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INSTRUCTIVO VIRTUAL GENERICO SOBRE LOS FLUIDOS DE CONTROL (LODOS) EN LA PERFORACION

FRANCISCO RODRIGUEZ CHAVEZ JOSE WILSON RODRIGUEZ FONSECA

CORPORACION INTERNACIONAL DEL PETROLEO LTDA ESCUELA DE PERFORACION TECNICO EN PERFORACION Y COMPLETAMIENTO DE POZOS VILLAVICENCIO 2012


INSTRUCTIVO VIRTUAL GENERICO SOBRE LOS FLUIDOS DE CONTROL (LODOS) EN LA PERFORACION

FRANCISCO RODRIGUEZ CHAVEZ JOSE WILSON RODRIGUEZ FONSECA

Ingeniero DIEGO ARMANDO HERRERA Director De Investigaci贸n Y Proyectos

CORPORACION INTERNACIONAL DEL PETROLEO LTDA ESCUELA DE PERFORACION TECNICO EN PERFORACION Y COMPLETAMIENTO DE POZOS VILLAVICENCIO 2012


NOTA DE ACEPTACION

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DIRECTOR DE PROYECTO

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VILLAVICENCIO-META 17 DE NOVIEMBRE DE 2012


CONTENIDO

INTRODUCCIÓN............................................................................................................................. 9 PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA .............................................................................................. 10 JUSTIFICACION ............................................................................................................................ 11 OBJETIVOS ................................................................................................................................... 12 Objetivo General ..................................................................................................................... 12 Específicos ............................................................................................................................... 12 ALCANCES Y LIMITACIONES ........................................................................................................ 13 MARCO TEORICO ........................................................................................................................ 15 GENERALILDADES........................................................................................................................ 20 TIPO DE FORMACIÓN A PERFORAR............................................................................................. 21 Fase Continua De Los Fluidos.................................................................................................. 21 Características Y Aplicación De Fluidos De Perforación.......................................................... 22 Fluidos Base Agua ................................................................................................................... 22 Fluido Bentonítico - (No Disperso) .......................................................................................... 22 Fluido Bentonítico Polimérico ................................................................................................. 22 Fluido Disperso - No Inhibido.................................................................................................. 23 Fluido Disperso - Inhibido ....................................................................................................... 23 Fluido Base - Aceite ................................................................................................................. 24 Sistema De Emulsión Directa .................................................................................................. 25 ARREGLO DE PREVENTORES USADOS EN CAMPO, COMPONENTES ESPECIFICOS ..................... 27 PRUEBA DE PREVENTORAS Y EQUIPO AUXILIAR......................................................................... 29 TIPOS DE CIERRE DE POZO. ......................................................................................................... 31 SISTEMAS DE TIPO DIVERTER ...................................................................................................... 33 MANIPULACION DE CHOKE ......................................................................................................... 34 REVISION DEL ACUMULADOR. .................................................................................................... 36 Problemas Comunes En Ensamblaje De Preventoras. ............................................................ 37


Calculos De Campo. ................................................................................................................ 37 REVISION API SPEC 16 A, SPEC 16 C & API SPEC 16 D API RPT-6 ................................................ 40 MÉTODOS DE EVALUACIÓN Y SELECCIÓN DE FLUIDOS DE PERFORACIÓN Y PRÁCTICAS OPERACIONALES PARA POZOS CRETÁCICOS DE CLASIFICACIÓN BAJO ...................... 41 Critérios De Selección Del Fluido ......................................................................................... 41 FASE EXPERIMENTAL ................................................................................................................. 44 Etapa I - Propiedades Reológicas Y De Abrasividad ........................................................... 44 Etapa II – Comportamiento Del Hinchamiento Lineal Y Erosión/Dispersión .................. 48 Etapa III – Pruebas De Sello (PPT) Y Decantamiento En Prolongadas .............................. 50 Etapa IV – Pruebas De Retorno De Permeabilidad ........................................................... 50 SIMULACIÓN DE POSIBLE FORMACIÓN DE EMULSIONES EN EL POZO EN FUNCIÓN DEL TIPO Y CANTIDAD DE POSIBLES INFLUJOS ....................................................................................... 56 PROPUESTA DE SISTEMA DE PERFORACIÓN PLANTEADO PARA GARANTIZAR EL ÉXITO DE LAS OPERACIONES EN EL POZO ...................................................................................................... 58 CONCLUSIONES ........................................................................................................................... 64 BIBLIOGRAFIA.............................................................................................................................. 68 CIBERGRAFIA ............................................................................................................................... 69


GLOSARIO

Barrena

Es el elemento principal que efectúa el corte de la formación con la ayuda del fluido de con-trol, cuyo flujo pasa a gran velocidad a través de sus toberas.

Bomba De Lodos

Es la encargada de hacer circular el fluido de control a través del sistema circulatorio integrado por las tuberías de perforación, presas metálicas, barrena y espacio anular del pozo. Debe tener un gasto y presión de bombeo que depende del diámetro de la barrena empleada y de las carac-terísticas de la formación que se perfora.

Equipo De Control De Sólidos

Son dispositivos auxiliares empleados en el sistema circulatorio del flui- do de control. Separa los sólidos de tamaños variables provenientes del corte de la barrena así como de los gases de la formación perforada, limpia y aprovecha mejor el fluido de control para optimar

Espacio Anular

Se trata de la separación entre la for-mación litológica y la tubería de perforación, y depen-de del grado de estabilización del agujero perforado con las propiedades físico-químicas del fluido de con-trol y las condiciones operativas empleadas.


Fluido De Control

Es el fluido circulatorio que se utiliza en un equipo de perforación o terminación de pozo, formado por una mezcla de aditivos químicos que proporcionan propiedades físico-químicas idóneas a las condiciones operativas y a las características de la formación litológica a perforar. .a estabilización de sus parámetros físico-químicos, así como la variación de los mismos al contacto con los con-taminantes liberados en la formación perforada son controlados mediante análisis continuos.

Presa De Lodos

son recipientes metálicos que almacenan el fluido de control en un equipo de perforación, con capacidad variable entre 40 y 70 m, cuenta con agitadores electromecánicos, pistolas hidráulicas, tanto de fondo como superficiales; válvulas y líneas para la recirculación del fluido.

Tubería De Perforación

Tiene como función principal transmitir la rotación y peso a la barrena, para que ésta al girar, corte la formación. A la vez, será el ducto para conducir al fluido de perforación hacia el área del corte de la barrena.


INTRODUCCIÓN Este tema que contendrá y llegará con un resumen de los equipos de control de sólidos utilizados en la plataforma. El equipo de control de sólidos se utiliza para eliminar sólidos de lodo de perforación. En el campo petrolero, hay varias unidades de control de sólidos, tales como esquisto coctelera, de-Sanders, desliters, y centrífugas.

¿Por qué necesitamos el equipo de control de sólidos?

Los sólidos en el lodo de perforación puede degradar las propiedades del lodo y hay varias circunstancias que pueden happed debido al alto contenido en sólidos son el rendimiento de perforación de baja, presión en la superficie de alta, alta densidad de circulación equivalente, tubería atascada, corrosión, etc. Por lo tanto, el contenido de sólidos en el lodo de perforación se debe mantener en las especificaciones mediante la utilización de los equipos de control de sólidos.

De allí la importancia de conocer y manejar esta plataforma o aplicativo virtual para los alumnos de COINSPETROL.

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PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA Si se tiene muy mala eficiencia de control de sólidos, tendrá una dilución al controlar el contenido de sólidos en el lodo de perforación. Con la dilución, el coste total de fluidos de perforación aumentará dramáticamente en comparación con los casos donde no hubiera dilución. Hay tres costos relacionados con la operación de dilución, que son los costos de dilución, fluido costo del aditivo y los costos de eliminación.

Una dilución puede ser rentable en algunas situaciones. Por ejemplo, cuando se perfora con el barro de agua limpia y no tóxica basada en, si la dilución es muy fácil de hacer y el costo de los equipos de control de sólidos es muy alta, utilizando la dilución puede ser mejor opción para esta situación.

Qué podemos hacer si tenemos que los lodos de perforación están en buena forma, pero la eficiencia de control de sólidos es muy deficiente?

Esta respuesta se pretende al desarrollar nuestro aplicativo virtual.

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JUSTIFICACION Dentro de nuestro aplicativo tenemos la capacidad de resolver problemas que van de sencillos a complejos. Nuestro trabajo estará dedicado a diseñar sistemas de manejo de fluidos completos, junto con el equipo, instrumentación, sistemas de control y software de automatización que existan. Hemos efectuado inversiones considerables en investigación sobre operaciones de soporte en campo. Estas instalaciones, y la gente capaz y talentosa que las operan, le brindan a nuestro instructivo una ventaja competitiva notable.

Hemos investigado como las operadoras perforan un gran número de pozos de aguas profundas y aguas ultra profundas. En nuestro instructivo se ha refinado el concepto y desarrollo de los Fluidos de Perforación de Yacimiento (RDF) que ayudan a que las operadoras logren los retornos más elevados de sus valiosos yacimientos con sistemas de fluido especializados que protegen a las zonas productoras. Estaremos ayudando a que las operadoras logren beneficios económicos y ambientales palpables con la inyección de desechos para eliminar de forma segura los desechos de perforación, exceso de fluido de perforación, agua de lluvia contaminada e incluso desechos de limpieza. Para asegurar el continuo éxito de nuestros compañeros de COINSPETROL, este aplicativo será el líder para entender ante una amplia gama de condiciones y composiciones químicas.

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OBJETIVOS Objetivo General Plasmar y entregar un instructivo didáctico virtual genérico sobre los fluidos de control (lodos) en un campo de perforación

Específicos  Entender la manera correcta y apropiada de utilizar los fluidos de control en un campo de perforación  Entregar a la institución un instructivo claro y conciso que permita dinamizar las clase de las personas que vienen desarrollando la técnica de perforación  Dar a conocer a la industria este instructivo para que pudieran optarlo para su quehacer diario de actividades a manera de consulta

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ALCANCES Y LIMITACIONES La industria está cambiando y también los fluidos de perforación y completación. Ahora enfrentamos ambientes de alta presión, alta temperatura (HTHP por sus siglas en inglés), perforación horizontal y de alcance extendido, aplicaciones de perforación estrecha y de tubo flexible, y generalmente desafíos mucho más duros que hace cincuenta o incluso veinte años atrás. Agregue a eso la rapidez del cambio que caracteriza a la legislación ambiental y de seguridad, y es un mundo por completamente nuevo– uno que demanda un fluido completamente nuevo.

Por eso nuestro instructivo será de gran ayuda en las capacitaciones para nuestros compañeros de COINSPETROL, pero a la misma vez notamos cómo las empresas reservan esta información que nosotros estamos intentando sacar a luz pública con esta herramienta.

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METODOLOGIA  Selección del tema: buscando asesoría sobre temas no desarrollados y vistos con anterioridad por otros compañeros  Elaboración del anteproyecto: utilizando como guía las clases de proyecto de grado y las normas técnicas colombianas  Elaboración de las diapositivas: para generar entendimiento y armonía al momento de realizar la sustentación que viene siendo como una venta  Elaboración del producto: que es el instructivo que nos respalda y garantiza el no paso en vano por la institución COINSPETROL

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MARCO TEORICO El equipo de perforación propiamente dicho consiste en un sistema mecánico o electromecánico, compuesto por una torre, de unos veinte o treinta metros de altura, que soporta un aparejo diferencial: juntos conforman un instrumento que permite el movimiento de tuberías con sus respectivas herramientas, que es accionado por una transmisión energizada por motores a explosión o eléctricos. Este mismo conjunto impulsa simultánea o alternativamente una mesa de rotación que contiene al vástago (kelly), tope de la columna perforadora y transmisor del giro a la tubería.

Paralelamente el equipo de perforación cuenta con elementos auxiliares, tales como tuberías, bombas, tanques, un sistema de seguridad que consiste en válvulas de cierre del pozo para su control u operaciones de rutina, generadores eléctricos de distinta capacidad según el tipo de equipo, etc. Si a esto se agregan las casillas de distinto diseño para alojamiento del personal técnico, depósito/s, taller, laboratorio, etc., Se está delante de un conjunto de elementos que convierten a la perforación en una actividad y comunidad casi autosuficientes.

El trépano es la herramienta de corte que permite perforar. Es y ha sido permanentemente modificado a lo largo del tiempo a fín de obtener la geometría y el material adecuados para vencer a las distintas y complejas formaciones del terreno que se interponen entre la superficie y los hidrocarburos (arenas, arcillas, yesos, calizas, basaltos), las que van aumentando en consistencia en relación directa con la profundidad en que se las encuentra.

Hay así trépanos de 1, 2 y hasta 3 conos montados sobre rodillos o bujes de compuestos especiales; estos conos, ubicados originariamente de manera concéntrica, son fabricados en aceros de alta dureza, con dientes tallados en su

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superficie o con insertos de carburo de tungsteno u otras aleaciones duras: su geometría responde a la naturaleza del terreno a atravesar.

El trépano cuenta con uno o varios pasajes de fluido, que orientados y a través de orificios (jets) permiten la circulación del fluido. El rango de diámetros de trépano es muy amplio, pero pueden indicarse como más comunes los de 12 ¼ y de 8 ½ pulgadas.

El conjunto de tuberías que se emplea para la perforación se denomina columna o sarta de perforación, y consiste en una serie de trozos tubulares interconectados entre sí mediante uniones roscadas. Este conjunto, además de transmitir sentido de rotación al trépano, ubicado en el extremo inferior de la columna, permite la circulación de los fluidos de perforación.

El primer componente de la columna que se encuentra sobre el trépano son los porta mechas (drill collars), tubos de acero de diámetro exterior casi similar al del trépano usado, con una longitud de 9,45 m., Con pasaje de fluido que respeta un buen espesor de pared. Sobre los porta mechas (o lastrabarrena) se bajan los tubos de perforación (drill pipes), tubos de acero o aluminio, huecos, que sirven de enlace entre el trépano y/o porta mechas y el vástago (kelly) que da el giro de rotación a la columna. El diámetro exterior de estos tubos se encuentra en general entre 3 ½ y 5 pulgadas y su longitud promedio es de 9,45 m.

La rapidez con que se perfora varía según la dureza de la roca. A veces, el trépano puede perforar 60 metros por hora; sin embargo, en un estrato muy duro, es posible que sólo avance 30/35 centímetros en una hora.

Los fluidos que se emplean en la perforación de un pozo se administran mediante el llamado sistema de circulación y tratamiento de inyección. El sistema está

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compuesto por tanques intercomunicados entre sí que contienen mecanismos tales como:  Zaranda/s: dispositivo mecánico, primero en la línea de limpieza del fluido de perforación, que se emplea para separar los recortes del trépano u otros sólidos que se encuentren en el mismo en su retorno del pozo. El fluido pasa a través de uno o varios coladores vibratorios de distinta malla o tamaño de orificios que separan los sólidos mayores;  Desgasificador/es: separador del gas que pueda contener el fluido de perforación;  Desarenador/ desarcillador: dispositivos empleados para la separación de granos de arena y partículas de arcilla del fluido de perforación durante el proceso de limpieza del mismo. El fluido es bombeado tangencialmente por el interior de uno o varios ciclones, conos, dentro de los cuales la rotación del fluido provee una fuerza centrífuga suficiente para separar las partículas densas por efecto de su peso;  Centrífuga: instrumento usado para la separación mecánica de sólidos de elevado peso específico suspendidos en el fluido de perforación. La centrífuga logra esa separación por medio de la rotación mecánica a alta velocidad; Removedores de fluido hidráulicos/mecánicos;  Embudo de mezcla: tolva que se emplea para agregar aditivos polvorientos al fluido de perforación;  Bombas centrífugas y bombas a pistón (2 o 3): son las encargadas de recibir la inyección preparada o reacondicionada desde los tanques e impulsarla por dentro de la columna de perforación a través del pasaje o pasajes del trépano y devolverla a la superficie por el espacio anular resultante entre la columna de 17


perforación y la pared del pozo, cargada con los recortes del trépano, y contaminada por los componentes de las formaciones atravesadas.

Las funciones del sistema son las siguientes: preparar el fluido de perforación, recuperarlo al retornar a la superficie, mantenerlo limpio (deshacerse de los recortes producidos por el trépano), tratarlo químicamente, según las condiciones de perforación lo exijan, y bombearlo al pozo.

Los fluidos de perforación, conocidos genéricamente como inyección, constituyen un capítulo especial dentro de los elementos y materiales necesarios para perforar un pozo. Su diseño y composición se establecen de acuerdo a las características físico-químicas de las distintas capas a atravesar. Las cualidades del fluido seleccionado, densidad, viscosidad, ph, filtrado, composición química, deben contribuir a cumplir con las distintas funciones del mismo, a saber: enfriar y limpiar el trépano; acarrear los recortes que genere la acción del trépano; mantener en suspensión los recortes y sólidos evitando su asentamiento en el interior del pozo cuando por algún motivo se interrumpa la circulación de la inyección; mantener la estabilidad de la pared del pozo; evitar la entrada de fluidos de la formación del pozo, situación que podría degenerar en un pozo en surgencia descontrolada (blow out); controlar la filtración de agua a la formación mediante un buen revoque; evitar o controlar contaminaciones no deseadas por contacto con las distintas formaciones y fluidos.

Como fluidos base de perforación se utilizan distintos elementos líquidos y gaseosos, desde agua, dulce o salada, hasta hidrocarburos en distintas proporciones con agua o cien por ciento hidrocarburos. La selección del fluido a utilizar y sus aditivos dependen de las características del terreno a perforar, profundidad final, disponibilidad, costos, cuidado del ambiente, etc.

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GENERALILDADES El objetivo principal de un pozo petrolero es alcanzar la zona de hidrocarburos. Se perforan varias capas de formaciones litológicas cada vez más profundas, que contienen diversos elementos contaminantes, entre ellas las temperaturas y presiones de la formación perforada. Afectan a los sistemas de fluidos de control, sobre todo a los de base agua; sin embargo, en la actualidad ya se diseñan fluidos con aditivos químicos resistentes y estables a los contaminantes, así como biodegradables y no tóxicos para proteger a los ecosistemas donde se perfora un pozo petrolero.

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TIPO DE FORMACIÓN A PERFORAR Dentro de otro (Glóbulos) constituyen la .ASE DISC0NTINUA; Cuando se conoce la constitución de la fase continua, se obtiene el tipo de sistema de fluido conocido como base del lodo; por ejemplo, en la siguiente tabla observamos:

Fase Continua De Los Fluidos La fase continua de un lodo base agua es el agua. Algunos aditivos químicos que son sólidos se disuelven o se dispersan en la fase continua. Forman una mezcla homogénea que proporcionará un sistema de fluido de perforación; por ejemplo: la sal de sodio se disuelve por completo y se ioniza en el agua hasta llegar al punto de saturación. Por arriba de este nivel, la sal se mantendrá en forma de cristales en estado sólido, la cual se dispersará como tal en la fase continua del fluido.

Los cationes de las sales (Na+, Ca++, K+, NH4+) producen en la estructura de las arcillas una inhibición, evitando una hidratación posterior al contacto con el agua, que al tener presentes iones 0.IDRI.0S mejorarán la dispersión de las arcillas, reduciendo el efecto de contaminantes como los gases C02 y H2S, a la vez, inhibe la corrosión. .or esta razón no existen dos fluidos iguales. Los elementos contaminantes de una formación, así como la propia estructura litológica producirán alteraciones, que, de acuerdo al manejo de los aditivos químicos en la formulación de los fluidos, se ha llegado a obtener gran variedad de fluidos base agua.

En el caso de un fluido base aceite conocido como emulsión inversa, la fase continua es el diesel y los glóbulos de agua salada son la fase discontinua o dispersas las teorías modernas que tratan de la formación y conducta de las emulsiones son complejas, sin embargo, está influida considerablemente por la

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relación aceite/agua, por el tiempo y grado de agitación; así como por el tipo y cantidad de los emulsificantes empleados.

Existen fluidos que se emplean para perforar zonas o contactos litológicos que por su naturaleza, requieren de condiciones operativas especiales, como son los fluidos basados en aire, gas o espuma, conocidos como fluidos NEUMÁTIC0S.

Características Y Aplicación De Fluidos De Perforación

Fluidos Base Agua Los sistemas de fluidos base agua se clasifican por la resistencia a los tipos de contaminantes de la formación y a sus temperaturas, los cuales se van transformando en su formulación debido a la incorporación de flujos como gases, sal, arcillas, yeso, líquidos y sólidos propios de la formación o de aditivos químicos excedidos y degradados.

Fluido Bentonítico - (No Disperso) El término no disperso indica que no se utilizan dispersantes y las arcillas comerciales agregadas al lodo, al igual que las que se incorporan de la formación, van a encontrar su propia condición de equilibrio en el sistema de una forma natural. Este fluido es utilizado en el inicio de la perforación.

Fluido Bentonítico Polimérico Es empleado para perforar formaciones de bajo contenido de arcilla. Se puede realizar con agua fresca o salada, considerando el contenido de calcio menor de 200 ppm. El Ca++ se controla con carbonato de sodio.

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Fluido Disperso - No Inhibido Se utilizan dispersantes químicos para deflocular a la bentonita sódica, no se utilizan iones de inhibición, ya que los dispersantes van a actuar sobre los sólidos perforados, maximizando su dispersión.

Es el fluido de perforación más versátil y más utilizado en la industria. la viscosidad del sistema es controlada con facilidad mediante el uso de dispersantes. Se trata de un sistema con buena tolerancia a los contaminantes más comunes y a grandes contenidos de sólidos. Además, si se le agregan surfactantes y mayor dosis de lignitos resulta excelente para perforar pozos de alta temperatura.

Fluido Disperso - Inhibido En este tipo de lodos se utilizan dispersantes químicos para deflocular la bentonita sódica. No se utilizan iones de inhibición, ya que los dispersantes van a actuar sobre los sólidos perforados, maximizando su dispersión.

Incremento brusco del Mf, altos geles progresivos, gran incremento del filtrado.

Problema: Contaminación Con Carbonatos.

Problema: Contaminación Por Cemento.

Síntomas: incremento del pH y .m, alto contenido de calcio en el filtrado y altos valores de geles.

Tratamiento: agregar bicarbonato según cálculo necesario, dispersantes y agua.

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Problema: Contaminación Por Alta Temperatura.

Síntomas: incremento del filtrado, del contenido de sólidos, disminución del pH, y de la alcalinidad. Tratamiento: agregar un estabilizador para altas temperaturas, incrementar la concentración de dispersantes, reducir al mínimo la adición de bentonita.

Nota: todas las contaminaciones normalmente aumentan la reología en los lodos base agua. Debe determinarse el ion contaminante a fin de no realizar tratamientos innecesarios.

Fluido Base - Aceite El fluido de emulsión inversa se define como un sistema en el que la fase continua es aceite y el filtrado también lo es. El agua que forma parte del sistema consiste de pequeñas gotas que se hallan dis-persas y suspendidas en el aceite. Cada gota de agua actúa como una partícula de sólidos. La adición de emulsificadores hace que el agua se emulsifique en el aceite y forme un sistema estable. .os emulsificantes que se utilizan en el sistema deben ser solubles tanto en agua como en aceite. El empleo de otros materiales organofílicos va a proveer las características de gelación, así como la utilización de asfalto o gilsonita para la reducción de filtrado de iones de calcio o de sodio para la inhibición.

Las emulsiones inversas se formulan utilizando una amplia variedad de aceites: por ejemplo, diesel o aceites minerales. Se utilizan para perforar lutitas pro-blemáticas por su alto grado de hidratación, zonas de arenas productoras con altas temperatura, en medios corrosivos.

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Están fracturadas y son susceptibles de pérdidas de circulación, lo que provoca problemas mecáni-cos a la sarta de perforación; o en la reparación de pozos en campos productores de gas, para evitar el daño a la formación por su bajo contenido de sólidos.

Este lodo se refuerza con polímeros que soportan altas temperaturas y son utilizados como estabilizadores térmicos y reductores de filtrado.

Sistema De Emulsión Directa En las zonas depresionadas, las necesidades actuales para lograr los objetivos de perforación, requieren de fluidos de baja densidad. .stos deben superar las desventajas a las que están sometidos, como son la baja estabilidad a la temperatura, sensibilidad a la sosa caústica, bajo poder de inhibición en arcillas hidratables que se encuentran intercaladas en las rocas carbonatadas del Cretásico y el Jurásico, gases amargos que alteran su composición química y la sensibilidad que tienen a cualquier contacto con fluidos de emul-sión inversa. Esto nos ha llevado a la conclusión que este tipo de fluido sólo sea aplicable en don-de lo permitan los gradientes de fractura o en combinación con nitrógeno, por medio de la tecnología de punta de perforación bajo balance. .a sea en zonas depresionadas en donde las rocas esos fluidos de baja densidad son emulsiones di-rectas que se preparan a razón de hasta un 80% de diesel de acuerdo a la densidad requerida un 18 % de agua y un 2% de emulsificantes, así como también un agente supresor de hidratación y un polímero viscosificante. Estas emulsiones direc-tas proporcionan estabilidad al agujero ya sea en una perforación o reparación de pozos.

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Problema: Asentamiento De Barita.

Síntomas: ligera disminución en la densidad, poco retorno de recortes a la superficie, bajos valores del punto de cedencia y de gelatinosidad. presencia de barita en el fondo de las presas y en los canales de conducción del fluido en la superficie.

Tratamiento: añadir viscosificante. .ajar la relación aceite/agua si ésta es alta.

Problema: Derrumbes, Fricción Y Empaquetamiento

En la sarta de perforación. Síntomas: baja salinidad. Se incrementa la concentración de sólidos. Los recortes se obtienen blandos y pastosos.

Tratamiento: aumentar salinidad, añadir humectante, revisar que las tomas de agua en las presas estén cerradas.

Problema: contaminación con gas.

Síntomas: presencia de C02. Aumento en el filtrado A.AT y presencia de agua en el filtrado. Disminución de la densidad, aumento de la viscosidad, inestabilidad en la emulsión.

Tratamiento: utilizar el desgasificador. Agregar reactivos para controlar la contaminación de C02. Aumentar la agitación y densidad.

Problema: Perforación De Domos Salinos

Síntomas: presencia de recortes de sal en temblorinas, incremento de la torsión en la sarta de perforación. Tratamiento: aumentar la densidad y la salinidad.

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ARREGLO DE PREVENTORES USADOS EN CAMPO, COMPONENTES ESPECIFICOS

Las válvulas impide reventones, conocidas en español como VIR’s y BOP (Blow Out Preventer) en inglés, constituyen un sistema de equipo de control de pozos y de seguridad ante eventos inesperados durante la perforación de un pozo de gas y/o petróleo. Su arreglo consta de las preventoras de arietes encima de las cuales se instala el preventor Anular.

En Campo Uracoa/Monagas, las condiciones geofisicas permiten el empleo de VIR’s una vez que haya sido terminado y revestido el hoyo de 12-1/4” debido a que hasta la profundidad de 1000 pies no se estima hallar altas presiones que puedan ocasionar arremetidas. Una vez cementado este primer hoyo e instalada la sección “A” del Cabezal, se instala por primera vez la Válvula Impide reventones, cuyas especificaciones requieren un Preventor Anular y Arietes ciegos tipo Doble “U” con un flange de 13-5/8” y 5000 psi de presión tanto para el hoyo Intermedio como para el de producción.

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Los Arietes de Tubería si varían de acuerdo al hoyo que se este trabajando. Si es el Hoyo intermedio se requieren Arietes o Ranes de Tubería de 5”. Para el Hoyo de producción estos tienen que ser de 3-1/2” . Ambos tipo doble “U” con Flange de 13-5/8” y presión de 5000 psi.

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PRUEBA DE PREVENTORAS Y EQUIPO AUXILIAR La eficacia de las válvulas Impidereventones tiene que ser puesta a prueba inmediatamente después de su instalación. Ello con la finalidad de garantizar el funcionamiento de las mismas ante una emergencia en la que se amerite aplicar las técnicas de control de pozos.

Empresas como STP y HUAWEI son contratadas por las contratistas de taladros para realizar las pruebas correspondientes al conjunto de preventoras una vez hallan sido posicionadas e instaladas. Dicha prueba se realiza aplicando nitrógeno a presión tanto por el cabezal como por la línea de matar, desde unos cilindros en un camión a cada una de las secciones de la BOP.

El manual de Control de Pozos de Petrodelta indica que se tienen que realizar pruebas de baja presión (por lo general a 500 psi) y de alta presión ( la cual tiene que ser el 80% de la tolerancia máxima del componente). Estas pruebas han de hacerse por lo menos cada 14 días.

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En ellas se tiene que observar que, para cada componente, la presión aplicada no declina en por lo menos diez minutos. De ser así se da por positiva la prueba y se pasa al siguiente componente. Por lo general el preventor anular se prueba con 1500 psi, las válvulas del Kill Line, HCR, ranes de Tubería y ranes Ciegos con 2500 psi, mientras que las válvulas del Choke Manifold se prueban con presiones de 4500 psi.

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TIPOS DE CIERRE DE POZO. Existen varios Tipos de Cierre de Pozo, entre los que están:  CIERRE DURO: Se lleva a cabo abriendo la válvula HCR de la BOP, y cerrando el conjunto de preventoras. Al realizarlo se deben registrar las presiones de cierre tanto en tubería como en el revestidor.  CIERRE BLANDO: En este tipo de cierre se abre la HCR y se cierra el conjunto de preventoras, pero a diferencia del cierre duro el estrangulador permanece abierto.  CIERRE MODIFICADO: Se cierra primeramente la BOP, luego se abre la válvula HCR

Entre los tipos de Control de Pozos se pueden destacar varios métodos:  METODO DEL PERFORADOR: Este consiste en hacer circular y sacar los fluidos de perforación de pozo, sin importar si este se controla o no. Es sencillo y directo, pero puede causar presiones más elevadas en el revestidor comparado con otras técnicas. Pero es una medida de emergencia cuando las condiciones técnicas y humanas no permiten controlar el pozo de la manera convencional.

En este método se comienza a circular el lodo en el pozo empleando el estrangulador para mantener la presión de cierre. Se cierra el Pozo, se registran las presiones de Cierre tanto en Tubería como en el Revestidor, se hace circular para sacar el fluido que provino del pozo, se cierra el pozo por segunda vez.

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Seguidamente se aumenta la densidad del lodo y se hace circular el pozo con el nuevo fluido más pesado para recuperar la presión hidrostática.  METODO DEL INGENIERO: Es también conocido como el método de Pesar y Esperar. Acá se realiza una sola circulación, con un fluido de perforación de mayor peso del que està en el hoyo, el cual se bombea por superficie hasta que este retorne, manteniendo constante la presión.

Primeramente se ha de cerrar el pozo, para luego calcular el peso del fluido de control. De igual forma se han de calcular los siguientes parámetros:  PRESION INICIAL DE CIRCULACION.  PRESION FINAL DE CIRCULACION.  NUMERO DE EMBOLADAS Y TIEMPO DE CIRCULACION DESDE LA SUPERFICIE HASTA LA MECHA.

Teniendo esta data, se grafica o tabula para llevar un control del bombeo del fluido pesado de circulación manteniendo la presión adecuada.  METODO VOLUMETRICO: Conocido como de Pozo Estático. Es aplicable cuando no es posible hacer circular el pozo ni se disponga de tubería en el hoyo. Consiste en permitir que la burbuja de gas se expanda lentamente hasta superficie manteniendo la presión de fondo ligeramente por encima de la presión de la formación.

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SISTEMAS DE TIPO DIVERTER Son tambièn conocidos como Sistemas de Desvío. Consiste en un preventor anular conectado debajo de un sistema de tuberías con diámetro grande. Se emplea sobre todo cuando solamente se tiene en el hoyo la primera tubería de revestimiento. Conduce el influjo por la tubería, desviando los fluidos de manera que estén alejados del equipo y del personal.

Se cierra un pozo mediante este sistema cuando existe una fuerte posibilidad de pérdida de circulación o daños a la formación. Las líneas de desvío han de correr hasta un área segura, quedando ésta en la dirección opuesta al viento.

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MANIPULACION DE CHOKE

El Choke o Estrangulador, es un dispositivo que controla el caudal de fluidos desde el pozo, colocando contrapresión que restringe el flujo y controla las presiones. El choke Remoto constituye un pánel en el que se muestran dos manómetros para medir la presión en la tubería y en el casing. Cuenta también de un cuenta strokes, reguladores y de una palanca de control. Funciona de manera hidráulica y resulta ser muy práctico debido a que desde una cònsola se es capaz de controlar el desplazamiento de los fluidos monitoreando las presiones y emboladas de la bomba.

Empresas como CAMERON y SWACO son las encargadas de la fabricación de estos paneles. Ambos diseños funcionan de manera distinta. Los de Cameron operan con un cilindro de doble acción controlado con la presiòn hidráulica de la consola. Los diseñados por Swaco poseen un conjunto de cilindros de doble acción y la presión hidráulica se dispone del aire del equipo de perforación.

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El Choke Maestro O Choke Manifold, constituye un conjunto de válvulas de alta presión. Estas se emplean en operaciones de Control de Pozos para reducir la presión alta de un fluido en pozos cerrados a la presión atmosférica. Se ajusta cerrándola o abriéndola para controlar cercanamente las caídas de presión. Están diseñadas para resistir el desgaste mientras que los fluidos a alta velocidad se desplazan por sus restricciones o accesorios de sellado.

Este provee de un método de circulación controlada desde la BOP. Ofreciendo varias rutas de flujo en caso que alguna de las válvulas pueda fallar.

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REVISION DEL ACUMULADOR.

El acumulador, a veces llamado KOOMEY, consistente en un sistema confiable y práctico de cierre del pozo al ocurrir un reventón. Estos emplean un fluido de control de aceite hidráulico que se almacena en botellones a una presión de hasta 3000 psi. Estan equipados con sistemas de Doble Bomba y, de no haber electricidad, el panel de control remoto funciona perfectamente.

La energía almacenada en el acumulador es lo suficientemente alta como para completar el cierre y apertura de la BOP. La revisión de su óptimo funcionamiento tiene que ser constante. Se recomienda hacerle mantenimiento al mismo cada 30 días o al iniciar cada pozo, limpiando y lavando el filtro de aire, los empaques de la bomba de aire y eléctrica.

De igual forma se tienen que revisar:  Filtros de succión estén limpios.

36


 Baño de aceite para transmisión de mando de cadena está lleno.  Volumen de Fluido en el reservorio hidráulico está al nivel requerido.  Verificar que precarga de las botellas individuales sea de 900 psi.

Problemas Comunes En Ensamblaje De Preventoras. Por lo general, luego de la culminación de cada sección de hoyo del pozo, se procede a ensamblar el conjunto de Preventoras y los accesorios que la complementan. Esta operación se hace con sumo cuidado y diligencia ya que una vez instalada una sección y espera de enfriamiento de soldadura, hay que posicionar la BOP y conectarla a la sección con la brida o flange correspondiente.

Este posicionamiento a veces es influenciado por la destreza de las maniobras de la cuadrilla. Requiere sumo cuidado y al mismo tiempo agilidad. Ya que es en esta fase de instalación en la que ocurren graves accidentes.

La BOP ha de ser instalada con las conexiones adecuadas. Los espárragos han de estar limpios y fuertemente atornillados a cada brida. Los volantes de las válvulas deben estar flexibles para que en el momento de ser empleadas, no ocurra retrasos por estar duras.

Calculos De Campo. Para Control de Pozos es muy importante que el ingeniero realice cálculos que le permitan aplicar las técnicas más eficientes a la hora de resolver un problema. Dentro de los parámetros mas importantes a calcular estan:  PRESION DE CIRCULACION INICIAL (PCI):

37


PCI = Presion de Cierre en la Tubería (psi) + Presión de la Tasa de Control.

 PRESION DE CIRCULACION FINAL (PCF):

PCF = Presión de Tasa de Control + Peso del Lodo de Control (ppg) + Peso original del Lodo (ppg).  PESO DEL LODO DE CONTROL:

KMW = (Presión de Cierre de la Tubería) / (TVD x 0,052) + Peso Original del Lodo.

El control de estos cálculos se lleva en la Hoja de Matar el Pozo o Kill Sheet. Asi tambien existen herramientas como hojas de Cálculos que permiten hacerle seguimiento a la data de control de pozos, como la abajo anexada:

Llevar el control de la Hoja de Viaje también permite detectar situaciones en las que se requiera controlar las presiones del pozo durante cada viaje de tubería, sea

38


sacando o bajándola. Cuando se baja tubería es lógico pensar que el volumen de la misma se suma el que esta en el hoyo. Ello debe registrar un incremento en el volumen del tanque de viaje.

Cuando se saca la tubería del hoyo hay pérdida de volumen, la cual al calcularse tiene que mostrar las misma diferencia en el tanque de viaje. Sin embargo cuando los datos teoricos en barriles que tiene que haber en el tanque de viaje luego de cada desplazamiento de tubería es diferente al real, entonces se esta presencia de una arremetida debido a que los fluidos de la formación están invadiendo el hoyo. Contrario a cuando el volumen en el tanque de viaje disminuye, es significado de una pérdida de circulación.

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REVISION API SPEC 16 A, SPEC 16 C & API SPEC 16 D API RPT-6  SPEC 16A: Especifica los requerimientos para construir, diseñar, inspeccionar, materiales a emplear, almacenamiento y manejo de equipos de perforación, tomando en cuenta parámetros como presión, temperatura, fluidos y condiciones del hoyo del pozo. Ello aplica a los ranes de la BOP, al preventor anular, los conectores hidráulicos, y demas accesorios.  SPEC 16C: Tiene como propósito standarizar las especificaciones de estranguladores y sistemas de matar empleados en Perforación. Especifica los materiales que se deben emplear, y los parámetros de diseño con los que se deben construir.  RP – T6: Especifica normas y criterios para el entrenamiento y adiestramiento de personal en Control de Pozos. Envuelve una variedad de cursos por los cuales se debe capacitar al personal involucrado en Perforación de pozos para calificarlo en el manejo de equipos de control de Pozos.

40


MÉTODOS DE EVALUACIÓN Y SELECCIÓN DE FLUIDOS DE PERFORACIÓN Y PRÁCTICAS OPERACIONALES PARA POZOS CRETÁCICOS DE CLASIFICACIÓN BAJO

Critérios De Selección Del Fluido Entre los objetivos principales de éste trabajo está el poder validar la formulación y propiedades del fluido de perforación a ser usado en el área mencionada, buscando la mejor de las opciones mediante un programa de ensayos de laboratorio (propiedades reológicas, prueba de sellado de apertura de poros, prueba de abrasividad API 13I modificada, ensayos de erosión dispersión, hinchamiento

lineal,

etc.),

en

trabajo

conjunto

PDVSA-INTEVEP

Y

HALLIBURTON/BAROID).

Para la propuesta técnica del fluido de perforación del hoyo productor al pozo referido, se plantearon originalmente las opciones de fluidos base agua con salmueras pesadas divalentes y fluidos 100% base aceite. Con este estudio se pretendía verificar el comportamiento de los diferentes sistemas evaluados, con el uso de diversas opciones de materiales densificantes, en zonas de alta presión tal como se esperaba en este caso específico.

Las consideraciones

iniciales giraron en torno a fluidos limpios en base a salmueras de Cloruro de Calcio, Bromuro de Calcio, Bromuro de Zinc y combinaciones de Formiatos de Cesio y Potasio (para un mínimo contenido de sólidos), así cómo la opción de fluidos 100% aceite con la utilización de Barita u Orimatita más un reductor de abrasividad, en el caso de las formulaciones con Orimatita.

Los

criterios de

basaron en

selección del fluido de

perforación para este

pozo

se

los resultados obtenidos de los siguientes ensayos a nivel de

laboratorio:

41


Etapa I  Propiedades reológicas a condiciones de laboratorio (Fann 35A) y de abrasividad.  Propiedades reológicas a condiciones de P y T (Fann 70).

Etapa II  Hinchamiento lineal.  Erosión / Dispersión.

Etapa III  Sellado de apertura de poros  Prueba de decantamiento simulando potenciales condiciones estáticas del fluido por tiempos prolongados.

Etapa IV  Permeabilidad en retorno.

De un total de más de 70 ensayos pilotos de laboratorio con diferentes formulaciones base aceite y base agua, se seleccionaron dos de los mejores perfiles reológicos para cada opción de fluidos, igualmente base agua y base aceite, y las mismas fueron sometidas a los análisis subsiguientes fundamentados en los siguientes objetivos:  Evaluación del perfil reológico a formulaciones 100% aceite y de formiato de sodio densificadas con Orimatita, a fin de obtener las más óptimas que

42


garantizaran la menor densidad equivalente de circulación (ECD) posible durante la perforación de la fase 5 7/8”.  Identificación de las formulaciones base aceite y base agua con los mejores perfiles reológicos y con menor porcentaje de abrasividad mediante el uso de aditivos reductores de abrasividad, y teniendo en cuenta los bajos caudales de bomba anticipados para la sección de 5-7/8” del pozo VLA-1445X.  Evaluación

de

formulaciones

base

agua

con

formiato

de

sodio

y

densificadas con Orimatita como alternativas de menor contenido de sólidos a la opción 100% aceite.  Evaluación de costos de las mejores opciones base agua y base aceite densificadas con Orimatita hasta una densidad final de 19.5 lbs/gal.  Seleccionar según el consenso del equipo de trabajo el fluido para el pozo VLA 1445X en la fase 5 7/8”, tomando también como soporte el resultado de los ensayos realizados con recortes del pozo VLA-711 y los demás ensayos complementarios.

43


FASE EXPERIMENTAL Para lograr el objetivo antes planteado, se realizaron una serie de pruebas en el laboratorio simulando las condiciones a ser encontradas en la situación real de campo. La matriz de pruebas se llevó a cabo por etapas, a través de las cuales se fueron ajustando las formulaciones hasta obtener un sistema óptimo. Los resultados de los ensayos se encuentran resumidos a continuación:

Etapa I - Propiedades Reológicas Y De Abrasividad Las Tablas 1 y 2 a continuación muestran la formulación 100% aceite escogida, entre las varias otras igualmente evaluadas, en base a un perfil reológico que generara el menor ECD posible a las condiciones anticipadas de operación del pozo.

Este perfil reológico al mismo tiempo debía garantizar unas adecuadas

propiedades de suspensión del material densificante OrimatitaMR en conjunto con los otros sólidos, y cuyo contenido porcentual en un barril final de fluido era de alrededor 38% v/v.

Igualmente se puede observar en ambas Tablas (1 y 2) las

propiedades reológicas básicas, cuyos valores se pueden considerar muy aceptables, o más precisamente no demasiado excesivos, considerando el alto contenido de sólidos que se requiere para obtener una densidad final de 19.5 lbs/gal. La Tabla 2 muestra el perfil reológico a condiciones de P y T (Fann 70), y en el mismo se puede apreciar que predomina el efecto presión sobre el efecto temperatura en el perfil reológico de la formulación seleccionada.

44


Tabla

1.

Formulación y Propiedades del Fluido Base Aceite con mejor

perfil después de envejecido a 300°F y 200 psi por 16 hrs.

Formulación # 14

Concentración

Propiedades

Valores

Aceite mineral

0.59

Densidad

19.5 lpg

Emulsificante pasivo

6.0

Lectura 600/300

81 / 44

Cal hidratada

10.0

Lectura 200/100

30 / 16

Viscosificante

2.0

Lectura 6/3

3/2

Polimérico Agente de Suspensión 1.5

Geles 10”/10’

3/6

Hematita (OrimatitaMR) 575.0

Visc. Plástica

37

Agente Humectante

Punto Cedente

7

Abrasividad

0.35

6.0

Modificador Reológico 0.25 CaCO3 dimensionado 60.0 Abrasividad mg/min

0.36

Tabla 2. Propiedades Reológicas a Condiciones de P y T (Formulación Base Aceite).

Temp

Presión

Temp

Presión

˚F 200

psi 10,000

˚F 300

psi 10,000

Propiedades

L600 / L300

139.5 / 79.4

65.2 / 36.5

45


L200 / L100

53.5 / 32.7

22.3 / 15.3

L60 / L30

24.2 / 16.4

13.2 / 9.1

L6 / L3

9.2 / 8.2

4.0 / 2.7

Geles 10” / 10´

14.5 / 25.6

5.1 / 7.6

Viscosidad

69.8

33.1

Aparente Viscosidad

60.1

28.7

Plástica, cPs Punto Cedente, 19.3

7.8

lbs/100 ft2

Las formulaciones base agua analizadas giraron en torno a salmueras de formiato de sodio y potasio como alternativas de menor contenido de sólidos a la opción base aceite, y

también dada la posibilidad de poder reciclar algún

volumen de salmuera de formiato de sodio de otras operaciones de Pdvsa en el área. Las Tablas 3 y 4 muestran la formulación y propiedades reológicas básicas y a condiciones de P y T, así como el valor de abrasividad resultante, de la opción base agua escogida en el proceso de pre-selección de formulaciones para ensayos especializados sub-siguientes. Se tomó igualmente como criterio de pre-selección el perfil reológico del menor ECD generado posible a las condiciones anticipadas de operación, así como óptimas características de suspensión.

46


Tabla 3.

Formulación y Propiedades del Fluido Base Agua con mejor perfil

después de envejecido a 300°F y 200 psi por 16 hrs.

Formulación # 7

Concentració Propiedades

Valores

n Formiato de Sodio, 10.8 lpg 0.713

Densidad

Estabilizador de pH

Lectura 600/300 92 / 50

0.25

Agente control de filtrado 3.0 HPHT Viscosificante

(

19.5 lpg

Lectura 200/100 38 / 24

Goma

xántica

0.35

Lectura 6/3

11 / 9

Hematita (OrimatitaMR) clarificada) CaCO3 dimensionado

465.7

Geles 10”/10’

14 / 38

30.0

Visc. Plástica

42

Reductor de Abrasividad

1.5

Punto Cedente

8

Abrasividad mg/min

0.18

47


Tabla 4. Propiedades Reológicas a Condiciones de P y T (Formulación Base Agua).

Propiedades

Temp

Presión

Temp

Presión

˚F

psi

˚F

psi

200

10,000

300

10,000

L600 / L300

111.9 / 62.8

86.7 / 47.4

L200 / L100

46.7 / 29.6

31.6 / 18.1

L60 / L30

25.1 / 20.6

14.2 / 9.3

L6 / L3

14.2 / 11.8

3.8 / 2.7

Geles 10” / 10´

12.8 / 20.2

3.0 / 8.1

Viscosidad Aparente

55.95

43.35

Viscosidad

Plástica, 49.1

39.3

cPs Punto

Cedente, 13.7

8.1

lbs/100 ft2

Etapa II – Comportamiento Erosión/Dispersión

Del

Hinchamiento

Lineal

Y

sobre Muestras de Arcillas de los Fluidos Base Agua y Base Aceite

Más que todo por evaluar el grado de reactividad de la opción base agua y no para la opción base aceite por su condición naturalmente inhibida (fluido 100% aceite), se corrieron pruebas de hinchamiento lineal sobre un núcleo de arcilla comercial compactado, escogido este tipo en consenso conjunto por la mesa

48


de trabajo. Se escogieron tres tipos de fluidos al cual se expuso la muestra de arcilla comercial, de la siguiente manera:  Agua fresca, para simular el peor escenario desde el punto de vista inhibitorio.  Formulación base agua en base a formiato de sodio, según preselección de la Etapa 1.  Formulación base 100% aceite, igualmente según preselección de la Etapa 1. Los resultados de la prueba de Hinchamiento Lineal se presentan en la Tabla 5.

Tabla 5. Resultados del Hinchamiento Lineal de Arcilla (Agua y Formulaciones Base Agua y Base Aceite).

% Hinchamiento a las 90 Escenarios

Evaluados en Prueba de

Hinchamiento Lineal

Hrs.

Agua

39.439

Formulación Base Aceite

* 0.085

Fluido Formiato de sodio de 19.5 lpg

23.913

* Mejor perfil de hinchamiento lineal.

Para las pruebas de Erosión/Dispersión se evaluaron ambas formulaciones, base aceite y base agua, con muestras de arcilla de formación provenientes del pozo vecino VLA-711. Los resultados de estos ensayos se muestran en la Tabla 6 a continuación:

49


Etapa III – Pruebas De Sello (PPT) Y Decantamiento En Prolongadas Condiciones Estáticas

Luego de los resultados de los ensayos de la Etapa II, en la mesa de trabajo se planteó continuar con la evaluación de la formulación base aceite con carbonato de calcio dimensionado para crear un sello efectivo en las microfracturas. Se decidió simular una permeabilidad de 1600 md, para lo cual se seleccionó el disco de cerámica que más se acercaba a dicha propiedad (un disco de 35µ).

La

Tabla 8 muestra los resultados de la prueba de taponamiento de partículas (PPT) a una temperatura de 250°F y un diferencial de presión de 500 psi.

Las pruebas de decantamiento que se diseñaron y realizaron buscaban simular el comportamiento del fluido bajo condiciones estáticas en prolongados períodos de tiempo, y así poder predecir la severidad de este potencial problema si realmente se tuviera esta condición hipotética durante las operaciones reales en el pozo, y eventualmente poder tomar medidas operacionales que evitaran esta situación.

Etapa IV – Pruebas De Retorno De Permeabilidad Luego de realizar todas las pruebas de laboratorio con la formulación base aceite y haber logrado unas características óptimas del fluido de perforación, se realizaron dos pruebas de daño, una con la formulación

base

aceite

convencional con arcilla y lignito organofílico, y la otra con una formulación base aceite polimérica.

Estas pruebas se realizaron con núcleos de Berea y los

resultados se muestran en las Figuras 2 y 3 a continuación, donde el porcentaje de retorno de permeabilidad fue superior en la formulación polimérica (90.3%) al de la formulación convencional (62.8%).

50


Una vez seleccionada la formulación del Fluido de Perforación y en la continuación del desarrollo de los ensayos de laboratorio de fluidos, se discutieron varios escenarios probables al comenzar la perforación del hoyo de 57/8” del pozo VLA-1445X, donde se estimaron varias tasas de influjo de diferentes tipos de fluido al pozo dada la experiencia previa al perforar 36 pies en la entrada original del pozo antes de ser suspendido. A fin de definir una matriz de pruebas adicionales de laboratorio y poder estar preparados ante posibles contingencias, se planteó simular influjos de magnitud variable y bajo escenarios distintos cómo los que siguen:  Escenario A: Simulando influjo de crudo y agua de formación.  Escenario B: Simulando influjo de Crudo 100%.  Escenario C: Simulando influjo de Agua de formación 100 %.

Cada uno de los escenarios A, B, y C fueron estudiados a tasas de influjo de 5, 10, 15, 20 y 30 bbls/hora. Una vez obtenidos los resultados de los ensayos de simulación, los mismos se plasmaron gráficamente para analizar según cada situación y ver hasta qué punto se podía:  Permitir influjos controlados al pozo y con una ventana operacional facilitada por una técnica de perforación bajo balance “Flow Drilling”, con la finalidad de equilibrar la columna hidrostática y evitar excesivas pérdidas de circulación.  Establecer el tiempo máximo de exposición a cada magnitud de los influjos basados en el menor impacto a las propiedades del fluido de perforación.  Definir cuando debería descartarse el fluido de perforación por excesiva contaminación del fluido en el hoyo, evitar la contaminación del resto del sistema y conservar así la mejor rentabilidad posible del proyecto.

51


Todos estos ensayos apuntaron a tratar de simular en forma anticipada las posibles condiciones reales del pozo y tener ya definidas las posibles soluciones ante cualquiera de estas situaciones.

Los resultados de las pruebas permitieron obtener las siguientes conclusiones para el Escenario A (influjo combinado de crudo y agua de formación, Figura 2):  La incorporación de crudo y agua de Formación en una relación volumétrica 60/40 genera reologías en el fluido base aceite polimérico similares a la formulación original, lo cual lo hace manejable para la perforación de la sección de 5 7/8” del pozo VLA-1445X.  Se debía evitar grandes influjos de crudo y agua de formación (por encima de 50 %v/v) durante la perforación “Flow Drilling”, que pudiera incrementar excesivamente el contenido de agua en el fluido y provocar así la hidratación de arcillas y lutitas reactivas de la formación, o el descarte de fluido para evitar tratamientos con emulsificantes fuertes que seguramente pudieran alterar la permeabilidad del yacimiento.

52


Figura 4. Tiempo máximo permitido de incorporación de influjo 60/40 agua-crudo.

La Figura 5 muestra el tiempo máximo permitido de ratas de influjo simulando entrada de sólo crudo de formación al pozo (Escenario B). Los resultados de estas pruebas permitieron sacar las siguientes conclusiones para este escenario:  Tomando en cuenta que se contaminó con un crudo proveniente del Pozo VLA-1402 el cual no contenía nada de agua, la incorporación de crudo en el sistema base aceite disminuyó en forma muy leve los valores reológicos, incluyendo los geles.  Después de envejecido rotativamente @ 300ºF las muestras contaminadas con crudo, el valor de los geles aumentó en forma muy leve. Al presentarse esta situación, se utilizó para su tratamiento la adición de viscosificante polimérico (0.5 lbs/bbl) para ajustar las propiedades reológicas a niveles similares al fluido original antes de la contaminación.  El fluido contaminado con crudo después de envejecido y acondicionado con 0.5 lbs/bbl de viscosificante polimérico mostró mejoras en el punto cedente y

53


los geles en todos los casos evaluados.  Se acordó evitar grandes influjos de crudo durante la perforación, por encima de 30 y 40 %v/v, los cuales pudieran causar drásticas disminuciones de los valores reológicos, siendo estos sin embargo problemas de aún solución al realizar el tratamiento recomendado.

Figura 5. Tiempo máximo permitido de incorporación de influjo 100% crudo.

Los resultados de las pruebas permitieron obtener las siguientes conclusiones para el Escenario C (influjo de agua 100%):  La incorporación de agua de formación en el sistema base aceite polimérico aumentó en forma significativa los valores reológicos, pero sin embargo presentó valores aún manejables en comparación con la opción base aceite convencional viscosificada con arcilla organofílica. El valor de la estabilidad eléctrica disminuyó proporcionalmente en la medida que se incrementaba el contenido de agua en el fluido. Para valores de 20 y 30 bbls/hr se observó

54


en forma muy leve humectación del material densificante.

El fluido de perforación tratado mejora sus propiedades reologicas, se debe tratar de evitar un contenido de agua mayor a 10% sin el uso de los emulsificantes fuertes que puedan alterar la mojabilidad natural de la formación. La Figura 6 ilustra las diferentes ratas de influjo de agua de formación solamente (Escenario C).

Figura 6. Tiempo máximo permitido de incorporación de influjo 100% agua.

55


SIMULACIÓN DE POSIBLE FORMACIÓN DE EMULSIONES EN EL POZO EN FUNCIÓN DEL TIPO Y CANTIDAD DE POSIBLES INFLUJOS Con esta evaluación de laboratorio se quiso evaluar el efecto de una posible emulsión del fluido base aceite ya seleccionado con agua de formación con una salinidad estimada de 60,000 ppm de Cl-, y simulando la entrada al pozo de un influjo de crudo-agua de formación, de acuerdo al Escenario C ya descrito. La metodología adoptada para esta evaluación fueron las siguientes:  Todas las muestras fueron contaminadas hasta obtener un contenido final de agua de 10 %v/v.  La velocidad de rotación del mezclador (rpm) y el tiempo de mezclado fueron fijados a dos condiciones: 1,500 rpm y 7 min; y 6,500 rpm y 17 seg, con el objeto de simular la posible mezcla del fluido de perforación y agua de formación

bajo

condiciones dinámicas anticipadas a nivel de los

estabilizadores y durante los fondo-arriba.  El volumen utilizado, según las dimensiones del “mixer” utilizado (Código Laboratorio Baroid: LDPCBV-046), fue de 192 mls, lo cual para un contenido de agua de 10%v/v se utilizó 172.8 mL Fluido de Perforación y 19.2 mL de Agua de Formación.  La temperatura de prueba para observar la separación se estableció en 200˚F, a fin de simular lo más aproximadamente posible las condiciones de fondo del pozo.  El tiempo máximo de observación fue fijado en 1 hora, considerando el tiempo estimado del fondo arriba.

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Se observรณ una separaciรณn de agua en todos los casos, como se muestra en las Figuras 7 y 8 a continuaciรณn:

Figura 7. Separaciรณn de agua a los 30 minutos Figura 8. Separaciรณn de agua a los 60 minutos

57


PROPUESTA DE SISTEMA DE PERFORACIÓN PLANTEADO PARA GARANTIZAR EL ÉXITO DE LAS OPERACIONES EN EL POZO A fin de precisar el alcance de algunas terminologías comúnmente empleadas en la industria, a continuación se establecen las siguientes definiciones según se aplicaron en el proyecto específico del pozo VLA-1445X:

Condición bajo balance:

Condición en la cual la presión ejercida por la

columna hidrostática del fluido de perforación es diseñada para ser menor que la presión de formación, permaneciendo dentro de un rango fijo y/o controlado. Se le permite al pozo fluir a tasas controladas (BHP < Pf).

Condición cerca al balance: Condición en la cual la columna hidrostática del fluido de perforación es diseñada para ser igual o ligeramente superior a la presión de formación. En este caso particular no se planea tener influjo de fluidos de formación (BHP => Pf). “Flow Drilling”:

Este término es utilizado para describir una operación bajo

balance en donde se emplea un fluido base cuya densidad genera una columna hidrostática de menor gradiente que la formación o formaciones a ser perforadas en un determinado yacimiento. Al perforar la sección con una columna hidrostática de menor gradiente que la formación de mayor presión, se induce a que el pozo fluya sin necesidad de efectuar ninguna gasificación al sistema. Este sistema puede ser utilizado en formaciones que presentan problemas de pérdidas de circulación y

en

donde

la producción puede ser sostenida y manejada en

superficie con seguridad. Las siguientes son una serie de situaciones donde la técnica del “Flow Drilling” tiene especial aplicación:  La técnica de perforación bajo balance “Flow Drilling” se usa con el propósito de minimizar problemas potenciales de pérdidas de circulación, pegas 58


diferenciales, incremento de la tasa de penetración y mejorar la productividad de formaciones productoras de los pozos, manejando en superficie de manera segura y eficiente el influjo de los fluidos producidos.  El “Flow Drilling” en muchos casos provee un mayor soporte al hueco en comparación con los otros métodos de perforación bajo balance. La perforación de formaciones inestables o no tan consolidadas es más viable en la mayoría de los casos la técnica del “Flow Drilling” que con otras técnicas bajo balance.  El “Flow Drilling” difiere de la perforación bajo balance gasificada en que el primero no busca el control de la presión de circulación de fondo del pozo, pero induce a un estado donde la presión de circulación en fondo es menor que la presión de la formación permitiendo que el pozo produzca mientras se realizan las diferentes operaciones durante la perforación y/o viajes.  Otra diferencia a tener en cuenta en los procedimientos operacionales entre el “Flow Drilling” y una operación con fluido gasificado es que en el primero el control del pozo es mantenido en superficie y no en la formación, aparte que la cantidad y la tasa a la cual el pozo va a fluir mientras se perfora puede ser controlada, con la aplicación de una contrapresión generalmente usando el “choke manifold” en superficie.

Dadas las premisas anteriores, el objetivo general del grupo multidisciplinario de las diferentes compañías involucradas en la planificación de la perforación de la sección de interés de este pozo exploratorio, de la cual se esperaban un cuerpo masivo de calizas fracturadas, era poder perforar el grupo Cogollo (8,000 psi de presión estimada de formación) con el menor daño de formación posible, evitando la utilización de un alto peso del lodo que ocasionara pérdidas de fluido hacia la zona productora, controlando al mismo tiempo el influjo de gas y agua

59


esperado del miembro Socuy (densidad equivalente estimada de 19.5 lbs/gal, unas 9,600 psi). Se procedió entonces a analizar la viabilidad técnico-económica de realizar “Flow Drilling” en la sección de 5-7/8” del pozo, considerando sus ventajas y desventajas respecto a la condición particular del mismo y a la alternativa convencional que existe para intervenirlo. Las siguientes fueron las ventajas que se identificaron:  Disminución del daño a la formación.  Reducción del potencial de pérdidas de circulación en las formaciones de calizas fracturadas  Eliminación del riesgo de pegas diferenciales de tubería.  Mejora de la productividad  Incremento substancial de la tasa de perforación  Se puede probar la zona productora en tiempo real. Las desventajas identificadas fueron las siguientes  Posibilidad de inestabilidad de la formación.  La definición del máximo “drawdown” y la revisión necesaria de la compatibilidad química de los fluidos de intervención con los de la formación a perforar, son clave en el estudio de factibilidad para realizar una operación de “Flow Drilling”.  Mayor dificultad en el control de pozo y altas presiones anulares.  Manejo de Retornos.

Dadas todas las consideraciones anteriores, se decidió utilizar la opción 100% base aceite en conjunto con la opción “Flow Drilling”, cuya propuesta por parte de la compañía de perforación bajo balance estuvo clasificada con una magnitud de riesgo IADC 5, de acuerdo al sistema de clasificación de pozos bajo balance que hace la IADC de la siguiente manera:

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 Nivel 0 – Sólo para mejorar el desempeño; las zonas no contienen hidrocarburos.  Nivel 1 – El pozo no fluye naturalmente hasta la superficie. El pozo es “inherentemente estable” y tiene un bajo nivel de riesgo desde el punto de vista de control de pozos.  Nivel 2

– El pozo fluye naturalmente hasta la superficie pero se está

preparado con métodos convencionales capaces de matar el pozo y consecuencias limitadas en caso de una falla catastrófica del equipo.  Nivel 3 – Producción geotérmica, pozo no es productor de hidrocarburos. La máxima presión de cierre es menor que la capacidad de presión del equipo UBD.

Fallas catastróficas en el equipo tendrá serias consecuencias

inmediatas.  Nivel 4 – Producción de hidrocarburos. La máxima presión de cierre es menor que la capacidad de presión del equipo UBD. Fallas catastróficas en el equipo tendrá serias consecuencias inmediatas.  Nivel 5 – La máxima presión de superficie proyectada excede la capacidad de presión del equipo UBD, conjunto

de

preventoras

pero está por debajo de la capacidad del

BOPs.

Fallas

catastróficas

tendrá

serias

consecuencias inmediatas.

A continuación se muestra una matriz para facilitar la clasificación de la mayoría de las aplicaciones bajo balance conocidas.

Este sistema combina

la categoría de riesgo gerencial definidas anteriormente (Niveles 0 a 5) con un sub-clasificador para indicar si los pozos perforados son realmente “bajo

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balance”, o con “low head” utilizando tecnología de bajo balance.

A fin de

proveer un método completo de clasificación del tipo de tecnología utilizada para una o más secciones de un pozo, o múltiples pozos en un proyecto particular, un tercer componente del sistema de clasificación se dirige a la tecnología de bajo balance utilizada.

El siguiente es un glosario de términos comúnmente

empleados en la perforación bajo balance:  Perforación Aireada

– Proceso de perforación utilizando únicamente gas

(aire, nitrógeno, etc.) como medio para perforar. Ningún tipo de fluido intencional se agrega.  Perforación Tipo

Neblina

(“Mist

Drilling”) – Perforación con líquido

entrampado en una fase gaseosa continua, cuyo sistema típico contienen una fase líquida que no excede el 2.5%.  Perforación con

Espuma

– Perforación con un fluido de dos fases

compuesto por un líquido, surfactante y un gas. Las espumas típicas varían entre 55% a 97.5% de gas.  Perforación con Líquido Gasificado – Un gas es entrampado en una fase liquida.  Perforación con Líquido – Perforando únicamente con una fase liquida.  Low head

– O perforación cerca al balance (“near balance”) es una

condición donde la cabeza hidrostática de la columna de fluido para perforar el pozo se reduce para estar en balance o levemente sobre-balance que la de la formación, pero sin inducir hidrocarburos o fluidos de formación dentro del pozo.

62


 Perforación Bajo Balance – Una condición “planificada” donde la presión del fondo del hoyo es ejercida por la cabeza hidrostática de la columna del fluido, siendo ésta menor que la presión de la formación que se está perforando.

63


CONCLUSIONES Dadas las condiciones anticipadas para la perforación del hoyo de 5-7/8” del pozo VLA-1445X se concluye técnicamente lo siguiente:  Adoptar la técnica de “Flow Drilling” para la perforación en vista de sus múltiples ventajas operacionales y de menor riesgo operacional como disminución del daño a la formación, reducción del potencial de pérdidas de circulación en las formaciones de calizas fracturadas, eliminación del riesgo de pegas diferenciales de tubería, mejora de la productividad, incremento substancial de la tasa de perforación y el poder probar la zona productora en tiempo real.  El valor de ECD es bastante sensible al perfil reológico del fluido de perforación que se seleccione. Una adecuada predicción del ECD requirió el uso del programa hidráulico DFG+ con el Módulo DrillAhead®

de la

compañía Baroid, ya que el mismo considera la mayor cantidad de variables y parámetros de la perforación que la mayoría de modelos hidráulicos, lo que garantiza unas mejores predicciones hidráulicas. El uso de programas hidráulicos que no consideran la mayoría de los parámetros de perforación generalmente conducen a predicciones hidráulicas por encima o por debajo de los valores reales.  La

opción

de

perforación

escogida

fue

el

fluido

100%

aceite

densificado con hematite (Orimatita) a 19.5 lbs/gal ya que exhibe:  Mejores propiedades reológicas @ 300 °F, lo que se traduce en menor ECD en fondo.

64


Se obtuvieron formulaciones base aceite de buen perfil reológico @ 19.5 lbs/gal para perforar la sección de 5-7/8” del pozo VLA-1445X, teniendo en cuenta las exigentes condiciones anticipadas del mismo.  Mayor integridad de la roca al soportar 64 horas de rolado en caliente con sólo 5% de erosión agua

presentó

y 61%

dispersión,

mientras

que

la

opción

base

de erosión/dispersión en iguales condiciones de

prueba, la cual se realizó con lutitas del tope de los miembros Maraca, Lisura y Apón del pozo vecino VLA-711.  Como era de esperarse, el menor hinchamiento lineal observado fue en presencia del fluido 100% aceite (<1%).  Se perforó con ROP < 7 pph. En esta circunstancia tomó más soporte la utilización del sistema 100% aceite.  Aun cuando no se corrió en el pozo motivo de este trabajo, se reconoció la necesidad de considerar el uso de la herramienta PWD para monitorear el comportamiento de este tipo de pozos críticos, y tener así la capacidad de controlar la operación en tiempo real y correlacionar con el modelo hidráulico más adecuado.  Se evaluó el comportamiento de los polímeros viscosificantes en cuanto a reducción de abrasividad y propiedades reológicas. Este tipo de productos tienen un protocolo de mezclado sencillo y rápido, lo cual los hace más práctico para uso en el taladro dada su más fácil y rápida solubilidad en el aceite mineral (Vassa LP-90).  Al aumentar la concentración del agente humectante en los ensayos se observaron mejores propiedades reológicas y menores abrasividades.

65

En


base a esto, para la preparación del fluido base aceite en el pozo se recomendó agregar el agente humectante por etapas, conjuntamente con la hematita (Orimatita), a fin de lograr una mejor humectación de la misma. Esto puede resultar crucial en cuanto al rendimiento del producto y la reología y nivel de abrasividad final resultante.  En caso de presentar pérdidas severas desde el inicio de la sección de 5 7/8”, el equipo de trabajo recomendó cambiar el tipo de fase continua de aceite mineral por diesel, con la finalidad de disminuir al mínimo el impacto en costo por fluidos de perforación y se continuara garantizando la integridad mecánica y química del pozo.  Finalmente, ante la presencia de influjos de agua y la amenaza de pérdidas severas

de circulación se planteó utilizar un fluido de sacrifico,

dada la intención de perforar sólo 125’ dentro de la Formación Maraca donde se estimaban tiempos de exposición menores a tres días para realizar una corrida de registros básicos y obtener información del yacimiento para futuras decisiones.

Implementar las siguientes prácticas de campo:  Manejar en lo posible bajas ratas de perforación y permitir reducir cualquier

posible ensanchamiento de las fracturas en las calizas ante

densidades equivalentes de circulación elevadas.  Controlar el caudal de bomba a niveles mínimos que garantizaran la limpieza del hoyo pero que evitaran excesivos incrementos en el ECD resultante.  Minimizar el efecto surgencia y suabeo durante los viajes, realizando en forma suave los movimientos de la tubería en las conexiones o en los viajes, 66


controlado por las gráficas de simulación hidráulicas (Figuras 9 y 10).  Evaluó configuraciones de BHA que minimizaron el ECD.  Romper geles durante los viajes, a fin de minimizar altas presiones de bomba en fondo para romper circulación fue otra práctica operacional ensayada que permitió continuar con las operaciones sin mayor contratiempo.

Figura 9. Simulación de la hidráulica (“Snapshot”) con el DFG+.

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BIBLIOGRAFIA  González de Juana, Clemente: “Léxico Estratigráfico de Venezuela”.  Laboratorio de Desarrollo e Investigación, Baroid Punta Camacho, Venezuela: “Reporte de resultados de pruebas para la validación del diseño de fluidos para la perforación de pozos en zonas de producción de edad Cretácica”, Julio 2002.  Laboratorio de Desarrollo e Investigación, Punta Camacho Venezuela: “Reportes W-224, W-266, W-282, W-291, W-297, W-332, W-333, W-338 y W339”. Octubre 2002.  Giral, Luis Daniel: “Presentación de propuesta de perforación bajo balance”, Julio 2003.  PDVSA, Intevep: “Protocolo de aplicación en el reinicio del pozo VLA-1445”, Julio 2003.  Manual de Fluidos de Perforación Baroid.

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CIBERGRAFIA  http://controldesolidos.com/inicio.html  http://www.petroblogger.com/2010/05/control-de-solidos-en-la-perforacion.html  http://chilonunellez.blogspot.com/2011/04/control-de-solidos.html

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Instructivo virtual generico sobre los fluidos de control (lodos) en la perforacion  
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