tema9 perforacion bajo balance

8/12/2019 Tema9 Perforacion Bajo Balance

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PERFORACIN BAJO

BALANCE


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Perforacin Bajo Balance

INDICE

1. Definicin.

2. Razones para utilizar el mtodo de Bajo balance.

3. Informacin para planear el Bajo balance.4. Equipo superficial y sub superficial.

5. Fluido de control.

6. Limitaciones.

7. Evaluacin econmica.


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La perforacin convencional.- Consiste en

perforar el yacimiento o zona productora,utilizando un lodo de perforacin cuya presin

hidrosttica ejercida sobre el yacimiento o

formacin perforada sea mayor que la presin

de poro de la formacin.


La perforacin bajo balance.- Consiste en

perforar el yacimiento o zona productora,

utilizando un lodo de perforacin cuya presin

hidrosttica ejercida sobre el yacimiento sea

ligeramente menor que la presin de poro de la

formacin productora, permitindole fluir a

gastos controlados.

PyYac

PyYac

Ph

Py > Ph

PyYac

PyYac

Ph

Py < Ph

Convencional Bajo balance

En la perforacin bajo balance, el control del pozo se realiza con equipo superficial.

1. Definicin.


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1. Mejorar la productividad del pozo.2. Optimizar la perforacin.

3. Disminuir costos.

1.- Mejorar la productividad.- Cuando se

mantiene una presin de yacimiento por arriba

de la presin hidrosttica estamos asegurandoque el fluido de perforacin no entrar a la

formacin evitando as el dao a la misma por

invasin de fluidos y slidos.

Py > Ph


Skin Factor BBL/Day

0 6,500

2 4,900

10 3,100

30 1,900


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2.- Optimizar la perforacin.- Una forma de optimizar la perforacin es, evitar los tiempos

perdidos por pegadura de tuberas originados por presin diferencial, mejorar los avances

en la velocidad de penetracin y evitar la perdida de lodo. Con la perforacin bajo balance

donde la presin diferencial es a favor de la formacin nos permite obtener incrementos

en la velocidad de penetracin y disminuye el efecto de pegaduras.


70

60

50

40

30

20

10

0

-500 0 +500

Carbonato

Arcilla

Arena p

bPh

Velocida

d

penetracin

ft/hr

Presin diferencial PSI

PRESION DE LODO

PRESION DE PORO

FUERZA RESULTANTE

Py < Ph

Py



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3.- Disminucin de costos.- Al evitar el dao a la formacin durante la perforacin,

estaremos permitiendo una limpieza mas rpida del pozo sin la utilizacin de

estimulaciones o fracturamientos cuyo costo es muy alto.

La perforacin bajo balance nos permite maximizar el uso del fluido de control (puede

representar del 15 al 20% del costo total del pozo) al disminuir o eliminar la perdida del

mismo.

Al utilizar presiones diferenciales a favor de la formacin, nos permite utilizar

densidades del fluido de perforacin mas bajas que las utilizadas en una perforacin

normal. Es conocido que la densidad del fluido de perforacin tiene un efecto

importante en el desempeo de las barrenas y cuanto mayor es la densidad, menor es

el rendimiento de la barrena.




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a.a. ObjetivoObjetivo

b.b.

InformacinInformacin

3. Informacin para planear el Bajo balance.

a.- Objetivo.- El principal objetivo de la perforacin bajo balance es la reduccin de

costos, mediante la eliminacin del dao a la formacin durante la perforacin y la

optimizacin de la perforacin al evitar tiempos perdidos por pegaduras y perdida de

fluidos.

b.- Informacin.- Para obtener una buena planeacin es importante disponer de lasiguiente informacin:

Geologa

Plano de cimas y bases

Planos de correlacin

LitologaFallas

Yacimientos

Presin de poro

Presin de fractura

Presin de sobrecargaContenido de fluidos

Perforacin

Fluido de perforacin

Programa de barrenas

Equipo superficialPrograma direccional


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a. Cabezas rotatorias.- Es el equipo utilizado para el control superficial de presin del

sistema.

4. Equipo superficial y sub superficial


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Kelly Driver

Top Rubber

Bearing Assembly

Bottom Rubber

Bowl

! Presin de Trabajo Rotando: 2,500 PSI

! Presin Esttica : 5,000 PSI

! Capacidad del cuerpo : 10,000 PSI

! Mxima Velocidad de operacin:120 RPM

! Temperatura de Operacin:- 28 + 121 C-20 + 250 F

! Capacidad para servicio en presencia de H2S

Cabeza Rotativa Modelo 7100


a. Cabezas rotatorias.- Es el equipo utilizado para el control superficial de presin del

sistema.



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b. Conexiones superficiales.- Es el equipo utilizado para realizar la mezcla e inyeccion

del fluido de control a utilizar.

4. Equipo superficial y subsuperficial


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Ensambles de estrangulacin

! Bloque de presin de entrada de 4-1/16 o 7-1/16,5000 psi

! 5 vlvulas de compuerta de 4-1/16 5000 psi.

!

Estrangulador hidrulico de 4-1/16 5000 psi y unestrangulador manual de 4-1/16 5000 psi.

! Cmara de amortiguacin para interconectar con elseparador y el rbol de estrangulacin del equipode perforacin.


b. Conexiones superficiales.- Es el equipo utilizado para realizar la mezcla e inyeccion

del fluido de control a utilizar.



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Separador Vertical 3F

!Gas, lquido y slidos

!Mximo gasto de 350 galones por minuto y 30 MMPCD

!Presin de trabajo de 130 lppc

!Medidor de gas de platina de orificio de 6

!Medidor de lquido tipo turbina de 3 Mirillas

!Bombas centrifugas de transferencia (Misin 3x4R)

!Bomba de cavidad progresiva para slidos (Roper) ybomba de agitacin.

!Vlvula de contrapresin en la salida de gas

!Vlvula de alivio Mercer de 3 x 2.

!Vlvula de nivel de lquido mecnica flotante oneumtica.


c. Separador.- Es el equipo utilizado para separar los fluidos en superficie



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! Vlvula de contrapresin en la lneade gas.

! Control de nivel de lquidos conactuadores y vlvulas

! Vlvulas de alivio y disco de ruptura.

! Bombas centrifugas para lquido y decavidad progresiva para slidos

! La medicin de los gases producidosa travs de este separador se hacecon un sistema de platina de orificio

! Cada uno de los cuatro comparti-mientos est equipado con mirillas

Capacidad :

60MMPCD y 30000 BPD.

Presin de trabajo : 250 psi

Separador Horizontal


c. Separador.- Es el equipo utilizado para separar los fluidos en superficie



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Sistemas de Inyeccin de Gas A travs de la TP

Aplicacin mas simple.

No se requieren modificacionessustanciales a los equipos

convencionales

Menores costos de aplicacin

Es difcil controlar la presin defondo de pozo durante los viajes.

Requiere el uso de herramientas defondo no convencionales (Sistema

por cable o Electromagnticas)


d. Sistema de inyeccin al pozo.- Es el mtodo y equipo utilizado para hacer llegar el

fluido al fondo del pozo



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Mayores costos de instalacin.

El control de la densidad efectivade circulacin (ECD) est limitado

por la profundidad de la tubera

(Punto de inyeccin de gas)

Buen control de la presin defondo de pozo durante los viajes.

Permite el uso de herramientasconvencionales por pulso de lodo.

Sistemas de Inyeccin de Gas A travs de SartaParsita

Lnea de inyeccin

Sarta






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Instalacin mas costosa.

Tiempo adicional para instalar yrecuperar el tie back

El control de la ECD esta limitada porla profundidad del liner (Punto deinyeccin).

Problemas para estabilizar presin defondo durante la circulacin.

Buen Control de la presin de fondode pozo durante los viajes.

Permite el uso de herramientasconvencionales por pulso de lodo.

Sistemas de Inyeccin de Gas

Por Anular concntrico (Tie back o Scab Liner)






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! El Gauge Carrier aloja dos registradoreselectrnicos de presin y temperatura.

! Se instala arriba del ensamble de fondo depozo, recolecta datos en memorias quepueden ser descargados durante los viajes.

Sensores

Presin y Temperatura


d. Sensores.- Es el equipo utilizado para la toma de informacin mientras se esta

perforando



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Informacin proporcionada

CACTUS 1002Pres in y Temperatura Anu lar 1

MG S/N 4533

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8/17/03

21:59

8/18/03

4:31

8/18/03

11:11

8/18/03

17:51

8/19/03

0:31

8/19/03

7:11

8/19/03

13:51

8/19/03

20:31

8/20/03

3:11

8/20/03

9:51

8/20/03

16:31

8/20/03

23:11

Tiempo

Presion(psi)

50

70

90

110

130

150

170

190

210

230

250

Temperatura(F)

Presin

Temperatura

1. Viaje

2. Circulando c on Lodo

3. Circulando c on lodo relajado

4. Reparac iones, arme y desar me

5. Conexin

6. Retorno de N2 en Superf icie.

7. Corta Bombeo de L odo

8. Corta inyeccin de N2

9. Perf ora con lodo

1

7

8

65

6

3

10

4

1

1

28

3

Levanta para

omar survey

4

Perforacin Bajo Balance4. Equipo superficial y sub superficial

d. Sensores


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Rango de Densidad Efectiva de Circulacin

2.5 21

Perforacin Bajo Balance5. Fluido de control


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Rango de Densidad para fluidos aereados



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Gas y/o Aire Seco! 100% Gas (El aire es el mas usado por economa).

! Aplicado en general en formaciones muy duras.

! Velocidad mnima para limpieza efectiva del pozo: 3000 pies/min (915 m/min).

! Alta velocidad de penetracin (20 30 m/hr).

! Baja capacidad para desalojar flujos de agua de formacin.

! Se requiere secar totalmente el pozo antes de empezar a perforar.

! Desgaste adicional de los componentes de la sarta por la friccinde los slidos a alta velocidad.



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Rocio (Niebla o Mist)! Calidad (96 99.) % de Gas

! Sistema bifsico muy fino, el aire es la fase continua.

! Mayor volumen de aire requerido que en el caso de aireseco para efectiva limpieza anular.

! Puede manejar volmenes de flujos de agua de hasta 100Bls/hr

! El mecanismo de limpieza es combinado entre el arrastrede la fase discontinua del fluido (Gotas de lquido) y lavelocidad anular.

! Se complementa con agua y aditivos qumicos (Polmeros,surfactantes, inhibidor de corrosin).

! Riesgo de atrapamientos por formacin de collares delodo/slidos en el tope de los lastrabarrenas



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Espuma

! Calidad (55 99.5 %).

! Sistema bifsico donde el aire es la fase discontinua.

! Bajo volumen de aire requerido para efectiva limpieza anular.

! Alta capacidad de acarreo de cortes y de soporte cuando sedetiene la circulacin.

! Puede manejar volmenes de influjo de agua de hasta 300 bpd.

! El mecanismo de limpieza es la viscosidad del sistema de espuma .

! Se emplean aditivos qumicos (Polmeros, surfactantes, inhibidorde corrosin, antiespumante) para mejorar las propiedades de laespuma.



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Fluido Gasificado ! Calidad (0 - 55 %).

! La fase lquida es un lodo de perforacin convencional.

! Medio gasificante (Aire, Gas natural, Nitrgeno y/o gas decombustin).

! Gradiente hidrosttico regulado por la inyeccin de gas.

! Bajo requerimiento de gas comparado con las otras tcnicas.

! La capacidad de acarreo de los cortes depende de la fase lquida.

! Fcil separacin de fases en superficie.



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MEDIO GASIFICANTE

! Mxima pureza 99.9%

! Mayor costo de generacin

! No incremente la tasa de corrosin

! Problemas de logstica,

disponibilidad y almacenamiento

! Costo de transporte

! Pureza 95-98%, 2 5% de Oxgeno

! Menor costo

! Requiere programa de control de

corrosin por el contenido residual

de Oxgeno

! Disponibilidad 24 hr al da en la

localizacin

! Costo de movilizacin/desmo-

vilizacin del paquete de equipos

Nitrgeno Criognico Nitrgeno de Membrana



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Fibra Polimrica ahuecada para Separacin de Gases



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Configuracin Sistema de Produccin de Nitrgeno por Membrana

Equipo dePerforacin Booster Sistema de

Membrana

Compresor

Alimentacin

de Aire

Equipo dePerforacin Booster Sistema de

Membrana

Compresor

Alimentacin

de Aire



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Perforacin Bajo Balance6. Limitaciones

El mtodo de perforacin bajo balance tiene algunas limitaciones, sobre todo en

formaciones inestables.

a. Formaciones poco consolidadas.

b. Formaciones altamente presurizadas.

c. Intrusiones salinas.

d. Formaciones con flujos de agua.

e. Formaciones arcillosas plsticas.

7. Evaluacin econmica

Despus de realizar el anlisis tcnico, as como revisar todos los requerimientos serealiza un anlisis econmico, el cual nos permitir tomar la decisin si se realiza o no la

perforacin.

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