FM02 GRUPO DE INVESTIGACIÓN “ESTABILIDAD DE POZO”

MODELO DE MADURACIÓN PARA PROYECTOS DE INVESTIGACIÓN IDENTIFICACIÓN DE INVOLUCRADOS

Fecha: Enero 23 de 2010

Titulo del Proyecto: Aplicabilidad de la técnica de perforación Underbalance en los campos Castilla, Chichimene y Apiay.

INVOLUCRADOS Profesión Experiencia en el tema Aporte UIS ICP Externo

Jaime Alberto Loza Castillo Diego Fernando Suárez Viera Carolina Lozano Salazar Diego Armando Rivas Hoyos

Ingeniero de Petróleos Ingeniero de Petróleos Estudiante de Ingeniería de Petróleos Estudiante de Ingeniería de Petróleos

Área de perforación y fluidos de perforación Área de perforación direccional Teoría adquirida mediante investigación. Teoría adquirida mediante investigación.

Director Codirector Encargada de la ejecución del proyecto. Encargado de la ejecución del proyecto.

X

X

X

X

FM05 GRUPO DE INVESTIGACIÓN “ESTABILIDAD DE POZO”

MODELO DE MADURACIÓN PARA PROYECTOS DE INVESTIGACIÓN DOCUMENTO SOPORTE DE DECISIÓN –DSD-

FASE 2

Fecha: Febrero 25 de 2010

Frente: Química Realizado por : Viera Carolina Lozano Salazar, Diego Armando Rivas Hoyos Título del Proyecto: Estudio de Factibilidad para la implementación de la Técnica de Perforación Underbalance en los Campos Castilla, Chichimene y Apiay.

MARCO TEÓRICO

Antecedentes del

Problema

Tarazona, L. D., Villarreal, J. M., 2002. “Diseño y Aplicación de Operaciones de Perforación Sub-Balanceada Mediante el Desarrollo de Sistemas Informáticos” Universidad Industrial de Santander, Bucaramanga 2002. La perforación sub-balanceada es tan antigua como la industria del petróleo. Los primeros pozos eran perforados con equipos con cables sin el beneficio de la presión hidrostática que ejerce la columna de fluido. El resultado era esencialmente no dañar la formación expuesta y proteger la productividad. En el comienzo de la industria petrolera, un medio en particular de perforación sub-balanceada, la perforación con aire, fue surgiendo también como una mejora en el uso de las técnicas convencionales en aquel entonces. La primera instancia registrada del uso de un fluido gasificado para perforar un pozo de petróleo ocurrió en el oeste de Texas en 1932. Los 50´s vieron resurgir el uso de aire y gas, a menudo en estado puro sin adiciones de ningún tipo de líquido, como fluido de perforación en Canadá, oeste y centro de Texas, UTHA y la cuenca de San Juan en Nuevo México. También durante 1951, fue utilizado aire puro como fluido de perforación, de nuevo en Texas. A mediados y finales de los 50´s, los perforadores comenzaron a inyectar agua en la línea, al principio para crear niebla, y luego para perforar con fluidos aireados. Estas técnicas fueron introducidas para obtener una limpieza más eficiente de los pozos en los cuales se observaron afluencias de agua y para prevenir explosiones y fuegos dentro del pozo. Al inicio de los 60´s, se identificó a la espuma como un fluido con excelentes características para la limpieza. La tecnología de perforación underbalance comenzó a ganar popularidad a mediados de los 80´s con pocas aplicaciones en 1984 a más de 3500 operaciones en 1997. Gedge, B., 1999. “Underbalanced Drilling gains acceptance in Europe and the International Arena”, paper SPE/IADC 52833 presented at the 1999 SPE/IADC Drilling Conference held in Amsterdam, Holland, 9 – 11 March 1999. Se ha demostrado que la perforación underbalance es una tecnología importante, disponible para ser aplicada en un rango de operaciones. A medida que su aceptación crece y se difunde internacionalmente, las cuestiones de ingeniería, costos y logística resolverán permitir el uso de este desarrollo tan importante, al punto de llegar a ser tan aceptable como lo fue la perforación horizontal en los años 80´s. El presente artículo proporciona un recuento histórico de las aplicaciones de la tecnología de perforación underbalance durante la década de los 90´s:

AÑO PAÍS OPERADOR DETALLES

1995 Alemania BEB Yacimiento Ulsen

Australia WAPET

1996 Dinamarca Maersk Coiled Tubing

Países bajos NAM Coiled Tubing

UK Pentex Oil field Onshore

1997 UK Shell First Offshore Well

México Pemex Offshore Well GOM

Indonesia Mobil Campo Arun (depletado)

España SESA

Argelia Sonarco

Oman PDO

Argentina YPF

1998 UK Shell Offshore Barque & Clipper UK Edinburg Oil & Gas Coiled Tubing

Indonesia Gulf

Italia Agip/SPI Silicy

1999 UK Shell Galleon & Barque

Sharjah BP Amoco

Afanador, Carlos A., Delgado, Luis E., 2008. “Viabilidad Técnica y Económica de la Perforación Under Balance Aplicada al Campo Escuela Colorado” Universidad Industrial de Santander, Bucaramanga 2008. El desarrollo del proyecto en el campo Escuela Colorado está basado en la viabilidad técnica y económica de la perforación de dos nuevos pozos, un pozo vertical y otro direccional, dentro de la estructura del campo, mediante perforación UBD/MPD (Underbalanced Drilling/Managed Pressure Drilling). Para llevar a cabo este proyecto, toda la información referente al campo pasó por varios criterios, permitiendo un proceso de selección, con el propósito de ubicar el mejor punto posible para la perforación de los dos pozos, el cual fue encontrado mediante el análisis de registros SP y resistivo y con base en la distribución del radio de drenaje. Posteriormente, se llevó a cabo el criterio de selección de los fluidos a utilizar en la perforación, considerando la presión de poro de la formación, con lo cual se determinó una espuma estable como fluido que cumple con los requerimientos de presión de formación y densidad de lodo. Luego de esto, se realizó el diseño básico de los pozos, para continuar con la ventana operativa. Para esto, se utilizó el simulador de modelo hidráulico de flujo multifásico WELLFLO, con el cual se obtuvo el peso óptimo de fluido 150 psi por encima de la presión de poro de la formación. A su vez, se hace un análisis del transporte de recortes y subsecuentemente se hace el programa operacional para finalizar con el análisis económico, indicando, con base en los costos requeridos, la tasa de producción esperada y el valor del precio del petróleo esperado. Stulme, A., Ramos, R., Rodriguez, J., 2005. “Aplicabilidad de la Técnica de Perforación Bajo Balance para Mejorar la Productividad de los Pozos del Campo Bare, en la Faja Petrolífera del Orinoco”, PDVSA, V INGEPET 2005. En este trabajo se realizó el estudio de factibilidad para la aplicación de operaciones Bajo Balance en pozos horizontales en dos yacimientos del Campo Bare, mediante la elaboración de un análisis de estabilidad de pozos en las formaciones productoras; con el propósito de determinar una ventana operacional para el peso óptimo del

fluido a emplear en las actividades de perforación, con la que se puedan determinar las presiones de poros, fractura y colapso en función de la inclinación del pozo perforado. Para el desarrollo del análisis propuesto, fue necesaria la selección de pozos candidatos a ser modelados con el software PREDICT. El criterio de selección fue la disponibilidad de los datos requeridos por el mencionado software, principalmente la existencia de registros de densidad, sónicos dipolares, los cuales son datos de entrada indispensables para el cálculo de las presiones de formación. Además, fue necesaria la revisión de los reportes diarios de la perforación original de los pozos, con el fin de obtener datos adicionales. Una vez obtenidos todos los datos necesarios, éstos fueron procesados y se obtuvo las presiones de poros, fractura, colapso y sobrecarga de la formación, con lo que se obtuvo la ventana operacional del peso de fluido y así evaluar la factibilidad técnica de perforar en condición de bajo balance en la arena seleccionada para el estudio. Se determinó que la posibilidad de implementar perforación bajo balance en la arena de interés es técnicamente imposible, con la tecnología que se cuenta en la actualidad, debido a que la presión de colapso es mayor a la presión de poro; por lo que no existe la posibilidad de lograr una ventana operacional de lodo que favorezca a la formación sin causar el colapso de la paredes del hoyo con el consecuente riesgo de perder equipos y aumentar los costos por tiempos de perforación incrementados. Páez, J., González, M., Salazar, V., 2005. “Evaluación de la Técnica de Perforación Bajo Balance (UBD) en el Campo Borburata del Distrito Barinas”, PDVSA, V INGEPET 2005. La Trampa "O", BOR-2E, del Campo Borburata, está situada aproximadamente a 12 Km al suroeste de la ciudad de Barinas y fue descubierta en el año 1994 con la perforación y completamiento del pozo BOR-2E. Como consecuencia del plan de explotación propuesto para el yacimiento, se contempla la perforación de localizaciones adicionales para drenar las reservas remanentes. La presión original del yacimiento fue de 4500 lpc y la presión actual es de 2500 lpc a un datum de 11650'. Debido a las condiciones de presión y el tipo de formación del yacimiento (caliza naturalmente fracturada), durante la perforación convencional de los pozos en la trampa "O", BOR-2E se han reportados pérdidas severas de circulación "parcial" y "total". El campo Bejucal está ubicado al sur de la ciudad de Barinas, con un área de 750 Km2. En los pozos BEJ-7 y BEJ-9, durante su perforación, hubo problemas de pérdidas severas de circulación en la formación Escandalosa (Miembro “O”). En estos pozos, se totalizó una pérdida de fluido superior a los 10.000 bls, y un tiempo perdido de 30 días sin lograr llegar hasta la P.T. estimada en ambos pozos, con lo cual se hacía imposible continuar perforando bajo condiciones normales. Debido a esto se planteó como alternativa para la solución de este problema operacional, aplicar la técnica de “Under Balanced Drilling”, (UBD) en el pozo de producción (al nivel de la formación Escandalosa miembro "O") en el campo Bejucal y luego se extendió la aplicación de la técnica "UBD" al campo Borburata, completando también a "hueco abierto". El propósito de este trabajo consistió en evaluar la técnica de Perforación Bajo Balance (UBD) en el hoyo de producción de los pozos completados “hoyo abierto” en la formación Escandalosa “O”, campo Borburata del distrito Barinas, mediante: • El análisis y revisión técnica de los pozos perforados con la aplicación de “UBD” en el campo Borburata. • Simulación de la hidráulica del flujo multifásico y evaluación de los parámetros operacionales reales de la “Perforación Bajo Balance”. • Finalmente proponer el diseño de “Perforación Bajo Balance” óptimo y factible para los requerimientos del área (desarrollo actual y largo alcance).

Hogg T. W., Boyle J. E., 1997. “Colombian Underbalanced Drilling Operations: Start Up Experience”, paper SPE/IADC 37677 presented at the SPE/IADC Drilling Conference held in Amsterdam, The Netherlands, 4 – 6 March 1997. BPX Colombia realizó un estudio en el Piedemonte llanero, en donde fue desarrollada la tecnología UBD para remediar los inconvenientes de la perforación convencional y preparar una estrategia que se aplicase a las condiciones de tales formaciones. La técnica fue aplicada a dos pozos de los campos Cusiana y Cupiagua: Pozo 1: Éste pozo posee una geología de superficie que consiste en grandes rocas areniscas y shales de 12 a 15 pies de diámetro y de gran dureza. Para perforar este pozo se utilizó como fluido de perforación, lodo aireado y se completó con espuma en el momento en que la sección de conglomerados fue perforada. Se perforó con espuma seca, con tubería de 17-1/2”, hasta que las corrientes de agua y gas se encontraron; enseguida se cambió el fluido a espuma húmeda debido a que existía la percepción de que el hueco erosionaba debido a las altas velocidades que se tenía en el anular. En el momento en que se estaba perforando con espuma, el motor se atascó debido a un error humano; sin embargo, el pozo se mantuvo estable sin colapsar. Después de superado el incidente, se siguió utilizando éste fluido hasta el cañoneo. Luego, se utilizó la técnica convencional para mantener la presión. Pozo 2: Se perforó con espuma seca obteniendo una ROP siete veces mayor de la normal. En este pozo hubo problemas con el diseño, debido al efecto de asfixia causado por las líneas de transmisión; se tuvo atascamiento de la tubería a 17-1/2” y al momento de pescar, se presentaron problemas. Debido a esto, se cambió a la perforación convencional, lo cual hizo que la sección que se había previsto perforar en cinco días se perforara en doce. Debido a que no se tenían los recursos para perforar con espuma, se utilizó entonces nitrógeno, con el cual se obtuvieron buenos resultados en la ROP, ya que aumentaba de 3 a 4 veces al fluido normal. Se utilizaron motores de alta velocidad para obtener una buena limpieza del pozo. Problemas presentados en los pozos anteriores:

La calidad de la espuma requiere una mayor definición; en la actualidad sólo se cuenta con la medida del API y ésta no ofrece ninguna indicación de lo que la espuma está haciendo realmente en el fondo del pozo.

Se utilizó bentonita premezclada en el mixwater para aumentar la capacidad de carga de la espuma, esto provocó un tapón de cemento por un camino lateral, ocasionando problemas con los anillos de barra.

Se inyectaron polímeros directamente en las líneas de descarga de aire y esto produjo grandes variaciones en la presión de la tubería vertical y, a su vez, dio lugar a confusiones acerca de los efectos dentro del hueco. Para superar ésta situación, se mezclaron los polímeros en el mixwater, lo cual dio lugar a una espuma de mayor viscosidad.

Mesa, M., 2001. “Adaptación del Equipo de Perforación PRIDE-23 a Perforación Bajo Balance” Universidad Industrial de Santander, Bucaramanga 2001.

En el proyecto de perforación bajo balance en Cusiana – Cupiagua se requiere la interacción de tres equipos principalmente. En estas operaciones de perforación bajo balance se hace necesario un equipo de perforación con algunas modificaciones que permitan la interacción con equipos misceláneos tales como los equipos de generación-compresión de nitrógeno, equipos de manejo y separación de fluidos de

retorno. Debido a la complejidad de este proceso, estos equipos son suministrados y operados por diferentes empresas especializadas. Este proyecto busca determinar las modificaciones que se requieran hacer al equipo de perforación Pride-23, el cual fue empleado en el proyecto de perforación bajo balance. Se plantean los principios de la perforación underbalance, algunos procedimientos hidráulicos y el conjunto total de equipos necesarios, con el fin de concluir hacia los requerimientos respecto a los equipos que serían suministrados por Pride Colombia. Uno de los aspectos más críticos dentro de las modificaciones al sistema de soporte se encuentra la altura de la subestructura que permita la instalación del conjunto de preventoras necesarias para operaciones de perforación bajo balance y su incidencia en los demás equipos. Saponja, J. “Challenges with Jointed Pipe Underbalanced Operations”, paper SPE 37066 presented at the 1996 SPE International Conference on Horizontal Well Technology, Calgary, Alberta, Canada, November 18-20. Saponja, 1996, describió un pozo vertical perforado con la tecnología UBD con nitrógeno y agua, a 706 ft3/min y 3,8 BPM respectivamente. El influjo de gas comenzó a 6970 ft y rápidamente se incrementó a 2,3 MMSCF/D. Al mismo tiempo, la presión de fondo decayó de 2030 a 1305 psi, puesto que el sistema estuvo en el régimen hidrostáticamente dominado. La perforación continuó pero ésta fue ineficiente, debido a que el influjo de gas de la formación habría permitido tasas de nitrógeno más bajas. Éste ejemplo indica claramente la importancia de la predicción del comportamiento de influjo del yacimiento Inflow Performance Relationships (IPR). En ésta instancia, el influjo de gas en fondo de pozo se reduciría en casi 60% si la presión de fondo se hubiese mantenido a 2030 psi. Saponja, 1996, estableció:

La perforación underbalance ha sido insatisfactoria en algunos yacimientos/pozos. Sin embargo, el repaso de los procesos operacionales y los sistemas de circulación revelaron que las presiones overbalance que se presentaron durante las conexiones de la sarta de perforación y fluidos de perforación incompatibles fueron utilizadas.

Un diseño apropiado del sistema de circulación no permite tasas extremas de influjo en el yacimiento o altas presiones anulares en la superficie.

El fluido multi-fase pude permitir la perforación a cualquier gradiente de presión.

Rehm, W., Chitty, G. H., Purvis, D., 2001. “Underbalanced Drilling”, paper based on a Workshop sponsored by the Oklahoma Geological Survey and PTTC´s South Midcontinent Region held in Norman, Oklahoma, July 11 2001.

EXPERIENCIA EN LA CUENCA CANADIENSE “WILLISTON” Pan Canadian Petroleum Limited emprendió un programa de perforación UBD usando inyección de nitrógeno en la tubería de perforación a comienzos de los 90´s. Las conclusiones que surgieron del análisis de más de 120 pozos horizontales perforados underbalance incluyen:

Si el diseño es adecuado, la perforación underbalance puede ser usada efectivamente para reducir el daño a la formación e incrementar la productividad en pozos horizontales perforados sub-balanceadamente o en yacimientos depletados.

La acumulación de líquidos y sólidos en el anular fue la principal causa de incrementos de presión, los cuales resultaron en episodios periódicos de condiciones overbalance. Se requirió ácido para remover los finos de perforación incrustados en la formación durante tales episodios overbalance.

Mediante la utilización del Measurement While Drilling (MWD) electromagnético y cambiando los parámetros de operación, la magnitud de incrementos de presión se redujo, resultando en aumentos significativos en la productividad del pozo.

Más de 550 pozos horizontales y más de 300 verticales han sido completados underbalance en Canadá. Ésta tecnología ha sido aplicada a más de 25 pozos en la cuenca Williston. Ésta cuenca tiene una porción en los Estados Unidos. Algunos casos se mencionan a continuación: Bottineau Co., North Dakota. Dos pozos asistidos por nitrógeno fueron perforados en un yacimiento de carbonatos, depletado, de 150°F y alta permeabilidad. Para el primer pozo se utilizo una sarta “parasite string” con pulsos de “Measurement While Drilling” (MWD) utilizando nitrógeno y lodo. El diseño de éste pozo requería perforar 100 psi overbalance para controlar el influjo de fluidos de formación. Las pérdidas de fluido en la formación se redujeron en un factor de 10 respecto de los pozos anteriores, los cuales fueron perforados 600 psi overbalance. El segundo pozo fue perforado utilizando “Drillpipe Injection” y equipos de generación de nitrógeno con procedimientos “Wet-Connect”. No hubo presencia de H2S, como tampoco se presentaron problemas de corrosión y Scaling (incrustaciones) en el pozo. Ward Co., North Dakota. Un pozo horizontal fue perforado underbalance en un yacimiento depletado a 160°F. El rango de contenido de H2S oscilaba entre 2-4% y el corete de agua promedio era de 70% con formación de salmuera de 9,8 ppg. El pozo fue perforado utilizando “Drillpipe Injection”, generación de nitrógeno y sistema “Wet-Connect”. Aún cuando la concentración de oxígeno en el nitrógeno era menor al 2% y el programa químico utilizado fue hostil, no fue posible controlar efectivamente la corrosión y el scaling. Fallon Co., MT and Bowman Co., North Dakota. Más de 25 pozos han sido perforados en ésta área utilizando gas asistido. Una bomba criogénica de alta presión fue utilizada para inyectar Nitrógeno 99,8% puro a través de una “parasite string” de 1,5” para establecer la circulación de Nitrógeno/agua fresca. Los compresores de aire se utilizaron para re-inyectar nitrógeno durante la operación y en caso de requerirse producto adicional, se tenían como suplentes una bomba de alta presión y un contenedor de nitrógeno. Éste método redujo los requerimientos de nitrógeno de 5-10. La reducción del contenido de oxígeno a menos de 2%, el cambio de sarta a tipo “parasite string”, y el programa de tratamiento químico continuo, permitió el uso de una unidad de membrana de nitrógeno. Se utilizó gas natural en vez de nitrógeno en áreas donde era económico sustituir mediante una tubería temporal. Lecciones aprendidas de éstos casos:

La perforación underbalance por inyección de nitrógeno puede ser un método efectivo para maximizar la producción en pozos horizontales de baja permeabilidad si se toman todas las precauciones para permanecer en la condición underbalance. Si en cualquier momento se alcanza la condición sobre-balance, las ventajas de la perforación underbalance quedan invalidadas.

Las concentraciones de oxígeno superiores al 2% causan corrosión excesiva

en la cuenca Williston.

La inyección de nitrógeno (“Drillpipe Injection”), es el método más efectivo cuando es posible la MWD electromagnética.

A pesar de los costos adicionales y el tiempo (comparado con el “Drillpipe Injection”), la inyección de nitrógeno a través del “parasite string” es un método preferible cuando no es posible la MWD electromagnética.

Se debe realizar un modelamiento in situ para optimizar las tasas de nitrógeno e inyección de fluidos con el fin de reducir costos y evitar la condición overbalance.

BNET, World Oil, Sept, 1998 by Scott C. Cooper, Robert L. Cuthbertson POZOS HORIZONTALES, SUB-BALANCEADOS ALCANZAN ALTAS TASAS EN COLOMBIA En el Valle Magdalena Medio, se perforaron los primeros dos pozos horizontales del país, utilizando técnicas underbalance. Harken de Colombia, Ltd., completó el Catalina 1 y Olivo 1 en el Valle Magdalena Medio de Colombia, dos pozos que demuestran el significado de los beneficios de un proyecto de perforación underbalance planeado y ejecutado apropiadamente. Esto se evidenció mediante el alcance de objetivos de clasificación horizontal, underbalance y extendido (Relación de profundidad MD a TVD de 2,1). Cada paso en el proceso fue cuidadosamente coordinado, a través de un estudio de pre-ingeniería, a la planificación final de la perforación, pruebas y completamiento. Debido a que estos pozos serían los primeros horizontales y underbalance en el país, se programó un alto grado de planificación y capacitación. Los resultados muestran la justificación: Catalina 1 alcanzó una prueba de flujo anular de 3 días desde la formación Rosa Blanca a través de facilidades de superficie restringidas de 7073 BOPD (36 °API) y 11,5 MMscfd de gas, a 9680 BOEPD (barriles equivalentes). El pozo fue probado por varias horas a tasas [superiores a] 10 000 BOPD y 16,1 MMscfd, pero éste se redujo cuando el paso forzoso de gas paró uno de los separadores de prueba. Las presiones de flujo por el anular pasaron de 600 a 700 psi. El índice de productividad (IP) calculado para el pozo Catalina 1 fue de 12,5 Bb/día/psi, correspondiente al calculado para el potencial de flujo openhole de 21376 BOEPD. Subsecuentemente, el pozo fue limpiado para producir crudo de 38,5°API. El pozo Olivo 1 probó hasta 10 800 BOPD (16,5°API) con agua y gas despreciables a través del levantamiento artificial y facilidades de superficie ineficientes. El pozo arrojó un índice de productividad de 46 Bb/día/psi, produciendo una entregabilidad calculada de 79 000 BOPD, asumiendo un drawdown absoluto a cero presión de fondo fluyendo (flowing BHP). “Triunfos de la Perforación Bajoequilibrada: Otro Desafío en Colombia”. Revista Petróleo Internacional, Abril 2003. La filial Weather ford Colombia (WC), dicen los autores del artículo, ha cosechado otro triunfo en el campo Florena N4 que explota BP/Amoco bajo contrato de servicio con la estatal Ecopetrol. Recientemente, BP contrató a WC para reparar y poner en prueba de producción de largo plazo uno de tres pozos profundos (de casi 17.000 pies) que, una vez completados, habían permanecido cerrados durante 2 a 3 años. Ese fue el tiempo que transcurrió, antes de que Ecopetrol aprobara el plan de BP de ejecutar el

prolongado ensayo de producción a presión bajoequilibrada. El pozo se acidificó para limpiarlo y seguidamente se fracturó a fin de aumentar su productividad. WC Colombia proporcionó el equipo superficial de separación, el personal encargado de ejecutar las tareas y el equipo necesario para activar el pozo a presión bajoequilibrada durante la larga prueba. La filial colombiana, además, quedó a cargo del desarenamiento del pozo al terminar la fractura, y del manejo del separador superficial para aislar el gas de los demás fluidos. Una vez desarenado y limpio el pozo, se reinstaló el conjunto de separación después de limpiarlo y se inició las prueba del pozo. Por estrangulador de 82/64 pg., el pozo produjo a razón de 6.300 b/d. de crudo y casi 20 MMpcd. de gas asociado, bajo presión en el cabezal de 1.350 lbs/pg2. El ensayo debía terminar a fines de junio de 2002; pero en vista de que BP carecía de medios de producción en el sitio de obra, la prueba se prolongó 45 días más. Con el fin de evitar la descarga de gas a la atmósfera, WC usó una avanzada bomba de diafragma para pasar por el separador la lechada producida por el pozo y remover en él el gas libre antes de pasar a tanques el resto del fluido. En una operación similar efectuada por otra empresa contratista, anotan los autores, la lechada pasaba directamente a un tanque descubierto. El gas se descarga en la atmósfera, con el consiguiente riesgo de accidentes y el adverso impacto ambiental. CAMPOS DE APLICACIÓN UNDERBALANCE Algunos pozos en donde se ha aplicado esta tecnología, con su respectiva compañía operadora son los siguientes: Cusiana---------BP Cupiagua-------BP Campo Floreña: Pozo Floreña N4, Floreña a--------BP Campo Pauto: Pozo Pauto sur---------BP Campo Guaduas: Pozos tres pasos (no se sabe específicamente cuales)----- GHK Pozo Escuela 2------------------------------------------Seven Seas - GHK Cuenca del Valle Magdalena Medio: Pozo Olivo 1---------------HARKEN Colombia Pozo Catalina 1-----------HARKEN Colombia

Bases Teóricas

UNDERBALANCED DRILLING (UBD) La mayoría de los pozos de aceite y gas natural son perforados mediante la utilización de técnicas rotatorias, en las cuales, una broca disgrega la roca en la base del pozo y un fluido de perforación es bombeado hacia el fondo. A medida que fluye sobre el fondo del pozo, el fluido de perforación barre los cortes y los remueve hacia la superficie. En operaciones de perforación convencional, el fluido de perforación cumple varios objetivos, entre ellos, estabilizar el pozo, lubricar y refrigerar la broca, y el más importante controlar los fluidos de formación. La composición y propiedades del fluido de perforación se seleccionan para asegurar que la presión del fluido en el pozo

exceda la presión de poro de la formación perforada en aquellas profundidades donde la formación esté abierta al pozo, es decir, las formaciones productoras. En ésta situación de overbalance, la presión del lodo previene el influjo de fluidos de formación hacia el hueco durante la perforación, pero, existe un flujo de fluidos desde el pozo hacia la roca que lo rodea, como se aprecia en la figura 1. Algunos aditivos se añaden al lodo para restringir éste flujo, mediante la depositación de una torta de filtrado de baja permeabilidad en la pared del pozo y en los poros y fracturas adyacentes al pozo. En operaciones de perforación underbalance, la presión ejercida por la columna hidrostática del fluido de perforación es mantenida intencionalmente por debajo de la presión de poro de la formación en la sección del pozo a hueco abierto. Como resultado, los fluidos de formación fluyen hacia el pozo cuando se penetran formaciones permeables durante la perforación underbalance. Por ésta razón, se requieren equipos especiales y procedimientos para controlar el influjo de fluidos durante las operaciones. No obstante, la perforación underbalance ofrece varios beneficios sobre las técnicas de perforación convencionales.

Figura 1. ‘Diferencias entre Perforación Convencional y Under-balanced’ Fuente: Edge Advantage International Ltd. 2002

OBJETIVOS DE LA PERFORACIÓN UNDERBALANCE Los objetivos de la perforación underbalance pueden agruparse en dos categorías principales:

Maximizar la recuperación de hidrocarburos.

Minimizar los problemas ocasionados por perforación convencional.

La respuesta a la pregunta ¿Por qué perforar con la técnica UBD? Es que ésta puede aumentar los beneficios financieros en la perforación del pozo. Este mejoramiento puede provenir de una variedad de diferentes factores que reducen los costos de perforar un pozo o de incrementar su productividad una vez perforado.

Incremento de la Rata de Penetración (ROP) Las operaciones de perforación underbalance exhiben incrementos significativos de la ROP con respecto a las aplicaciones convencionales overbalance, debido a que la presión en la cabeza de la broca disminuye, como se muestra en la figura 2. Esto puede reducir significativamente el tiempo de perforación en secciones horizontales, mejorar la vida de la broca y minimizar costos de perforación. La figura 2 muestra una comparación de las ratas de penetración cuando se utilizan dos fluidos de perforación diferentes, a saber, lodo y gas. Es claro que la ROP es considerablemente alta cuando se utiliza gas como fluido de perforación, comparada con la del lodo (overbalance).

Figura 2. ‘Perforación con Gas vs. Perforación con Lodo’ Fuente: SPE 114186

Incremento de la Vida de la Broca Regularmente se afirma que la vida de la broca se incrementa cuando se utilizan fluidos livianos en vez de los lodos de perforación convencionales. La perforación underbalance remueve el confinamiento de la roca impuesto por la presión overbalance. Esto debe disminuir el esfuerzo aparente de la roca y reducir el trabajo que se debe efectuar para perforar cierto volumen de roca. Es razonable que éste aumento en la eficiencia de perforación incremente, a su vez, la cantidad de hueco que puede ser perforado antes de que la broca alcance su estado crítico. Minimización de las Pérdidas de Circulación Durante la perforación convencional, las pérdidas de circulación afectan negativamente las operaciones en tres formas:

Incrementan el precio de la operación debido al atraso en entregas de fluido.

Se eleva el costo final del fluido debido a la pérdida.

Daños potenciales adicionales a la formación.

Las pérdidas de circulación ocurren cuando el fluido de perforación entra en la formación antes de que éste regrese a la superficie. Esto se presenta principalmente en zonas con altas permeabilidades, más frecuentemente, en formaciones naturalmente fracturadas ó con fracturas inducidas por la presión excesiva del fluido de perforación. Las pérdidas de circulación pueden representar altos costos durante la perforación convencional, pues, el fluido perdido debe ser reemplazado y las pérdidas deben mitigarse, mediante la adición de controladores de filtrado al lodo. La perforación underbalance elimina el esfuerzo físico ejercido por el lodo hacia la formación, por lo tanto, ésta técnica previene los problemas de pérdidas de circulación. Esto no quiere decir que las pérdidas de circulación no puedan ocurrir; es posible que se presenten pérdidas en el momento en que la presión del pozo exceda la presión de poro de la formación, lo cual indica, que el solo hecho de utilizar un fluido liviano no garantiza la condición bajo balance. Reducción de la Pega Diferencial En un pozo perforado convencionalmente, la torta de filtrado se forma en las paredes del pozo, por la depositación de sólidos cuando el líquido fluye hacia zonas permeables, debido a la presión overbalance. Si la sarta de perforación se ve empotrada en la torta de filtrado, la presión diferencial entre el pozo y el fluido en la torta de filtrado, actúa sobre un gran área, de manera que la fuerza axial requerida para mover la sarta puede exceder su capacidad de tensión. A éste fenómeno se le denomina pega diferencial. Al perforar con la tecnología UBD, no existirá torta de filtrado ni presión que actúe para asegurar la tubería. Por otro lado, ésta técnica no puede eliminar la posibilidad de pegas de tubería que sean causadas por otros mecanismos, como se verá más adelante en las limitaciones de la técnica. Disminución del Daño a la Formación El daño a la formación es la reducción de la permeabilidad de una zona/formación productora y, por lo tanto, de la productividad del pozo. El término “Skin Effect” es usado para connotar el daño o cilindro de permeabilidad reducida en el pozo. Existen dos fenómenos que pueden cambiar la permeabilidad de la roca. El primero es el cambio de porosidad, debido al hinchamiento de las arcillas o depositación de sólidos en el espacio poroso. El otro es el taponamiento de las gargantas de poro, causado por materia orgánica e inorgánica. El daño a la formación puede ocurrir cuando líquidos, sólidos ó ambos entran en la formación durante la perforación; generalmente, el lodo es la principal fuente de tales contaminantes. Si la presión ejercida por el fluido de perforación en el pozo es inferior a la presión de poro, el esfuerzo causante de la penetración de material hacia la formación es eliminado, aunque, en algunas circunstancias, las diferencias de potencial químico entre los fluidos de perforación y formación pueden causar filtrados en contra del gradiente de presión. Sin embargo, existen muchos ejemplos de pozos perforados bajo balance, que experimentaron una mayor productividad que aquellos que fueron perforados convencionalmente. Los tipos de daño a la formación que pueden ser mitigados por la perforación underbalance son los siguientes:

Interacción entre el fluido de circulación y el fluido del yacimiento Interacción entre el fluido de circulación y la formación Formación de incrustaciones, sedimentos y emulsiones Interacción entre agua y lutitas-arcillas Introducción de sólidos en los poros de la formación Migración de partículas debido al gradiente de alta presión en el pozo Reducción de la permeabilidad por adsorción química

Producción Temprana Cuando un pozo es perforado bajo balance, la producción de hidrocarburos puede comenzar tan pronto como la zona productora sea penetrada. Con los equipos y facilidades de superficie apropiados, es posible recolectar el aceite mientras se está perforando. Algunos pozos underbalance, han comenzado la producción antes de que las operaciones de perforación hayan finalizado. BENEFICIOS Y DESVENTAJAS Ventajas Esta técnica presenta un gran número de ventajas que favorecen las operaciones en casos en los cuales la perforación convencional no es práctica; sin embargo, se deben evaluar frente a la inversión inicial del proyecto. Los principales beneficios que ofrece la tecnología UBD respecto a la perforación convencional son los siguientes:

Incremento en la rata de penetración ROP.

Incremento de la vida útil de la broca.

Reducción de la probabilidad de pega diferencial.

Disminución de las pérdidas de circulación durante la perforación.

Evaluación temprana de formaciones productoras y reducción de costos de pruebas de productividad.

Reducción del daño a la formación.

Producción temprana.

Beneficios ambientales.

Mejoramiento de la seguridad.

Aumento de la productividad del pozo.

Menor necesidad de tratamientos de estimulación. Otras ventajas a tener en cuenta:

Reducción de costos en volúmenes de fluido de perforación.

Disminución de enmascaramientos de zonas productoras.

Posibilidad de realizar pruebas de flujo durante la perforación en condiciones seguras y rápidas.

Aprovechamiento de los hidrocarburos producidos durante la perforación.

Reducción de tiempos en la perforación de zonas de extrema dureza.

Facilidad de acceder al Nitrógeno (como gas inerte) en cualquier locación.

Bajos costos de producción “in situ” de Nitrógeno.

La técnica es exitosa en yacimientos depletados y naturalmente fracturados.

Desventajas Además de los beneficios que se presentan anteriormente, existen limitaciones técnicas y económicas para las operaciones de perforación underbalance. Carden, 1993, reportó que en los Estados Unidos, la inestabilidad del pozo y el influjo de agua, fueron las dos principales razones para finalizar las operaciones de perforación con aire. Otros de los factores técnicos que restringen la perforación underbalance incluyen incendios en fondo de pozo, dificultades con la perforación convencional, y excesiva producción de hidrocarburo.

Inestabilidad del Pozo En operaciones de perforación convencionales, el exceso de presión en el pozo sobre la presión de poro de la formación provee un grado de soporte a las paredes del hueco. En la perforación underbalance hace falta éste soporte; a medida que el grado de bajo balance se incrementa, mayor es la tendencia de inestabilidad del pozo. Esta limitante es principalmente influenciada por los esfuerzos “in situ” predominantes, los esfuerzos de formación, la presión actual de yacimiento y la geometría del pozo. En general, ésta técnica puede implementarse en formaciones más viejas, duras y competentes, que tengan los esfuerzos suficientes para permitir la perforación con aire seco, sin los problemas de inestabilidad de pozo. Las desventajas y riesgos de la tecnología son los siguientes:

Inestabilidad del pozo.

Influjo de agua.

Excesiva producción de hidrocarburo.

Riesgo de ignición en fondo de pozo.

Control de pozo.

Alto costo inicial.

Retornos de fluidos a altas velocidades, necesidad de un equipo altamente entrenado.

Presencia viva de los fluidos de perforación en superficie, especialmente Sulfuro de Hidrógeno y gases corrosivos. Corrosión en las líneas de flujo.

Presencia de tres fases de fluido en el pozo, acarrea limpieza deficiente.

Riesgo de alcanzar la condición de sobre balance.

Restricción en la capacidad de manejo de retornos en superficie, zonas de altas permeabilidades.

Pueden existir zonas en las cuales sea difícil de alcanzar la condición bajo balance.

Incompatibilidad con equipos convencionales.

Drenaje gravitacional en pozos horizontales. IDENTIFICACIÓN DEL CANDIDATO El primer paso en cualquier programa sub-balanceado es aplicar la tecnología apropiada en el lugar donde pueda tener una buena oportunidad de éxito. Para lograr beneficios económicos, se deben realizar las aplicaciones correctas y no sólo implementar una técnica porque ésta sea nueva. Un adecuado proceso de selección del candidato es crítico para el pronto éxito de las operaciones bajo balance; sin

embargo, el éxito económico depende del uso apropiado de ésta tecnología. Con el fin de determinar los pozos candidatos para operaciones de perforación underbalance se deben tener en cuenta los siguientes criterios:

El pozo debe ser de desarrollo y no exploratorio, pues, se debe tener el conocimiento de las condiciones del yacimiento tales como presión, producción de fluidos, estabilidad de la formación.

El yacimiento debe presentar un estado de depleción.

El grado de dificultad que se presente durante la perforación convencional (grandes pérdidas de circulación, pegas diferenciales, entre otras) y la relación con el costo de las operaciones.

La necesidad de perforar formaciones demasiado duras que demanden periodos de perforación convencionales muy grandes.

Que la perforación bajo balance demuestre ser la técnica más favorable en los aspectos económicos y ambientales.

Parámetros que Deben Considerarse Litología (descripción de la roca) Una descripción litológica sencilla del tipo de roca es determinante para la compatibilidad del yacimiento con operaciones sub-balanceadas. La mayoría de las operaciones underbalance han sido llevadas a cabo en carbonatos, pero ciertamente no existe ninguna limitación referente al tipo de roca requerido para las técnicas sub-balanceadas. La roca dura no es un requerimiento; calizas, dolomitas, areniscas, arcillas, lutitas, así como formaciones altamente laminadas y variables son todos potenciales candidatos para operaciones UBD. Formaciones homogéneas de carbonatos tienden a ser excelentes candidatos para la perforación UBD. La migración de partículas finas no es típicamente un problema, y la roca en sí no tiene componentes que serán dañinos por la exposición a un tipo en particular de fluido. Los carbonatos tienden a ser rocas más duras, con tasa de penetración más lentas. Ya que la perforación underbalance incrementa las tasas de penetración, estas formaciones serán buenos candidatos desde el punto de vista económico. La preocupación más grande para los carbonatos es la relativa al daño por incompatibilidad entre el fluido de perforación y el fluido del yacimiento, por lo que se necesita una técnica que limite la invasión de fluido a la formación. En secciones de lutitas, el problema más serio es la estabilidad del pozo. Esta puede ser causada por sistemas deposicionales o por incompatibilidad de la relación roca-fluido. Muchas secciones de lutitas son relativamente duras y las aplicaciones de las técnicas sub-balanceadas pueden resultar en un incremento en la tasa de penetración. Si el pozo requiere de peso o densidad para mantenerse abierto, la sección de lutitas no será el mejor candidato para la perforación underbalance. Formaciones muy heterogéneas, ya sea que la heterogeneidad esté relacionada con la litología, permeabilidad, distribución de porosidad, o tamaño de poro, son excelentes candidatos para la perforación underbalance. Cuando estas formaciones son perforadas en forma convencional, sólo los intervalos de mejor calidad del yacimiento son dañados.

Estabilidad del Pozo Muchas formaciones exhiben inestabilidad o sensibilidad en dos formas básicas, una relacionada con la química y la otra con los esfuerzos mecánicos. La expresión más común de sensibilidad química es el colapso, derrumbamiento o hinchamiento de formaciones a exposición de agua fresca. Cuando la lutita o arcilla reactiva es expuesta al agua fresca, los iones son absorbidos por las partículas de arcilla presentes en la formación. La absorción de iones causa que la arcilla se hinche cuando los iones penetran entre las capas que la componen. Conforme la formación se hincha, el esfuerzo y la presión en la roca se incrementan, y la formación buscará desplazarse hasta una zona de más baja presión. En éste caso, la región de menor presión es el pozo. Si se utiliza un fluido base agua en el pozo, la formación. Un aspecto a tener en cuenta al evaluar potenciales candidatos para la perforación underbalance en regiones conocidas por problemas de hinchamiento y derrumbamiento, es si esos problemas son causados por sensibilidad química o por altos esfuerzos mecánicos presentes en la roca. Diferencial Permisible y Colapso Se refiere simplemente a la cantidad de diferencia entre la presión de poro del yacimiento y la presión real de fondo ejercida por el sistema de fluidos durante la operación underbalance. Conforme el diferencial se incrementa, así también aumenta la posibilidad de colapso del pozo. A medida que la operación pasa del estado overbalance hasta el underbalance, la preocupación cambia de exceder el gradiente de fractura a la de llegar a estar debajo de la presión de colapso. Desafortunadamente las presiones de colapso no son conocidas, ya que, la mayoría de las operaciones de perforación han sido históricamente conducidas de forma sobre-balanceada. Sin embargo, si pudiéramos estimar las presiones de colapso estaríamos en mejor posición de definir nuestros parámetros de operación. El incremento del diferencial de presión durante la operación puede acelerar los problemas con las lutitas, especialmente en áreas que originalmente pudieran tener presiones anormales. Presiones de Poro y Regímenes de Presión Además de ser un componente de la estabilidad del pozo, la presión de poro del yacimiento es el factor más importante en la determinación del probable éxito de las operaciones sub-balanceadas. Sin embargo, no hay limitaciones en operaciones sub-balanceadas presentadas por presiones de fondo. La presión de poro es determinante para seleccionar el sistema apropiado a utilizar y no para indagar si se puede o no aplicar la técnica. Algunos yacimientos con gradiente de presión de fondo equivalente de 16,0 ppg o más, han sido perforados sub-balanceadamente, al igual que yacimientos con presiones de fondo inferiores a 100 psi. Si la densidad circulante del sistema de fluidos en uso puede ser reducida a un valor menor a la presión de fondo, el pozo puede ser perforado sub-balanceadamente. Si un sistema líquido fuera la opción más apropiada (para presiones de yacimiento de normal a subnormal), se requeriría mantener la presión de fondo entre 200 y 300 psi por debajo de la presión de formación. Si un sistema de gas puro o niebla fuese la opción más apropiada (yacimientos depletados de baja a muy baja presión), la cantidad de underbalance mantenida debería ser alrededor de 50 a 200 psi por debajo de la presión de formación, asumiendo que no hay afluencia de líquido durante la

operación. Si la presión de formación es normal a algo depletada, el sistema utilizado sería probablemente un sistema de fluido multifásico, el cual es uno de los más difíciles de mantener en un estado nivelado, consecuentemente, se deberá aplicar un factor de diseño más alto y la cantidad de underbalance deberá ser de más de 300 psi por debajo de la presión de poro de la formación. Si estos límites de diseño parecieran razonables, entonces la formación en cuestión probablemente será un buen candidato para operaciones underbalance. Seleccionar los yacimientos correctos para la perforación underbalance no es una tarea sencilla. Diferentes prestadores de servicio tienen diferentes aproximaciones para esto, sin embargo, los parámetros considerados por expertos son los mismos y tienen como objetivo final evaluar la factibilidad técnica y económica del UBD. Los siguientes parámetros deben considerase para evaluar la selección del candidato y realizar un estudio de factibilidad:

1. Propiedades del Yacimiento

Litología del yacimiento

Espesor del yacimiento

Tope del yacimiento, TVD (True Vertical Depth)

Límites del yacimiento, re

Porosidad

Permeabilidad de la matriz

Anisotropía kv/kh

Permeabilidades relativas: Kro @ Swirr, Krw @ Sor

Conductividad de las fracturas

Contacto Gas/Aceite

Contacto Agua/Aceite

Temperatura de yacimiento

Presión inicial del yacimiento

Presión actual del yacimiento

Factor de daño

2. Propiedades del Fluido

Composición del gas (si está disponible)

Gravedad API del aceite

Viscosidad del aceite

Producción de agua

Salinidad del agua

Contenido de H2S

Contenido de CO2

3. Datos de Producción

Producción máxima de gas

Producción máxima de aceite

Producción máxima de agua

Producción actual de gas

Producción actual de aceite

Producción actual de agua

Producción de gas Post-estimulación

Producción de aceite Post-estimulación

Producción de agua Post-estimulación

Relación Gas/Aceite GOR

Relación Agua/Aceite WOR

Índice de productividad para el pozo perforado convencionalmente

Grado de overbalance

Valores de Caudal y ΔP Como se mencionó anteriormente, se requiere una cantidad considerable de datos para la pre-selección de un yacimiento candidato a UBD; por ésta razón, los pozos exploratorios no pueden ser perforados con ésta técnica. Por lo tanto, se necesita un buen conocimiento del yacimiento sobre los pozos infill y exploratorios para considerar la aplicación del UBD. Para que las operaciones underbalance sean seguras y económicas, es preferible implementar ésta técnica siempre y cuando se disponga de la información del yacimiento anteriormente mencionada. Los datos se pueden obtener de:

Pozos exploratorios Pozos Infill Pruebas de pozo y datos PVT Datos análogos

Candidatos Pobres para Operaciones Underbalance Candidatos identificados como pobres incluyen aquellos con características como las descritas a continuación:

Alta permeabilidad junto con alta presión de poro de formación.

Presión de yacimiento desconocida.

Posibilidad de operaciones underbalance no continuas (numerosos viajes, conexiones, etc.).

Altas tasas de producción a posibles bajos diferenciales de presión.

Formaciones débiles susceptibles al desmoronamiento del pozo por altos diferenciales de presión.

Formaciones con altos ángulos de inclinación o fracturas en áreas tectónicamente activas.

Capas gruesas e inestables de carbón.

Lutitas jóvenes geo-presurizadas.

Formaciones con contenido de H2S, CO2.

Múltiples yacimientos abiertos con diferentes presiones. Buenos Candidatos para Operaciones Underbalance Los candidatos identificados como particularmente apropiados para operaciones sub-balanceadas incluyen los siguientes:

Yacimientos con presiones depletadas.

Áreas con predisposición al pegamiento por presión diferencial.

Roca dura (densa, baja permeabilidad, baja porosidad).

Áreas con inclinación a pozos desviados y formaciones con altos buzamientos.

Zonas con pérdidas de circulación.

Re-entradas y Workovers (especialmente yacimientos depletados)

Zonas con tendencia al daño a la formación.

Áreas con disponibilidad limitada de agua (limita la factibilidad de operaciones convencionales).

Formaciones fracturadas.

Formaciones yugulares.

Formaciones con alta permeabilidad.

Formaciones altamente variables. (zonas heterogéneas). SISTEMAS DE FLUIDOS DE PERFORACIÓN UNDERBALANCE Una amplia variedad de sistemas de fluidos han sido utilizados en operaciones bajo balance, incluyendo aire, mist (niebla), espuma, fluidos gasificados y fluidos líquidos. Basados en la presión de poro de la formación y en la profundidad, se debe realizar una selección preliminar de los sistemas de fluidos de perforación. Los fluidos utilizados en UBD se dividen en tres grupos:

Una fase – Gas

Dos fases – Gas + Líquido / Líquido + Gas

Una fase – Líquido La selección del fluido de perforación apropiado es crucial para la aplicación de una operación exitosa, así como la selección de cada una de sus fases, cuando se requiere un fluido de perforación multifase. Cualquiera que sea el fluido seleccionado debe ser evaluado en base a sus efectos en la formación, la capacidad de limpieza del hueco, hidráulica y equipos separadores en superficie. Los gases más comúnmente utilizados para la reducción de la densidad del fluido de perforación son el aire y el nitrógeno, como también el gas metano, pero, con la preocupación de la seguridad no ha sido tan empleado como los otros dos enunciados. Los conceptos básicos cuando se trata con fluidos gasificados o aireados siguen siendo los mismos independientemente del tipo de gas que se vaya a utilizar. La diferencias que se encuentran para los gases, se van a observar en el momento de manejar los retornos en el anular, aún cuando los cálculos son los mismos para todos los gases, en la siguiente figura se observan los diferentes tipos de fluidos que se podrían llegar a implementar dependiendo de la densidad de lodo que se desee llegar a obtener para el pozo a perforar.

Figura 2. ‘Fluidos de Perforación según su densidad’ Fuente: SPE-114186

La aplicabilidad de los sistemas de fluidos compresibles está limitada a las condiciones de litología, presión de poro de la formación y donde se logren ahorros en tiempo del taladro y dinero, a pesar de la necesidad de equipo adicional para aplicar la tecnología Underbalance. La perforación con fluidos compresibles incluye: aire o gas seco, niebla, espuma estable/pesada, y lodo gasificado. Perforación con Aire – Gas seco Son básicamente sistemas de gas. En las primeras operaciones de perforación Under Balance se utilizaba aire para perforar. Hoy, la perforación con aire seco todavía se aplica en la perforación de roca dura (Basamento), y en la perforación de pozos de agua. No se recomienda la utilización de aire en yacimientos de hidrocarburos, puesto que la combinación de oxígeno y gas natural puede causar una mezcla explosiva lo cual podría genera una tragedia. Se conocen varios casos donde fuegos en el fondo del pozo han destruido la tubería de perforación, con la posibilidad de incendiarse el taladro de perforación si el fuego alcanza la superficie y en algunos casos con la destrucción de toda la torre de perforación. Para evitar el uso de aire, se introdujo el Nitrógeno. La experiencia con nitrógeno en operaciones de reacondicionamiento de pozos lo convirtió en la primera elección para operaciones de perforación Under Balance, ya que es un gas inerte que entre otras ventajas disminuye la corrosión y evita las explosiones o fuegos en el fondo del pozo que se está perforando. La utilización de Nitrógeno criogénico o líquido en operaciones de perforación es limitada debido a la gran cantidad de Nitrógeno requerida para una operación Underbalance. Otra opción es la utilización de gas natural, el cual si está disponible y ha probado ser una buena alternativa para operaciones de perforación. Si se está perforando Under Balance un yacimiento de gas, se puede utilizar un pozo productor cercano, ó, el gasoducto de producción para obtener el suficiente gas natural necesario a una adecuada presión para la operación de perforación Underbalance.

Características de la perforación con aire-gas:

Tasas de Penetración altas.

Aumenta la vida útil de la broca.

Aumenta el rendimiento de la broca.

Buenos trabajos de cementación. Pozo en calibre.

Alta productividad del yacimiento.

No puede manejar grandes influjos de agua.

Pueden presentarse baches de aire-agua.

Pueden producirse anillos de lodo en la tubería si hay influjo de agua.

La buena limpieza del pozo depende de la velocidad en el anular. Ventajas:

Normalmente, el aire es el menos costoso de todos los sistemas sub-balanceados.

Es poco común la corrosión en la tubería.

Resultan en la máxima tasa de penetración posible. Desventajas:

Son posibles fuegos y explosiones en fondo de pozo, especialmente si hay presencia de hidrocarburos líquidos (petróleo o gas condensado).

El aire no puede limpiar el pozo adecuadamente cuando hay afluencias de agua presentes.

Provee estabilidad del pozo mínima.

Perforación con Niebla Si los sistemas de gas o aire seco no son apropiados, la inyección de una pequeña cantidad de líquido formará inicialmente un sistema de niebla. El fluido añadido al ambiente gaseoso se dispersará en pequeñas gotas y formará un sistema de perforación de niebla. Generalmente, esta técnica ha sido usada en áreas donde existe influjo de agua de formación y evita algunos problemas que pueden presentarse si se la perfora con aire seco. Se utiliza en aplicaciones especiales, ya que la limpieza del pozo es más difícil en sistemas de perforación con niebla. Características de la Perforación con Niebla:

Similar a la perforación con aire seco con adición de líquido.

Depende de la velocidad en el anular para remover los cortes.

Disminuye la formación de anillos de lodo en la tubería.

Volúmenes requeridos de aire-gas más altos, 30 – 40% más que con aire seco.

Presiones de Inyección más altas que con aire-gas seco.

Incorrectas relaciones de aire/gas – líquido produce baches en superficie. Ventajas:

Permite muy bajas presiones, operación económica aún en formaciones con presencia de agua.

La introducción de una fase líquida ayuda a suprimir fuegos dentro del pozo. Desventajas:

La presencia de agua puede causar inestabilidad de lutitas a menos que la fase líquida sea petróleo o lodo.

La humedad en el sistema incrementa el potencial de corrosión, a menos que la fase líquida sea petróleo.

El sistema requiere volumen extra de gas y más compresión (número de compresores y presión más alta), comparado a un sistema de gas puro.

Comparado con un sistema de gas puro, la fase líquida adicional y la inhibición a la corrosión incrementa costos.

La densidad más alta, comparada con gases puros, reduce la rata de penetración.

Sistemas de Fluidos Aireados o Gasificados (dos fases) Si un sistema de espuma es demasiado ligero para el pozo, se puede utilizar un sistema gasificado. En estos sistemas el líquido se gasifica para reducir la densidad. Hay varios métodos que se pueden utilizar para gasificar un sistema líquido. Estos métodos se discuten en los sistemas de inyección. La utilización de gas y líquido como sistema de circulación en un pozo complica el programa hidráulico. La proporción de gas y líquido debe ser calculada cuidadosamente para asegurar que se utiliza un sistema de circulación estable. Si se utiliza demasiado gas, se producirá un atascamiento. Si no se utiliza suficiente gas, se excede la presión requerida del fondo de hueco y el pozo se convierte en un sistema Overbalance. Ventajas:

Las propiedades del lodo (densidad, revoque, inhibición) proveen beneficios de contingencia.

Incrementar el peso del lodo es fácil si se presenta un problema.

Provee un sistema de baja densidad teniendo poco o ningún riesgo de fuegos si se usa nitrógeno en la fase gaseosa.

La corrosión es limitada si se usa nitrógeno en la fase gas.

No ocurrirá daño a la formación. Desventajas:

Las variaciones de presión son difíciles de controlar y contener.

Se requiere protección de la tubería en contra de la corrosión, especialmente con sistemas de aire y agua salada.

Puede ocurrir invasión de agua a la formación si la fase líquida es agua.

Alto potencial de inestabilidad del pozo (química y mecánica). Perforación con Espuma Estable La espuma puede ser usada como el fluido de circulación durante la perforación y para muchos completamientos de pozos y operaciones de producción. La espuma consiste de una fase liquida continua, formando una estructura celular en el borde y en la trampa del gas. La espuma puede tener viscosidades extremadamente altas, en todas las instancias sus viscosidades será mayor que la de los dos del liquido y el gas que estos contienen. Al mismo tiempo, sus densidades son usualmente menores que la mitad de la densidad del agua. Con esta combinación de alta viscosidad y baja densidad, los fluidos de perforación espumados pueden brindar varios beneficios para las operaciones de perforación.

La baja densidad de la espuma permite condiciones bajo balanceadas para ser establecidas en casi todas las circunstancias. Las presiones en el bottomhole con espuma tienden a ser mayor que las del gas seco o de la perforación con niebla. Esto puede reducir la tasa de penetración por debajo de la del gas seco. Sin embargo, las tasas de penetración con espuma son con frecuencia considerablemente altas que las que se pueden alcanzar perforando con lodo.

La baja viscosidad permite un eficiente transporte de los cortes, velocidades del anular mucho más bajas que las requeridas para el aire seco o la perforación con niebla. Las tasas de inyección de gas para la perforación con espuma pueden ser mucho más bajas que la del gas seco o la perforación con niebla.

Las altas presiones en el anular con espuma puede potencialmente reducir la inestabilidad mecánica en el wellbore experimentada cuando se perforan con gas seco o con niebla. Al mismo tiempo, las bajas velocidades en el anular, típicas de la perforación con espuma, reduce la posibilidad de erosión de la pared del borehole o drillstring.

El aire es el más usado comúnmente como fase gaseosa en la espuma de perforación. Es posible hacer la espuma con otros gases. La fase liquida es acuosa. Debido a que la fase liquida es continua, una espuma formada con aire no permitirá normalmente la combustión de los hidrocarburos producidos. Probablemente los mayores beneficios de la espuma como fluido de perforación Underbalance, y la principal razón para usarlo es su habilidad para aligerar grandes cantidades de líquidos producidos. Cuando el agua que entra es demasiada para ser eficientemente levantada con niebla, con frecuencia es recomendable para continuar la perforación Under Balance, cambiar por espuma. Perforación con Espuma Ventajas:

Excepcional capacidad para el arrastre de recortes y excelente limpieza del pozo.

Excelente habilidad para levantar afluencias de líquidos fuera del pozo.

Provee un amplio espectro de presiones dentro del pozo.

Permite las variaciones de presión dentro del pozo permitiendo control de presiones extremas.

Generalmente requiere menos compresores que otros sistemas de alto porcentaje de gas.

Desventajas:

Requiere un sistema de mezcla más complejo (equipo y técnica).

Existe el potencial para la invasión de agua a la formación.

Los sistemas base aceite no se pueden volver a espuma sin altos costos.

La estabilidad del fluido es susceptible a múltiples contaminantes.

Si la fase gaseosa es aire, es posible corrosión interna y externa de la sarta.

Es necesario un equipo especial para reducir costos y permitir el reciclaje de químicos en el sistema.

Desecho y almacenaje de fluidos requiere un espacio extra.

Las variaciones de presión son posibles, pero normalmente no tan problemáticas como con los sistemas de fluidos gasificados.

Substitutos de Oxígeno (Nitrógeno o Gas Natural) Ventajas:

Los fuegos y explosiones en fondo de pozo son muy poco probables, aún en presencia de hidrocarburos líquidos.

El nitrógeno es el gas inerte más seguro disponible.

La corrosión es extremadamente poco común.

La naturaleza inerte del metano y nitrógeno aumentan el potencial de extracción de ciertas afluencias de agua del pozo.

La tasa máxima de penetración es posible con el gas. Desventajas:

Las formaciones extremadamente húmedas o con afluencias pueden recargar el pozo de recortes y hacer al gas insuficiente desde el punto de vista de limpieza.

El gas natural presenta ciertos riesgos de manejo en superficie. En total los sistemas de fluidos de perforación UBD son los siguientes:

Perforación con aire seco.

Perforación con Nitrógeno.

Perforación con gas natural.

Perforación con niebla.

Perforación con espuma estable.

Perforación con espuma rígida.

Líquidos gasificados.

Flowdrilling.

Perforación con capa de lodo (Mudcap).

Snub Drilling.

Sistemas Cerrados.

Definición de Términos Básicos

Breakout: Es un tipo de rotura que se produce en las paredes del pozo debido a

diferencias entre esfuerzos in situ. Se produce como un “descascaramiento” a lo largo

de la orientación del mínimo esfuerzo actual, dependiendo además de la densidad del

fluido usada y de la resistencia de la roca.

Calizas (Carbonatos): La caliza es una roca importante como reservorio de petróleo

dada su gran porosidad. Es una roca sedimentaria compuesta mayoritariamente por

carbonato de calcio, generalmente calcita. Su dureza en la escala de Mohs es de 3.

Condición Overbalance: En ésta condición, la presión del lodo previene el influjo de

fluidos de formación hacia el hueco durante la perforación, pero, existe un flujo de

fluidos desde el pozo hacia la formación

Condición Underbalance: La condición underbalance se obtiene cuando la presión

que ejerce la columna hidrostática del fluido de perforación es mantenida

intencionalmente por debajo de la presión de poro de la formación, por lo cual, se

presenta un influjo de fluidos desde la formación hacia el pozo, evitando el daño a la

formación.

Daño a la Formación: El daño a la formación se mide mediante un factor denotado

por “S”, el cual, puede tener diversos valores; S>0: Pozo dañado. En éste caso, existen

restricciones adicionales al flujo hacia el pozo. S=0: Pozo sin daño. No existen

restricciones al flujo. S<0: Pozo estimulado. El pozo estará produciendo más de lo

esperado

Depleción de un Yacimiento: Se denominan yacimientos depletados aquellos cuya

diferencia de presión es cero, es decir, que su presión interna es igual a su presión

exterior. Estos yacimientos requieren de trabajos secundarios para seguir

produciendo, ya que, su energía natural se ha agotado.

Diferencial de Presión “Drawdown”: Es la diferencia entre la presión existente en el

límite exterior de un pozo y la presión de fondo de producción del mismo.

Espuma: Las espumas son un estado intermedio entre una fase netamente líquida y

una fase netamente gaseosa. Las espumas contienen un agente surfactante activo

que permite que los elementos se mezclen homogéneamente. Adicionalmente, se

debe mantener la calidad de las espumas entre 55% y 97% para asegurar su

estabilidad. Por debajo de éste rango se presenta un comportamiento similar al de los

fluidos aireados, por encima de este rango se presenta un comportamiento similar a

una niebla.

Espuma estable: Es un régimen de flujo en el cual el líquido es la fase continua y el gas

la fase discontinua.

Estabilidad del Pozo: El mantenimiento de un pozo estable es una de las tareas de

perforación principales de la industria petrolera y gasífera, ya que los problemas de

inestabilidad asociados al pozo resultarán en altos costos de perforación y tendrán un

impacto severo en el cronograma de perforación. El análisis de Estabilidad de Pozos

debe considerarse en la etapa de planeamiento del pozo en cualquier compañía

operadora. La inestabilidad de los pozos sigue siendo una preocupación importante

para las compañías porque además de ser potencialmente costosa, puede poner en

peligro al personal asociado a la tareas de perforación.

Fluidos Aireados/Gasificados: Esencialmente los fluidos aireados o gasificados

pueden ser cualquier tipo de fase líquida mezclada intencionalmente con cualquier

tipo de gas con el fin de disminuir la densidad del fluido.

Índice de Productividad: El índice de productividad es una medida del potencial del

pozo o de su capacidad de producir, y es una propiedad de los pozos comúnmente

medida. Se denomina índice de productividad [J] a la razón de la tasa de producción,

en barriles fiscales por día y la presión diferencial (Pe - Pwf) en el punto medio del

intervalo productor.

Influjo de Fluidos: Se denomina influjo de fluidos, al paso de los fluidos existentes en

la formación hacia el pozo. En perforación convencional, un influjo de fluidos de

formación generalmente provocará un descenso de la densidad de la columna de

lodo, lo cual no es deseado.

Lutitas (Arcillas): Las lutitas o “Shales” son un tipo de roca sedimentaria de grano fino,

compuesta por capas extremadamente delgadas de arcilla y limo. La mayoría de

Shales están compuestos por lodo y, consecuentemente, no contienen cantidades

comerciales de aceite o gas; pues, aunque son rocas altamente porosas, son

impermeables.

Niebla: En la niebla, el gas constituye la fase continua y el líquido la fase dispersa en

forma de gotas.

Pega Diferencial: Se presenta pega por presión diferencial cuando la presión

hidrostática producida por el lodo es mayor que la presión de formación y hay

formaciones permeables presentes. Su solución es la reducción de la presión,

reduciendo la densidad del lodo y la remoción de la torta en la zona de contacto.

Pérdidas de Circulación: La pérdida de lodo hacia las formaciones se llama pérdida de

circulación o pérdida de retornos. La pérdida de circulación ha sido uno de los

factores que más contribuye a los altos costos del lodo.

Pozo de Desarrollo: Son aquellos pozos perforados con la finalidad de explotar,

extraer y drenar las reservas de un yacimiento. El objetivo principal al perforar un

pozo de desarrollo es aumentar la producción del campo, razón por la cual, se

perforan dentro del área probada; sin embargo y debido a la incertidumbre acerca de

la forma o el confinamiento de los yacimientos, algunos pozos de desarrollo pueden

resultar secos.

Pozo Exploratorio: Es aquel pozo que se perfora como investigación de una nueva

acumulación de hidrocarburos, es decir, que se perforan en zonas donde no se había

encontrado antes petróleo ni gas. Este tipo de pozos puede perforarse en un campo

nuevo o en una nueva formación productora dentro de un campo existente. Es

importante destacar que cualquier pozo que se perfora con el objetivo de producir

hidrocarburos es, en principio un pozo exploratorio, después de la construcción del

mismo, dependiendo del área donde se perforó y del resultado de la perforación la

clasificación del pozo cambia y pueden ser productores y no productores.

Presión de Colapso: Es la presión generada por la columna de lodo de perforación que

llena el espacio anular y actúa sobre el exterior del revestidor vacío. Debido a que la

presión hidrostática de una columna de lodo aumenta con la profundidad, la presión

de colapso sobre el revestidor es máxima en el fondo y nula en superficie.

Presión Hidrostática: La presión hidrostática es la presión que se ejerce en el interior

de un líquido, como consecuencia de su propio peso. La presión hidrostática (p) que

soporta un punto de un líquido es directamente proporcional al valor de la gravedad

(g), a la densidad (d) del líquido y a la profundidad (h) a la que se encuentra p=d·g·h

Cualquier punto de un líquido soporta una presión que depende de la altura de la

columna de líquido que queda por encima.

Presión de Poro de la Formación: Está definida como la presión que actúa en los

fluidos contenidos en los poros de la roca. Se clasifica en: presión normal de

formación y presión anormal de formación.

Rata de Penetración (ROP): Es la velocidad a la cual la broca de perforación rompe la

roca para profundizar el pozo. Se expresa en pies por minuto ó metros por hora,

aunque algunas veces es expresada en minutos por pie.

Ventana Operacional de Lodo: Es el rango en el cual puede variar el peso del fluido de

perforación.

Hipótesis

Debido a que los campos Castilla, Chichimene y Apiay presentan inestabilidad química

de los pozos y gran invasión de fluidos hacia la formación, se plantea la técnica de

perforación underbalance como posible solución a tales problemas.

Teniendo en cuenta que existe incertidumbre en la viabilidad para implementar este

proyecto, es necesaria la realización de un estudio de factibilidad técnica y económica,

con el objetivo de indicar las posibilidades de aplicación de la técnica en los campos

mencionados.

Mediante la utilización de la herramienta software Pbore y con los datos

suministrados por parte de ECOPETROL se pueden establecer los criterios necesarios

para indicar la factibilidad técnica de operaciones bajo balance para los campos en

estudio.

Variables

Independiente

Tiempo

Datos de campo

Geomecánica de la roca

Presión de poro de la formación

Presión de colapso

Ventana operacional de lodo

Dependiente

Factibilidad

Costo

FM06 GRUPO DE INVESTIGACIÓN ESTABILIDAD DE POZO

MODELO DE MADURACIÓN PARA PROYECTOS DE INVESTIGACIÓN SANCIÓN DEL PROYECTO

FASE 2 Fecha: Febrero 25 de 2010

DATOS GENERALES

Frente: Química Realizado por: Viera Carolina Lozano Salazar, Diego Armando Rivas Hoyos Título del Proyecto: Estudio de Factibilidad para la implementación de la Técnica de Perforación Underbalance en los Campos Castilla, Chichimene y Apiay.

MARCO TEÓRICO

Criterios de Evaluación Excelente

91-100 Bueno 81-90

Aceptable 61-80

Deficiente 41-60

Malo 0-40

Total puntos criterio

Antecedentes: resume con claridad investigaciones o trabajos realizados con relación al tema, referenciando autor y año. (19p)

Bases teóricas: presentan solidez, claridad y

coherencia de los principios, postulados y supuestos. Constituyen posiciones de distintos autores que permiten sustentar la investigación. (20p)

Definición de términos: precisión en el

significado de términos básicos y conceptuales. (12p)

Hipótesis: responde al problema, se pueden

someter a prueba, son claras y precisas, supone

relación lógica entre variables. (25p) Variables: dependen de las hipótesis, tiene

relación directa con el problema planteado. (16p)

Interés del problema: La investigación aporta conocimiento nuevo; conlleva en su enfoque y/o metodología innovación científica o tecnológica. (8p)

Total Puntos Fase

EVALUACIÓN Reevaluar: < 85p ___ Avanzar: >= 85p ___

OBSERVACIONES Y RECOMENDACIONES

EVALUÓ: