PEMEX

EXPLORACION Y PRODUCCION

PERFORACION Y MANTENIMIENTO DE

POZOS

PERFORACION

BAJO BALANCE

PERFORACION BAJO BALANCE

Condicin en la cual la presin ejercida por la columna

hidrosttica del fluido de perforacin es diseada para ser

menor que la presin de formacin, permaneciendo dentro

de un rango fijo. Se le permite al pozo fluir a tasas

controladas.

BHP < Pf

PERFORACION CERCA AL BALANCE

Condicin en la cual la columna hidrosttica del fluido de

perforacin es diseada para ser igual o ligeramente

superior a la presin de formacin. No se planea tener

influjo de fluidos de formacin.

BHP => Pf

Peso del fluido de perforacin Presin de

formacin

Desde el punto de vista del nivel de presin de los yacimientos, esta tcnica puede ser aplicada tanto en yacimientos despresurizados como en yacimientos de alta presin. Debido a que la aplicacin inicialmente se hizo en yacimientos despresurizados esta tcnica est estrechamente relacionada con la utlizacin de fluidos compresibles o de baja cabeza hidrosttica. Sin embargo, en yacimientos de alta presin no se utiliza medio gasificante para reducir la densidad a partir de un fluido base.

RAZONES PARA UTILIZAR LA TECNOLOGIA DE

PERFORACION CERCA O BAJO BALANCE

1. Para mejorar la productividad del yacimiento

2. Para optimizar las operaciones de perforacin

DAO DE FORMACION

Reduccin de la permeabilidad al crudo o al gas en la zona

aledaa al hueco, causada por

las operaciones de perforacin,

completamiento, produccin o

reparacin de pozos.

Hay dos tipos bsicos de dao de formacin:

Reduccin del tamao de garganta de poro.

Reduccin de la permeabilidad relativa al

crudo y al gas.

SITUACION DE SOBREBALANCE

FORMACION FRACTURA

MIGRACION

DE FINOS

PERDIDA DE

CIRCULACION

INVASION

DE LODO

FLUIDO DE

PERFORACION

FILTRADO DE LODO

Las causas de dao de Formacin que las tcnicas de

UBD pueden ayudar a minimizar

son :

Invasin de slidos del fluido de perforacin.

Invasin del filtrado del lodo.

Invasin de slidos y/o fluidos durante operaciones de

completamiento o reparacin.

Taponamiento de formacin con arcillas nativas reactivas.

Generacin/Inyeccin de emulsiones en o hacia la

formacin.

FORMACION

SITUACION DE BAJO BALANCE

PRODUCCION DE FINOS

DE FORMACION

FLUIDO DE PERFORACION

FLUJO DE

CRUDO Y

GAS

FACTOR DE SKIN Y PRODUCTIVIDAD

Un incremento en el factor de Skin

(Dao) disminuye la productividad

del pozo y por tanto el beneficio

econmico (Flujo de Caja).

FACTOR DE SKIN

Es un nmero adimensional para

cuantificar la cada de presin extra

alrededor de la cara de la

formacin debida al dao

resultante de las operaciones de

perforacin, completamiento y/o

reparacin.

EFECTO DEL DAO DE SKIN SOBRE LA

PRODUCTIVIDAD Y EL FLUJO DE CAJA

Notas: 1.Pozos con SKINS entre 10-30 declinan instantneamente, no hay estabilizacin

de produccin.

2.Diferencia entre SKINS 0 y 30 = US$150MM

APLICACIONES DE LA TECNOLOGIA DE PERFORACION

CERCA O BAJO BALANCE

La tecnologa de perforacin Cerca o Bajo Balance est recomendada

pero no limitada a los siguientes casos:

1. FORMACIONES CON PERDIDA DE CIRCULACION

2. YACIMIENTOS ALTAMENTE SENSITIVOS A LOS FLUIDOS DE PERFORACION

3. DAO DE FORMACION POR TAPONAMIENTO MECANICO

4. DAO DE SKIN DEBIDO A HIDRATACION DE ARCILLAS O LUTITAS

5. YACIMIENTOS DESPRESURIZADOS Y DE BAJA PERMEABILIDAD

6 FORMACIONES MUY DURAS Y ABRASIVAS

7. PROBLEMAS DE PEGAS DIFERENCIALES POR SOBREBALANCE

HIDROSTATICO

FLUIDOS UTILIZADOS PARA

PERFORACION CERCA O BAJO BALANCE

Aire, Nitrgeno o Gas Natural (100 % Gas)

Niebla (95-99.9 % Gas)

Espuma (55-94 % Gas)

Lodo Base Agua aireado/Gasificado

Lodo Base Aceite

Lodo Base Aceite Nitrogenado

Perforacin con Crudo Nativo o Diesel y N2

Emulsin inversa

Bajas velocidades de penetracin. Pegas de tubera por presin diferencial Alto torque y resistencia al movimiento de la sarta Problemas de desviacin Alto dao de formacin Prdidas de circulacin Dificultad para evaluar formaciones en yacimientos de baja

presin

Se requiere tratamiento de estimulacin para poner el pozo en produccin

PROBLEMAS EN PERFORACION CON FLUIDOS

CONVENCIONALES

VENTAJAS DE LA PERFORACION

CON FLUIDOS LIVIANOS

Minimiza el dao a la formacin productora

Elimina problemas de prdida de circulacin.

Elimina el riesgo de pegas por presin diferencial

Mejor evaluacin de la formacin

Altas velocidades de penetracin.

Reduce tiempo de operacin con incidencia en el costo final de la misma.

Requiere menor peso sobre la broca.

Reduce los costos de completamiento

DESVENTAJAS DE LA PERFORACION

CON FLUIDOS LIVIANOS

Problemas de estabilidad del pozo si la formacin no es competente

Desgaste en el dimetro de la broca y cuellos de tubera. (Para casos donde se utiliza fluido 100% aire o gas)

Erosin de las paredes del pozo si se tienen velocidades anulares muy altas (Para fluido 100% aire o gas).

Fase lquida : Fluido convencional aplicable a la formacin. Gas de inyeccin

- Aire - Gas Natural - Nitrgen criognico - Nitrgeno gaseoso generado in-situ - Gas de combustin

Gradiente hidrosttico regulado por la inyeccin de gas y ensamble de estrangulacin en superficie.

Alta capacidad de acarreo de cortes Fcil separacin de fases en superficie Mayores Velocidades anulares

CARACTERISTICAS DE PERFORACION CON

FLUIDO AIREADO O GASIFICADO

S u p r e s o r U n i d a d d e N i t r o g e n o

C o m p r e s o r

L i n e a V e n t u r i

R g i s t r a d o r d e V o l u m e n y P r e s i o n

L i n e a d e I n y e c c i o n d e F l u i d o

M a n i f o l d d e C o n t r o l

C a b e z a R o t a t i v a

B O P

H u e c o

L i n e a d e d e s c a r g a

L i n e a d e B y - p a s s

L i n e a d e D e s c a r g a d e l K e l l y

V a l v u l a E s t r a n g u l a d o r a

B o m b a d e I n y e c c i o n d e Q u i m i c o

Q u e m a d o r

M i n i m o a 4 5 m . d e l H u e c o

A i r e F l u i d o F l u i d o A e r e a d o R e t o r n o

L i n e a d e S u m i n i s t r o d e g a s

V a l v u l a d e C o n t r a P r e s i o n

B o m b a d e L o d o Z a r a n d a

P i l o t o E l e c t r i c o

S e p a r a d o r d e A i r e / F l u i d o

DIAGRAMA DE OPERACION PARA PERFORACION NEARBALANCE

SISTEMA DE SEPARACION DE FLUIDOS

PARA PERFORACION BAJO BALANCE

CABEZAL

ROTATIVO

CONJUNTO

BOP MANIFOLD DE

ESTRANGULACION

DE PERFORACION

SISTEMA DE MUESTREO

DE BAJO BALANCE

SISTEMA DE SEPARACION

de TRES FASES

SISTEMA DE SKIMMER

de CRUDO - SECUNDARIO

SISTEMA DE SKIMMER

LODO - PRIMARIO

BOMBA Y LINEA DE

TRANSFERENCIA DE

FLUIDO Y RECORTES

DE PERFORACION A

LOS SHAKERS

BOMBA Y LINEA DE

TRANSFERENCIA DE CRUDO

RESTRICTOR DE

RETORNO DE LLAMA

DEL QUEMADOR

QUEMADOR

GOLPEADOR DE

FLUIDO DE RETORNO

GOLPEADOR DE

CRUDO DE RETORNO

SISTEMAS DE INYECCION DE GAS PARA

PERFORACION CERCA O BAJO BALANCE

INYECCION A TRAVES DE LA TUBERIA DE PERFORACION

INYECCION POR SARTA PARASITA

INYECCION POR SARTA CONCENTRICA

INYECCION DE GAS CON VALVULAS DE GAS LIFT

INYECCION DE GAS A TRAVES

DE LA TUBERIA DE PERFORACION

INYECCION DE GAS A TRAVES DE SARTA PARASITA

INYECCION DE GAS A TRAVES DE SARTA

CONCENTRICA (TIE BACK)

EQUIPO REQUERIDO PARA PERFORACION

CERCA / BAJO BALANCE

1. EQUIPO DE COMPRESION E INYECCION DE GAS

2. EQUIPO DE CABEZA DE POZO

3. EQUIPO DE SEPARACION

4. EQUIPO DE ADQUISICION DE DATOS

5. EQUIPO DE FONDO DE POZO

1. EQUIPO DE COMPRESION E

INYECCION DE GAS

Compresores primarios

Unidades generadoras de nitrgeno

Boosters (Elevadores de presin)

Mltiple/Estrangulador de Inyeccin

Sistema de lneas y vlvulas de inyeccin y bypass

Sistema de Medicin

2. EQUIPO DE CABEZA DE POZO

Carrete adaptador/Espaciador y/o Bridas Adaptadoras

Cabezal rotatorio de perforacin

Vlvula de Cierre de Emergencia (ESDV)/Vlvula HCR

Lnea de retorno o flow line

Equipo de medicin (Presin, Temperatura)

3. EQUIPO DE SEPARACION Y

MANEJO DE FLUIDOS

Ensamble Estrangulacin

Toma muestras

Separador - 2, 3 o 4 fases/Alta, Media o Baja Presin

Golpeador de fluido/Vasija de Expansin/Tanque de Medicin/Skimmer tanks

Lneas de flujo de alta y baja presin

Quemador con encendido automtico

Bombas para transferencia de fluidos

4. SISTEMA DE ADQUISICION DE

DATOS

Presin

Volumen

Temperatura

Densidad

LWD (GR, Rx)

PWD

5. EQUIPO DE FONDO DE POZO

Prcticamente el mismo utilizado en perforacin convencional

Vlvulas Flotadoras

DDV - Downhole Deployment Valve

Jet subs

Vlvulas anti-explosin en fondo de pozo

FACTORES DE CONSIDERACION OPERATIVA

Volumen de gas

Volumen de lquido

Contra presin

E.C.D. - B.H.P..

PRESION DE INYECCION

Aumento de vol. Gas - aumento de presin de inyeccin.

Aumento de vol. Lquido - disminuye presin de inyeccin.

Contra presin - aumenta presin de inyeccin.

PRESION DE FONDO

Aumento vol. Gas - disminuye BHP

Disminucin vol. Gas - aumento BHP.

Aumento vol. Lquido - aumento BHP.

Disminucin vol. Lquido - disminuye BHP.

Contra presin - aumenta BHP.

TIEMPO DE CIRCULACION

Disminucin de vol. Gas o lquido - aumenta tiempo retorno.

Contra presin - disminuye la velocidad Anular.

LEVANTE DE RECORTES

CONSIDERAR EL REA CRTICA DE LEVANTE.

- En la Barrena.

- En el cambio de Collares a Tuberia de Perforacin

- En los cambios de dimetro de Revestimiento.

CONSIDERAR VELOCIDAD ANULAR DE FLUJO

CONSIDERAR REOLOGIA DEL FLUIDO

CONTROL DE VERTICALIDAD, DESVIACION Y DIRECCION

CONSIDERACIONES

TECNICAS

DE CONTROL

DE DESVIACION

VEN. DES.

TECNOLOGIA

MWD o EM - MWD

VEN. DES.

TECNOLOGIA

DE PULSOS MWD

VEN. DES.

SISTEMA DE

STEERING TOOL

VEN. DES.

GYROS

TELEMETRIA CON TECNOLOGIA ELECTROMAGNETICA

EM-MWD

VENTAJAS

Trabaja con cualquier tipo de fluido.

Provee un registro contnuo inclusive durante maniobras.

No ocasiona prdida de tiempo durante las conecciones.

No tiene sitema de Resistividad para LWD

DESVENTAJAS

Es afectado por la resistividad de las formaciones

Atenuacin de seal por la profundidad

OPCION : EM-MWD Rango Extendido (MWD-LWD-PWD)

TELEMETRIA CON TECNOLOGIA DE PULSOS - MWD

VENTAJAS

Ms econonmica que EM-MWD

No sufre interferencia por resistividad de la formacin

DESVENTAJAS

No trabaja con fluidos bifsicos

La tubera debe estar llena y en condicin esttica para transmitir seal sin interferencia

Demora para que el survey sea enviado superficie

TELEMETRIA CON STEERING TOOL

(WET CONNECTOR)

VENTAJAS

Mas econmica que MWD y EM-MWD

Trabaja con todas las herramientas de MWD-LWD

Trabaja con fluidos bifsicos

DESVENTAJAS

Se gasta demasiado tiempo en conecciones (40 %+ aprox.) lo cual puede encarecer la operacion.

Problemas operacionales con conectores

Presin hidrsttica

GRAFICO TIPICO DE PRESION DE FONDO DURANTE

LA OPERACION BAJO BALANCE

TIEMPO

PR

ES

ION

PRESION HIDROSTATICA

PRESION DEL RESERVORIO

CONTROL DE ERUPCION

Se debe tener en cuenta que la condicin de perforacin bajo balance es una condicin de rgimen de flujo

controlado y no una erupcin convencional de pozo.

El control primario en caso de requerirse, se efecta por disminucin de la tasa de inyeccin de aire e incremento

de la tasa de inyeccin de lodo.

Medios y mtodos de control.

Uso de la vlvula de contra presin anular y/o Choke manifold.

Opcin de utilizacin de vlvula de control anular para viajes de tubera(DDV)

Control del pozo mediante procedimiento convencional.