Traducido desde
Basic Understanding of Underbalanced Drilling
Entre
la presión de fractura y la presión de poro de la formación, la presión
hidrostática del fluido de perforación siempre será mantenida de acuerdo
con la práctica de perforación convencional. Con
el fin de controlar el transporte de los recortes hasta superficie, así
como a los fluidos de la formación, el fluido de perforación se mantiene
dentro del pozo donde circula. Además, también mantiene la broca fría y lubricada ya que actúa como un agente estabilizador.
Para
un uso efectivo, el fluido debe estar basado en agua o aceite y esto
lleva a un peso máximo de 19 libras por cada galón (mínimo de 7.8
libras). Con la finalidad de prevenir pérdida de fluido, conseguir densidad y propiedades
reológicas, el fluido contiene también una mezcla de productos líquidos y sólidos.
Durante
muchos años, la perforación convencional ha sido el método más seguro
al perforar un pozo, pero también hay algunos aspectos negativos en el
uso del método. Por
ejemplo, la invasión de fluidos es un problema común porque la presión
del fluido de perforación es naturalmente superior a la presión de la
formación natural, esto puede causar daños a la permeabilidad. Además, los bloqueos físicos y los lavados son comunes a medida que los sólidos y fluidos se alojan en la formación.
Cuando se perfora un pozo manteniendo el gradiente de fluido del pozo por debajo
del gradiente de formación natural, esto se conoce como Perforación Bajo
Balance (UBD) y tiene sus diferencias con los métodos tradicionales. A
saber, el pozo puede fluir a lo largo de la perforación porque la
presión de circulación del fondo de pozo siempre permanece más baja que
la presión de formación. Además
de penetrar a un ritmo más rápido y eliminar el riesgo de pérdida de
circulación, la UBD también tiene otro beneficio en el sentido de que se
reduce el daño del fluido invasor.
Incluso
después de esto, el tiempo de perforación se reduce, mejora la vida de
las mechas, y puede ser más fácil detectar y probar intervalos
productivos. Por supuesto, este beneficio no se ve cuando el pozo no está desbalanceado, por lo que es fundamental para todo el proceso.
Si minimizar el riesgo de invasión es una prioridad, la UBD puede ser una herramienta valiosa. Con
el tiempo, el método ha ido ganando popularidad debido a que la
disminución de los niveles de presión es una ocurrencia común y también
rige en yacimientos de baja calidad o particularmente complejos. Hoy en día, la gran mayoría de las aplicaciones UBD utilizan sistemas de tubería flexible. Como muestra de su popularidad, alrededor de cuatro de cada diez pozos
en tierra utilizaron condiciones de bajo balance en el año 2000 y esto ha ido
aumentando desde entonces.
Diferentes técnicas en la perforación bajo balance (UBD) En
última instancia, existen muchas técnicas diferentes que se usan en
todo el mundo y se clasifican en categorías según la densidad de los
fluidos: normalmente, la escala va desde 0 hasta 7 libras por galón. Sin
embargo, una inyección de gas nitrógeno puede ayudar a reducir la
densidad del fluido y esto ayuda a lograr una menor presión de fondo de
pozo en comparación con la presión de formación. Dicho
esto, los líquidos convencionales se pueden usar para condiciones de
bajo balance mientras la densidad se controle adecuadamente.
Por otro lado, el sobre balanceo ocurre a veces con fluido de baja densidad debido a la caída en la presión de fricción. Cuando se trata de UBD, se ha encontrado una gama de yacimientos de baja presión y agotados. Hoy
en día, la tecnología nos ha permitido monitorear y registrar la
producción durante la perforación y esto significa que los operadores
tienen más control y más conocimiento. Una vez que se han identificado las zonas objetivo y los mecanismos de entrada, la perforación puede detenerse.
En
algunos casos, un estrangulador en la superficie ayuda a controlar la
presión de fondo de pozo (BHP): a medida que se abre y cierra el
estrangulador, se ajusta la presión de la tubería vertical (stand pipe), lo que es
una gran ayuda para los operadores. Hasta
que la acción de atragantamiento realmente llegue al fondo del pozo,
hay un tiempo de retraso esperado y esto se debe a la velocidad de las
ondas de presión. Al
pasar a través de una columna de fluido estático, la velocidad es igual
a la velocidad del sonido dentro del mismo medio exacto. En una nota positiva, el fondo arriba (lag time) se puede estimar dentro de
un sistema monofásico, debemos tener en cuenta que los sistemas
multifásicos son un poco más complejos.
Alternativamente,
la Densidad Equivalente de Circulación (ECD) se puede ajustar para
controlar el BHP en lugar de un estrangulador. Básicamente, la idea es aumentar el gradiente de densidad de fluido entre el fondo de pozo y la superficie. En los escenarios donde el revestidor es poco profundo, el ECD es mucho más empleado que usar un estrangulador. Cada
vez que el flujo se detiene durante las conexiones, las condiciones que
se observan cuando se sub balancea pueden ser preservadas utilizando un cabezal hidrostática. A medida que aumenta la resistencia al flujo, el ECD seguirá, pero se
verá la condición opuesta cada vez que se retire el tubo del orificio
debido a un efecto de suabeo.
Fluidos de perforación para la perforación de bajo balanceDentro de las operaciones de UBD, se ven tres tipos diferentes de fluido de perforación: incompresible (líquido), compresible (gaseoso) y bifásico. Para la selección del fluido de perforación, esto dependerá de las
condiciones de presión de fractura de la formación, presión de flujo de
fondo de pozo, presión de poro de la formación y presión de colapso del
pozo.
- Líquidos
de perforación gaseosos: desde la introducción de esta técnica, hemos
visto "perforación con aire seco" que permite bombear aire por dentro de la sarta
de perforación; desde ahí, sube a través del anular. Para
desviar los retornos, el proceso normalmente requerirá un cabezal de
pozo rotativa que se encuentre entre la mesa giratoria y la válvula impidereventones (BOP). Usando un tubo de descarga, los recortes pueden eliminarse y el polvo puede eliminarse utilizando un rocío de agua. Si hay hidrocarburos que vuelven, estos serán quemados por una llama.
Como fluido de perforación, el nitrógeno es común y muchos otros gases inertes son simplemente demasiado caros para su uso. Antes de que la corriente de aire se bombee al pozo, los filtros de membrana permiten extraer el nitrógeno a buen ritmo. Además, otra opción es el gas natural, ya que puede obtenerse de tuberías. De hecho, ni siquiera hay necesidad de compresores cuando se usa gas natural.
Finalmente, también debemos notar que la limpieza del pozo y la presión circulante dependen una de la otra. Cuando hay más recortes en el pozo, esto conduce a mayores presiones de fondo de pozo . Usando
el método de Angel, verás las pautas para la práctica que muestra las
tasas de flujo de aire y mucho más para la limpieza de los agujeros. Al observar los gráficos, vemos que el transporte de corte efectivo ocurre a una velocidad de 3.000 pies / min.
- Fluidos
de perforación bifásicos: a veces denominados "fluidos de perforación
aligerados", que tienen un lodo de perforación aireado o un líquido
espumoso. Para lograr la densidad de fluido circulante requerida, los líquidos
se combinarán con el gas y las propiedades del fluido se pueden predecir
en condiciones de fondo de pozo usando el método de la ecuación de
estado.
Antes
de entrar en el pozo, el líquido necesita ingresar a la corriente de
gas y esto se logra mediante el uso de una bomba y, a partir de ese
momento, el líquido cambiará la forma en que actúa el gas. A
medida que entra más y más líquido, comienza la segunda fase en la que
se forma una sustancia de espuma: aquí, las burbujas de gas quedan
atrapadas en su interior. Sin
embargo, la estructura de espuma termina después de que el volumen del
líquido aumenta por encima del 25% y la siguiente etapa comienza con
lodos de perforación aireados. Esto no solo incluirá agua dulce, sino también petróleo crudo, salmuera y diesel. Como una trayectoria de flujo externo (por ejemplo, tubería flexible),
la cuerda del parásito permite que el gas entre en la corriente de
líquido y esto debe cementarse fuera de la carcasa.
A
medida que cambian los niveles de temperatura y presión, la
compresibilidad es muy diferente de gas a líquido, lo que significa que
la fracción líquida también cambiará. Además
de esto, las caídas de presión de fricción se pueden controlar mediante
una serie de pasos que incluyen las propiedades del fluido, el régimen
de flujo, la geometría del flujo y la velocidad de flujo. Al usar UBD, esto tal vez resalta la importancia del comportamiento de fase dentro del proceso. Finalmente, hay algunos regímenes de flujo bifásico comunes que ocurren con más frecuencia que cualquier otro y esto incluye; flujo anular disperso, flujo slug, flujo de burbujas, flujo de tapón / rotación, y flujo laminar / estratificado.
Un mapa de régimen de flujo de estado estacionario (http://www.drbratland.com, 2017)
- Fluidos
de perforación líquidos - Finalmente, tenemos nuestro tercer tipo de
fluido de perforación y este proviene de líquidos. Como
vimos anteriormente, incluso los fluidos de perforación tradicionales
pueden conducir a condiciones de bajo balance y esto se debe a que la
presión hidrostática de la solución salina y el agua dulce son
inferiores a la presión de formación. Algunas veces, el gradiente de poro de la formación será superado por
la densidad del fluido de perforación, pero incluso entonces la presión
puede reducirse en el pozo y esto conduce al flujo de fluidos de
formación.
Beneficios y desventajas de la perforación bajo balance (UBD)
Beneficios• No se requiere ningún mecanismo físico durante el proceso para forzar el fluido de perforación a la formación real. Con esto en mente, la pérdida de circulación se ve limitada siempre que vemos zonas de alta permeabilidad o incluso fracturas.• Para evitar daños en la formación, la presión del pozo puede mantenerse por debajo de la presión del yacimiento. Por lo tanto, los requisitos para la estimulación se reducen y se pueden realizar ahorros.• Al tratar de detectar zonas de hidrocarburos, la perforación con bajo balance puede ser útil; a veces, conducen a hallazgos que se habrían pasado por alto con los métodos convencionales.• Menor posibilidad de adherencia diferencial debido a la ausencia de revoque o torta de filtrado con la pared del pozo.• Las tasas de penetración son excelentes en comparación con las técnicas convencionales porque hay menos presión en la punta de la mecha. Como resultado, la vida útil de la broca puede extenderse y los tiempos de perforación pueden disminuir.• Finalmente, no hay necesidad de desechar el lodo de perforación peligroso ya que el proceso no utiliza los fluidos de perforación convencionales.
Como puede ver, existen excelentes ventajas al elegir esta técnica. Esencialmente, esta es la razón por la que ha llamado la atención de muchos en los últimos años. Sin embargo, también hay algunas desventajas de UBD.
Inconvenientes
• Sobre todo, es costoso y el costo varía según el fluido de perforación utilizado.
• Desafortunadamente, puede ser difícil mantener una posición de bajo balance. Sin la torta del filtro, un pulso repentino de desequilibrio podría causar daños.
• Además, presenta problemas de seguridad porque hay una mayor probabilidad de incendio, explosión y reventones.
• Después de esto, hay una serie de inconvenientes más pequeños, como el hecho de que la erosión del pozo puede ocurrir, el pozo puede colapsar, el sistema puede corroerse si se usa aire para airear, el equipo y las personas podrían estar en peligro debido a la vibración de la sarta de perforación, y es más complicado.
• Para finalizar, también debemos tener en cuenta que la falta de capacidad de conducción de calor causará daños a la superficie de la formación misma
Perforación Bajo Balance: Qué es y en qué casos es factible?
Yacimientos Petroleros
En la perforación bajo balance, el control del pozo se realiza con equipo superficial.
Razones para utilizar el método de Bajo balance.
1.- Mejorar la productividad del pozo.
Cuando se mantiene una presión de yacimiento por arriba de la presión hidrostática estamos asegurando que el fluido de perforación no entrará a la formación evitando así el daño a la misma por invasión de fluidos y sólidos.
2.- Optimizar la perforación.
Una forma de optimizar la perforación es, evitar los tiempos perdidos por pegadura de tuberías originados por presión diferencial, mejorar los avances en la velocidad de penetración y evitar la pérdida de lodo. Con la perforación bajo balance donde la presión diferencial es a favor de la formación nos permite obtener incrementos en la velocidad de penetración y disminuye el efecto de pegaduras.
3.- Disminución de costos.
Al evitar el daño a la formación durante la perforación, estaremos permitiendo una limpieza más rápida del pozo sin la utilización de estimulaciones o fracturamientos cuyo costo es muy alto. La perforación 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 pérdida del mismo.
Al utilizar presiones diferenciales a favor de la formación, nos permite utilizar densidades del fluido de perforación más bajas que las utilizadas en una perforación normal. Es conocido que la densidad del fluido de perforación tiene un efecto importante en el desempeño de las barrenas y cuanto mayor es la densidad, menor es el rendimiento de la barrena.
Limitaciones
El método de perforación 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 plásticas.
Evaluación económica
Después de realizar el análisis técnico, así como revisar todos los requerimientos se realiza un análisis económico, el cual nos permitirá tomar la decisión si se realiza o no la perforación.
FLUIDOS DE CONTROL UTILIZADOS EN LA PERFORACIÓN BAJO BALANCE
1- GAS Y/O AIRE SECO
---> 100% Gas (El aire es el más usado por economía).
---> Aplicado en general en formaciones muy duras.
---> Velocidad mínima para limpieza efectiva del pozo: 3000 pies/min = (915 m/min).
---> Alta velocidad de penetración (20 – 30 m/hr).
---> Baja capacidad para desalojar flujos de agua de formación.
---> Se requiere secar totalmente el pozo antes de empezar a perforar.
---> Desgaste adicional de los componentes de la sarta por la fricción de los sólidos a alta velocidad.
2- ROCIO (NIEBLA O MIST)
---> Calidad (96 – 99.) % de Gas.
---> Sistema bifásico muy fino, el aire es la fase continua.
---> Mayor volumen de aire requerido que en el caso de aire seco para efectiva limpieza anular.
---> Puede manejar volúmenes de flujos de agua de hasta 100 Bls/hr.
---> El mecanismo de limpieza es combinado entre el arrastre de la fase discontinua del fluido (Gotas de líquido) y la velocidad anular.
---> Se complementa con agua y aditivos químicos (Polímeros, surfactantes, inhibidor de corrosión).
---> Riesgo de atrapamientos por formación de collares de lodo/sólidos en el tope de los lastrabarrenas.
3- ESPUMA
---> Calidad (55 – 99.5 %).
---> Sistema bifásico 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 se detiene la circulación.
---> Puede manejar volúmenes de influjo de agua de hasta 300 bpd.
---> El mecanismo de limpieza es la viscosidad del sistema de espuma.
---> Se emplean aditivos químicos (Polímeros, surfactantes, inhibidor de corrosión, antiespumante) para mejorar las propiedades de la espuma.
4- FLUIDO GASIFICADO
---> Calidad (0 - 55 %).
---> La fase líquida es un lodo de perforación convencional.
---> Medio gasificante (Aire, Gas natural, Nitrógeno y/o gas de combustión).
---> Gradiente hidrostático regulado por la inyección de gas.
---> Bajo requerimiento de gas comparado con las otras técnicas.
---> La capacidad de acarreo de los cortes depende de la fase líquida.
---> Fácil separación de fases en superficie.
5- MEDIOS GASIFICANTES
NITRÓGENO CRIOGÉNICO
---> Máxima pureza 99.9%.
---> Mayor costo de generación.
---> No incremente la tasa de corrosión.
---> Problemas de logística, disponibilidad y almacenamiento.
---> Costo de transporte.
NITRÓGENO DE MEMBRANA
---> Pureza 95-98%, 2 – 5% de Oxígeno.
---> Menor costo.
---> Requiere programa de control de corrosión por el contenido residual de Oxígeno.
---> Disponibilidad 24 hr al día en la localización.
---> Costo de movilización/desmovilización del paquete de equipos.
- Evitar daño a la formación productora.
- Evitar pérdida de circulación.
- Aumento de la velocidad de penetración.
1. Perforación bajo balance (API)
- Pérdida del control del pozo.
- Manejo de fluidos de perforación en superficie.
- Inestabilidad de las paredes del hoyo.
