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7/17/2019 PERFORACIÓN MEDIANTE EL CONTROL DE LA PRESIÓN DE FONDO.pdf

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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



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.



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



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



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



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



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



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



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



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



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



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.





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.





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.





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





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





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.





Fig. 1.2: Ventana de Perforación Reducida


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.





Fig. 1.3: Problemas relacionados con la reducción de la ventana de perforación


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.





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.





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





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.





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





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:





• 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.





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.





• 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.





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





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





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.





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.





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).





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





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.





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.





• 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.





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.





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.





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.





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.





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.





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:





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





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)





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





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.





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





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





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)





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





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





Figura 2.5: Medidor de flujo

Fuente: AT BALANCE

Figura 2.6: Separador

Fuente: MI Swaco





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.





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





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





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.





Figura 2.8: Comparación entre la perforación convencional y la variante CBHP del MPD

Fuente: Weatherford






• 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).





Figura 2.9: Comparación de la variación de la BHP en la perforación convencional y la

variante CBHP.

Fuente: Weatherford





• 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.





• 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.





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






• 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.





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.





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


• 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.





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.





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.





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





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





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





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





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





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.





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





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.





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





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.





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





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





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





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





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





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.





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





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.





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





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





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





Rama inferior

Fuente: Petrobras

Rama superior

Fuente: Petrobras





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





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.





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





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





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





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





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.





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





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.





Figura 4.3: Esquema sub‐superficial del pozo SAL – 15, vertical

Fuete: Petrobras





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





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





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:





• 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.





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.





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





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





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


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





Tabla 5.3: Diferencia económica de la perforación del pozo SAL – 15 con la variante CBHP

y en forma convencional


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.





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.





• 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.





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.





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.





• 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.





BIBLIOGRAFÍA

• A Probabilistic Approach to Risk Assessment of Managed Pressure Drilling in

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.





ANEXO





GRADIENTES ESTIMADOS DE FORMACIÓN

FUENTE: PETROBRAS

GRADIENTES ESTIMADOS DE FRACTURA

FUENTE: PETROBRAS





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





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

−

=

⎟

⎠

⎞

⎜

⎝

⎛

⎟

⎠

⎞

⎜

⎝

⎛

−

−

=





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)





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)





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)





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)





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)





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)





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)





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)





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)




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.

perforaciÓn mediante el control de la presiÓn de fondo.pdf

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