten que el aceite sea recolectado para
almacenamiento, el gas quemado y la salmuera
recirculada al sistema de perforación.
Los sistemas de separadores cerrados no son
usados normalmente y no se usan con fluidos con
aire para eliminar los peligros de explosión.
22
Estos sistemas son usados cuando se encuentra
H2S o altos contenidos de gas durante la
perforación.
El sistema cerrado puede llegar a costar de dos a
cuatro veces más que el sistema abierto debido a
los requerimientos por equipo especializado y
personal para operarlo.
4.5 Equipos
4.5.1 Compresores
Como su nombre lo indica, estos son el equipo
necesario que comprime el aire hasta la presión
requerida para circular el pozo. Generalmente se
utilizan dos etapas de compresión, una primaria
que produce altos volumenes de aire a bajas
presiones, que alimenta a un booster en la
segunda etapa encargado de incrementar la
presión.
Existen dos tipos principales de compresores,
reciprocantes y de rotación. Los mas usados como
compresores primarios son de tornillo, mientras
que los Boosters son generalmente reciprocantes o
de piston.
4.5.2 Unidades de Nitrógeno
44..55..22..11 UUnniiddaaddeess CCrriiooggéénniiccaass
El nitrógeno es utilizado ampliamente para
operaciones de completamiento y estimulación de
pozos. Para esas aplicaciones, el nitrógeno líquido
es transportado en tanques criogénicos para ser
bombeado por una bomba de desplazamiento
positivo a través de un intercambiador de calor,
donde la alta temperatura de los gases de escape
del motor es usada para evaporar el nitrógeno
liquido. El uso de esta tecnología en operaciones
en perforación bajo balance es generalmente
costosa debido a las altas ratas de injección
requeridas.
44..55..22..22 FFiillttrrooss ddee MMeemmbbrraannaass
Es posible obtener Nitrógeno de manera más
económica en la locación por medio de los filtros
de membranas los cuales están compuestos por
pequeños tubos de membrana de poliester a
través de los cuales se hace circular aire. El
nitrógeno se separa debido a las variaciones entre
Compresor de Aire, MI Air Drilling
Cabeza Rotatoria
23
las ratas de permeabilidad de las moléculas de
oxigeno y nitrógeno.
Teóricamente, solamente el nitrógeno fluirá la
longitud total del tubo mientras el oxigeno escapa
por las paredes. Obviamente la pureza del
nitrógeno obtenida depende del volumen de aire
bombeado en la unidad, el cual es por regla
general el doble de la capacidad de producción de
estas unidades de nitrógeno. Por ejemplo si la
unidad está diseñada para producir 1,500 pies
cúbicos de nitógeno por minuto (CFM), esta debe
ser alimentada con 3,000 CFM de aire.
Debido a que estas unidades trabajan a baja
presión, se conectan generalmente entre los
compresores primarios y el booster.
4.5.3 Preventoras
En perforación bajo balance, se utiliza el mismo
ensamblaje de preventoras con la única diferencia
de la adición de una cabeza rotatoria o una
preventora anular rotatoria en la parte superior. Se
prefieren los sistemas de 3 preventoras “RAM” y
una anular.
4.5.4 Cabezas rotatorias
La cabeza rotatoria es un elemento adicional
colocado en la parte superior de las preventoras
para desviar el flujo del pozo hacia la línea de
salida, “Blooie Line” o hacia el choke manifold.
Existen dos tipos de desviadores: las cabezas
rotatorias, diseñadas para trabajos de alta o baja
presión en donde un elemento de caucho sella
contra la tubería gracias al diseño en forma de
cono que utiliza la presión en el anular para
aprisionar la goma contra la tubería.
El otro tipo son las denominadas preventoras
rotatorias, en donde su diseño se basa en una
preventora anular con un sistema de rodamientos
que permiten que el elemento sellante pueda girar
libremente. Este tipo de diseño puede soportar
altas presiones.
4.5.5 Chokes y manifolds
El Choke Manifold se utiliza en operaciónes de
perforación bajo balance con flujo de
Choke Manifold
Separador de Gas - Swaco
24
hidrocarburos y gas en superficie; este equipo es
necesario para mantener una operación segura
ejerciendo una contra presión constante de los
fluidos de retorno. De esta manera, se controlan
los influjos de los fluidos de la formación hacia el
espacio anular y se mantiene la estabilidad del
pozo. El choke manifold debe ser diseñado de
manera redundante con dos chokes y uniones con
bridas para poder realizar reemplazos rápidos en
caso de falla.
El choke es para uso exclusivo en operaciones con
lodo gasificado o espuma donde la formación fluye
crudo y gas. En operaciones de perforación con
aire o niebla, el flujo es dirigido directamente a la
Blooie Line o línea de retornos.
4.5.6 Separadores de gas/Lodo
Se necesita implementar un separador de gas con
base ajustable en altura para remover el gas
atrapado en los fluidos que retornan del pozo y al
mismo tiempo amortigue la fuerza del fluido
gasificado antes que alcance las shakers. Otra de
las funciones del separador es evitar que la bomba
de lodo resulte injectando fluido con aire lo cual
tiene consecuencias dañinas sobre los equipos del
taladro. El Separador debe estar diseñado para
manejar adecuadamente los picos deproducción de
gas y de líquido.
4.5.7 Skimmers
El sistema de skimmers, es utilizado en la
perforación bajo balance abierta, en donde se
utilizan dos o tres tanques para separar los sólidos,
el fluido de perforación y el crudo. En el primer
tanque se encuentra un pequeño separador de gas
utilizado para retirar los remanentes gaseosos de
la corriente de entrada. El flujo entra en este
primer tanque en donde los sólidos son
sedimentados para luego ser retirados. El proceso
de separación entre el crudo y el lodo se inicia en
este tanque también con el uso de separadores
ajustables. El lodo pasa al segundo tanque en
donde se realiza una limpieza adicional para
retornarlo al sistema de lodos del taladro. El crudo
pasa al ultimo tanque para luego ser bombeado a
los tanques de almacenamiento.
4.5.8 Blooie line
En operaciones de perforación con aire o con
niebla, el flujo de retorno es dirigido directamente
a la Blooie Line que descarga todos los cortes y
fluidos a una piscina. Idealmente, la Blooie Line
debe ser instalada a 45° de la dirección de viento y
debe ser anclada firmemente para evitar cualquier
movimiento. La longitud recomendada es de 100
hasta 300 pies de largo. El diámetro debe ser igual
a el equivalente de la sección transversal del
espacio anular del pozo para evitar perdidas de
presión o deposición de sólidos en la línea.
Durante la perforación con aire, los sólidos son
expulsados en forma de polvo que debe ser
controlado instalando unas regaderas de agua al
final de la línea.
Tanques de Skimming
25
55 PPLLAANNEEAACCIIÓÓNN DDEELL PPOOZZOO
La parte más importante durante la planeación de
un pozo a perforar Bajo Balance es la SELECCION
DEL CANDIDATO.
El primer paso en la selección de un candidato es
clasificar la operación dentro de una categoría de
operaciones basado en la cantidad de información
disponible; las categorías son:
• Pozos Exploratorios
• Pozos de Avanzada
• Pozos de Desarrollo
• Pozos de reentrada
•
Los pozos exploratorios presentan el más alto
riesgo debido a la incertidumbre geológica, sin
información de datos de presión de poro y
estabilidad del pozo entre otras. Por esto son
clasificados como malos candidatos para
perforación Bajo Balance. Sin embargo, no deben
ser descartados de plano como candidatos,
algunas secciones del pozo pueden ser ya
conocidas o se cuenta con la suficiente información
para realizar una operación Bajo Balance.
Los Pozos de Avanzada están localizados lo
suficientemente cerca de las zonas activas de
producción para tener una buena idea de las
características del yacimiento y de las zonas a
perforar para disminuir el riesgo lo suficiente y
perforar un pozo Bajo Balance.
Los pozos de desarrollo en donde se conocen con
bastante exactitud las condiciones estructurales y
de presión, son los mejores candidatos.
Adicionalmente, estos pozos generalmente se
encuentran en áreas ya depletadas que requieren
un fluido liviano para evitar pérdidas de
circulación.
5.1 Criterios de Selección
Si se aplican tecnologías de perforación bajo
balance al proyecto no adecuado se puede
ocasionar una o varias de las siguientes
consecuencias:
• Costos adicionales en perforación.
• Riesgo a vidas humanas.
• Riesgo al medio ambiente.
•
Una vez que el pozo halla sido identificado para
ser un candidato a perforar Bajo Balance, cada
aspecto del plan del pozo y el programa de
perforación tiene que ser revisado.
Los aspectos a tener en cuenta son:
• Características del Yacimientos
• Perforación de un nuevo pozo o reentrada.
• Modelamiento del flujo
• Selección del fluido de perforación y
gasificación.
• Selección del método de inyección de gas.
•
5.2 Conceptos Equivocados
Existen algunos conceptos equivocados en la
perforación Bajo Balance, los dos más importantes
son:
La producción de hidrocarburos es señal que el
pozo se esta perforando Bajo Balance.
26
Al incrementar la inyección de gas, la densidad
equivalente de circulación en el fondo del pozo
disminuye.
Sin el trabajo adecuado de ingeniería y diseño es
muy difícil perforar adecuadamente un pozo Bajo
Balance.
66 SSEEGGUURRIIDDAADD EENN PPEERRFFOORRAACCIIÓÓNN
BBAAJJOO BBAALLAANNCCEE
6.1 Introducción
La perforación Bajo Balance difiere de la
perforación convencional en que los fluidos de las
formaciones, son intencionalmente producidos
debido a la presión diferencial en el pozo. Para
esto se requieren una serie de equipos de
superficie adicionales para separar estos líquidos y
gases. Debido a que un volumen adicional
significante de crudo y gas son producidos
durante la perforación Bajo Balance en
comparación con la perforación convencional
y por que estos productos son altamente
combustibles, se debe prestar una
considerable atención a los procedimientos
de seguridad.
Los procedimientos de seguridad requeridos
durante la perforación Bajo Balance, se centran en
el control de los riesgos de explosión e
inflamabilidad de los hidrocarburos y los procesos
necesarios para disponer estos líquidos y gases
adecuadamente.
El crudo o el condensado producido, es
generalmente enviado a facilidades de
almacenamiento mientras que el gas es quemado.
6.2 Operaciones con gas Sulfuro de
Hidrogeno
El sulfuro de hidrógeno (H2S) es extremadamente
venenoso y puede estar presente en los vapores
de los hidrocarburos líquidos o como gas libre.
Es particularmente peligroso debido a que primero
ataca el sistema nervioso haciendo que la persona
pierda el sentido del olfato para luego ocasionar la
muerte.
Adicionalmente el gas ataca los aceros con alto
contenido de carbón volviéndolos frágiles hasta su
fatiga.
Si un operador planea realizar operaciones de
perforación Bajo Balance en un área con alto
contenido de H2S o en un área remota no probada
previamente, se deben tomar precauciones
especiales:
• Proveer la información necesaria de las
operaciones y los riesgos.
• Entrenamiento adecuado
• Equipo especial de seguridad como
sensores de H2S, alarmas de emergencia,
indicadores de dirección de viento,
respiradores de aire, entre otros.
• Un plan de contingencia para H2S con
información específica y procedimientos
detallados.
• Equipos resistentes al H2S
• Equipos de separación cerrados con de
gasificadores al vacío para aislar al
personal de una posible exposición al gas.
27
6.3 Quema de Gas
Al manejar grandes cantidades de gas durante la
perforación Bajo Balance, se deben diseñar líneas
para los quemadores del tamaño adecuado y en la
posición correcta con encendedores automáticos y
teniendo en cuenta la dirección del viento.
Dependiendo de las restricciones en la locación, el
diseño de la altura del quemador de gas debe ser
ajustado para un optimo desempeño y deben ser
adecuadamente anclados.
6.4 Separación y almacenamiento
Para evitar un incendio o explosión, los sistemas
de separación y almacenamiento de hidrocarburos,
deben ser diseñados teniendo en cuenta las
condiciones de viento, volumen a almacenar,
conexiones múltiples adecuadas para carga y
transferencia.
6.5 Interacción con las facilidades
existentes.
Si existen facilidades cerca del área de operaciones
de Bajo Balance, se debe examinar una posible
interface para reducir costos y simplificar las
operaciones.
Las facilidades existentes pueden simplificar tareas
como:
• Uso de gas natural para perforación.
• Uso de facilidades para tratamiento,
separación y transferencia de crudo.
• Uso del gas producido.
•
6.6 Comunicación en el pozo
Es esencial una perfecta comunicación en el
personal del pozo para lograr una operación
exitosa y segura.
Se deben reforzar los siguientes canales de
comunicación:
• Comunicación entre el personal
• Sistemas de adquisición de datos en
tiempo real.
• Alarmas de emergencia.
• Entrenamiento del personal, incluye
• Introducción a las operaciones
• Entrenamiento en lenguaje básico (si es
necesario)
• Procedimientos
• Indumentaria de seguridad.
•
Es necesario un entrenamiento del personal en las
operaciones Bajo Balance en forma detallada y
escrita. Se debe hacer redundancia en puestos
críticos de control como en los operadores del
“Choke Manifold” para evitar emergencias que se
generan muy rápido.
El ingreso y egreso de la locación debe ser
controlados durante las operaciones. Se deben
definir vías de escape principales y alternas en
caso de cambios en el viento o bloqueo de las
principales.
Se deben colocar estratégicamente detectores de
gas e incendio junto con el equipo de extinción de
fuegos en el taladro y en la locación.
28
6.7 Fuegos de fondo
Se deben tomar las precauciones necesarias al
perforar con aire en relación con las mezclas que
se pueden tornar explosivas en el fondo del pozo
al encontrar producción de gas o de hidrocarburos.
Existen suficientes correlaciones para determinar el
rango en que una mezcla se puede volver
explosiva.
6.8 Perforación con Gas Natural
Nunca se debe subestimar el peligro de un fuego
en superficie, especialmente al utilizar gas natural
como fluido de perforación. Se deben implementar
normas como API 500B de instalaciones eléctricas
en el taladro y locación.
El costo del ahorro al usar gas natural como fluido
de perforación debe ser invertido en la aplicación
de las normas de seguridad.
6.9 Flujo en reversa
Para prevenir el flujo en reversa por la tubería de
perforación debido al diferencial de presiones, se
deben instalar válvulas cheque. Algunas de ellas
cuentan con un mecanismo para aliviar la presión
para poder realizar las conexiones de tubería.
Es también recomendable usar varias de estas
válvulas para reducir los tiempos de conexión.
6.10 Procedimientos de control de
pozo
Las prácticas convencionales de control de pozos
son basadas en mantener la presión de fondo
mayor que la presión de poro de las formaciones
expuestas. Un descontrol del pozo ocurre cuando
inadvertidamente el la presión de poro sube por
encima de la presión del pozo haciendo que los
fluidos de la formación ocupen el espacio anular. El
control del pozo entonces se realiza estudiando los
métodos para evitar estos descontroles, como
detectarlos y procedimientos para detener las
operaciones de perforación y desplazar los fluidos
de la formación del pozo.
Las operaciones de perforación Bajo Balance,
dejan fluir los fluidos de la formación
intencionalmente. Para esto, se han desarrollado
equipos especializados de control del pozo para
permitir perforar mientras el pozo esta ´vivo´. Por
esto los programas de entrenamiento para control
de pozo, no son aplicables a este tipo de
operaciones y se deben realizar entrenamientos
específicos para el tipo de trabajo a realizar.
6.11 Equipos
Se deben establecer normas de operación para los
equipos utilizados en perforación bajo balance:
• Establecer procedimientos de operación y
prueba para los equipos.
• Las operaciones deben suspenderse
si las presiones exceden los máximos
limites establecidos. Durante la
perforación bajo balance, se debe hacer
especial énfasis en el manejo de las
presiones durante perforación, viajes así
como detección temprana de descontroles
del pozo.
• Durante la perforación Bajo Balance, se
presentan fallas en las BOP. La única
29
forma de controlas estas fallas es el
desarrollo de procedimientos de pruebas
realizando diagramas que muestren todas
las partes con instrucciones detalladas
para probar cada una de las partes cuando
sean instaladas, reinstaladas, una vez por
semana y luego de cada reparación.
• Inspeccionar y Monitorear regularmente el
equipo de superficie como sensores de
gas, separadores de gas – lodo, cabezal
rotatorio, el elemento del cabezal rotatorio
y el equipo de seguridad.
• Detener la perforación Bajo Balance si se
detecta H2S.
• Inspeccionar diariamente los separadores
de lodo – gas o más frecuentemente en
áreas donde el ROP sea alto.
• Inspeccionar el elemento del cabezal
rotatorio varias veces al día.
• Chequear la alineación del cabezal
rotatorio con la mesa rotaria.
• Desarrollar los planes de contingencia.
•
6.12 Medio Ambiente
6.12.1 Contaminación de la tierra y el agua
Las operaciones bajo balance presentan algunos
beneficios ambientales pero también causan
algunas complicaciones que deben ser
adecuadamente manejadas, en especial durante la
producción de gas y crudo.
Si los cortes de perforación están impregnados de
aceite, el manejo en superficie es diferente de los
cortes normales.
6.12.2 Polución de Aire
La quema de hidrocarburos, especialmente de
crudo puede ser un problema ambiental si se
exceden los limites de emisión para una locación
determinada.
También las nubes de polvo durante la perforación
con aire presentan problemas ambientales que
pueden ser reducidos instalando rociadores de
agua a la salida de la línea de retorno.
La perforación con espuma puede ser un problema
si no se cuenta con las facilidades adecuadas para
tratarla debido a que puede tener una larga vida.
6.12.3 Disposición de aguas producidas
El agua producida también puede generar
problemas ambientales. Se debe tener una política
clara de disposición de agua que esta regulada por
los permisos locales y los costos asociados a este
tratamiento o disposición. Las opciones de
disposición son:
• Disposición de agua en sistemas
superficiales de drenaje. Esta opción
esta bastante regulada y depende de las
características requeridas del agua para
poder ser drenada de esta forma.
• Reinyección. También sujeto a las
regulaciones locales, la reinyección en un
pozo vecino puede ser una gran ventaja
durante la perforación de pozos
superficiales en formación con recarga
activa del acuífero, teniendo en cuenta
evitar contaminar alguna fuente de agua.
• Disposición de agua en superficie: Como
aspersión o riego.
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• Piscinas. Las piscinas deben ser
diseñadas para retener el agua producida
y evitar desbordes durante las lluvias. Así
mismo se debe instalar un sistema de paso
para evitar que las fuertes lluvias en la
locación sean dirigidas a la piscina.
• Cualquier contaminación generada durante
la perforación debe ser responsabilidad de
la industria petrolera por lo que el
operador debe conocer cual es la
regulación ambiental del área.
