Presión. Estática de fluidos
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5Perforacion Bajo balance:
Toda aquella operación de perforación en la que se produce la afluencia de fluidos de la formación hacia el pozo, mientras se circula y se mantiene controlada la presión en superficie.
Podemos considerar que es el proceso de perforación donde se diseña de tal forma que la presión que ejerce el lodo o fluido de perforación (Presión Hidrostática) es menor que la presión de formación que se está atravesando, induciendo así un aporte continuo de fluidos desde la formación hacia el pozo. Principio y conceptos: A pesar de no ser una técnica tan común como la perforación sobre balance, la perforación bajo balance se lleva a cabo cuando la presión ejercida en el pozo por la presión hidrostática sobre la formación es menor que la presión de formación. Entonces: Siendo Ph= Presión hidrostática de la columna de lodo. Pf= Presión de la formación. Dp= Ph-Pf = Variación de presión. Cuando Ph>Pf => Condición del pozo en sobre balance => Dp(+) Ph=Pf => Condición en equilibrio o balanceado => Dp(0) Ph Condición del pozo en bajo balance => Dp (-). Cuando el pozo esta en bajo balance, los fluidos de la formación pueden ingresar al pozo ya que su presión es mayor, esto se conoce como presión diferencial negativa. La perforación bajo balance previene daños de formación por ingreso de lodo a zonas productivas que a veces se produce cuando se perfora de manera convencional o sobre balance. Un Dp (-) favorece el ingreso de fluido de formación hacia el pozo. Este fluido puede ser agua, gas o petróleo o una combinación de los tres que se mezcla con el lodo de perforación y sale a superficie durante la circulación, este efecto también favorece el acarreo de recortes (cutting) a superficie, mejorando la limpieza del anular e incrementando la penetración (ROP) del trepano, aunque si no esta bien controlada puede producir derrumbes en la pared del pozo. Esta técnica se utiliza PRINCIPALMENTE en pozos que se perforan en yacimientos deplatados, es decir yacimientos maduros que han sido explotados mucho tiempo y la presión original del reservorio esta muy disminuida. Técnicas de Perforación Bajo Balance.: Es la técnica que permite perforar con la presión hidrostática del fluido en el pozo menor que la presión de la formación, para lograr esto sus mecanismos pueden ser: Natural: Es cuando se utilizan fluidos de baja densidad, como agua, aceite, o gas.
Inducida: Esta operación se realiza cuando se aligera la columna de fluido en el pozo utilizando nitrógeno (espuma) o aire (éste último elemento es sumamente peligroso usarlo cuando se mezcla con el gas natural de las formaciones productoras que pueden causar explosiones subterráneas). Monitoreo continuo y control preciso de los parámetros de perforación 1. Parámetros Convencionales (presión de bomba, caudal, ROP, etc.) 2. Perforación Con Presión Controlada: contrapresión (WHP), caudal de fluidos aportados y presión de fondo (BHCP). A medida que se ingresa en una zona sobre-presurizada, los parámetros de perforación comienzan a cambiar por lo que el personal de la compañía de bajo balance debe actuar de manera rápida y precisa para controlar el influjo y continuar la perforación. Riesgos: Los riesgos que se pueden tener durante la perforación de un pozo con la técnica de bajo balance, incluyen: pérdida de control del pozo, dificultad para el manejo de fluidos de perforación en superficie e inestabilidad en las paredes del pozo. Diseño de Fluido de Perforación: Uno de los aspectos más importantes para seleccionar el tipo de fluido de perforación es el gradiente de la presión de formación. Otro aspecto es lograr una condición segura en el manejo de sólidos en fluido de perforación, se busca la condición de cero sólidos en el fluido, para lo cual se necesita un buen equipo y personal experto en el manejo del equipo superficial, adicionalmente debe haber compatibilidad del lodo con la formación, tener en cuenta la viscosidad y el punto de cedencia entre otras propiedades de los fluidos. Equipo : Para establecer el control de la presión, se emplea equipamiento especifico el cual incluye: - Dispositivo de control rotativo (RCD). - Múltiple de estrangulación. - Equipo de separación. - Adquisición de datos de superficie. Funcionamiento básico del equipo: Cabeza de control rotativo: Uno de los componentes mas importante del equipo para perforar bajo balance es el dispositivo o cabeza de control rotativo (RDC). Esta compuesta por una parte estacionaria (en azul en el grafico), y una parte rotativa (en verde). En la parte rotativa se observa el elemento sellante para “Stripping” el cual soporta toda la presión del pozo al meter y sacar tubería. La separación de presiones en el cabezal se mantiene gracias a los sellos rotativos (en rojo).
La cabeza rotativa dispone de dos conexiones, una por la que retorna el fluido del pozo al sistema de separación y otra línea de ecualización que se conecta al RCD y carrete de perforación secundario debajo de la primer BOP de ariete de tubería. Este cabezal permite rotar, sacar o bajar la sarta al mismo tiempo que se esta circulando el fluido en bajo balance. Separador, piletas y manifold. La línea de retorno del fluido se conecta al sistema de separación de fases liquida, gaseosa y solida en superficie. La fase gaseosa se separa en los separadores de gases, la solida en las zarandas y centrifugas y la liquida se acondiciona e inyecta nuevamente al circuito. La presión de retorno se controla en el choke manifold que dispone de una válvula de control automático y otro manual. Uso del Top Drive en PBB. La utilización de Top Drive en perforación bajo balance, tiene varias ventajas entre las cuales podemos citar las siguientes: A) Permite perforar efectuando una conexión en lugar de tres, con esto se reduce el tiempo y se incrementa la seguridad en las operaciones. B) En el caso de perforar con liquido aireado (nitrógeno), se desperdicia menos nitrógeno al hacer la conexión. C) Perforar con tubería a través de la cabeza rotatoria, permite mayor sello por su forma geométrica y aumenta considerablemente la vida de los sellos y rodamientos de la cabeza de rotación. D) Permite mayor excentricidad entre la rotaría y los preventores, por tener un punto de giro muy por arriba del piso de perforación, y operar con menos esfuerzo el giro de la sarta. E) Se puede estabilizar el pozo durante los viajes o perforando, hacia arriba o hacia abajo con rotación y circulación. F) Permite menos esfuerzo físico para el enganchador durante los viajes y para el personal de boca de pozo al hacer las conexiones. G) Reduce los problemas de pegaduras al permitir la rotación y circulación ascendente. H) Reduce los costos de perforación. I) Reducción del número de conexiones. J) Se tiene un mejor control y estabilización de las condiciones de operación, al suspender la circulación para hacerla conexión. Ventana operativa del sistema de PBB. Es fundamental conocer los gradientes de presiones para realizar una buena programación de la perforación. Estos gradientes son Presión de Poro, presión de fractura y presión litostatica. Estos tres gradientes se grafican y el fluido se diseña para tener el todo momento un gradiente hidrostático por debajo del gradiente de presión poral.
Toda aquella operación de perforación en la que se produce la afluencia de fluidos de la formación hacia el pozo, mientras se circula y se mantiene controlada la presión en superficie.
Podemos considerar que es el proceso de perforación donde se diseña de tal forma que la presión que ejerce el lodo o fluido de perforación (Presión Hidrostática) es menor que la presión de formación que se está atravesando, induciendo así un aporte continuo de fluidos desde la formación hacia el pozo. Principio y conceptos: A pesar de no ser una técnica tan común como la perforación sobre balance, la perforación bajo balance se lleva a cabo cuando la presión ejercida en el pozo por la presión hidrostática sobre la formación es menor que la presión de formación. Entonces: Siendo Ph= Presión hidrostática de la columna de lodo. Pf= Presión de la formación. Dp= Ph-Pf = Variación de presión. Cuando Ph>Pf => Condición del pozo en sobre balance => Dp(+) Ph=Pf => Condición en equilibrio o balanceado => Dp(0) Ph Condición del pozo en bajo balance => Dp (-). Cuando el pozo esta en bajo balance, los fluidos de la formación pueden ingresar al pozo ya que su presión es mayor, esto se conoce como presión diferencial negativa. La perforación bajo balance previene daños de formación por ingreso de lodo a zonas productivas que a veces se produce cuando se perfora de manera convencional o sobre balance. Un Dp (-) favorece el ingreso de fluido de formación hacia el pozo. Este fluido puede ser agua, gas o petróleo o una combinación de los tres que se mezcla con el lodo de perforación y sale a superficie durante la circulación, este efecto también favorece el acarreo de recortes (cutting) a superficie, mejorando la limpieza del anular e incrementando la penetración (ROP) del trepano, aunque si no esta bien controlada puede producir derrumbes en la pared del pozo. Esta técnica se utiliza PRINCIPALMENTE en pozos que se perforan en yacimientos deplatados, es decir yacimientos maduros que han sido explotados mucho tiempo y la presión original del reservorio esta muy disminuida. Técnicas de Perforación Bajo Balance.: Es la técnica que permite perforar con la presión hidrostática del fluido en el pozo menor que la presión de la formación, para lograr esto sus mecanismos pueden ser: Natural: Es cuando se utilizan fluidos de baja densidad, como agua, aceite, o gas.
Inducida: Esta operación se realiza cuando se aligera la columna de fluido en el pozo utilizando nitrógeno (espuma) o aire (éste último elemento es sumamente peligroso usarlo cuando se mezcla con el gas natural de las formaciones productoras que pueden causar explosiones subterráneas). Monitoreo continuo y control preciso de los parámetros de perforación 1. Parámetros Convencionales (presión de bomba, caudal, ROP, etc.) 2. Perforación Con Presión Controlada: contrapresión (WHP), caudal de fluidos aportados y presión de fondo (BHCP). A medida que se ingresa en una zona sobre-presurizada, los parámetros de perforación comienzan a cambiar por lo que el personal de la compañía de bajo balance debe actuar de manera rápida y precisa para controlar el influjo y continuar la perforación. Riesgos: Los riesgos que se pueden tener durante la perforación de un pozo con la técnica de bajo balance, incluyen: pérdida de control del pozo, dificultad para el manejo de fluidos de perforación en superficie e inestabilidad en las paredes del pozo. Diseño de Fluido de Perforación: Uno de los aspectos más importantes para seleccionar el tipo de fluido de perforación es el gradiente de la presión de formación. Otro aspecto es lograr una condición segura en el manejo de sólidos en fluido de perforación, se busca la condición de cero sólidos en el fluido, para lo cual se necesita un buen equipo y personal experto en el manejo del equipo superficial, adicionalmente debe haber compatibilidad del lodo con la formación, tener en cuenta la viscosidad y el punto de cedencia entre otras propiedades de los fluidos. Equipo : Para establecer el control de la presión, se emplea equipamiento especifico el cual incluye: - Dispositivo de control rotativo (RCD). - Múltiple de estrangulación. - Equipo de separación. - Adquisición de datos de superficie. Funcionamiento básico del equipo: Cabeza de control rotativo: Uno de los componentes mas importante del equipo para perforar bajo balance es el dispositivo o cabeza de control rotativo (RDC). Esta compuesta por una parte estacionaria (en azul en el grafico), y una parte rotativa (en verde). En la parte rotativa se observa el elemento sellante para “Stripping” el cual soporta toda la presión del pozo al meter y sacar tubería. La separación de presiones en el cabezal se mantiene gracias a los sellos rotativos (en rojo).
La cabeza rotativa dispone de dos conexiones, una por la que retorna el fluido del pozo al sistema de separación y otra línea de ecualización que se conecta al RCD y carrete de perforación secundario debajo de la primer BOP de ariete de tubería. Este cabezal permite rotar, sacar o bajar la sarta al mismo tiempo que se esta circulando el fluido en bajo balance. Separador, piletas y manifold. La línea de retorno del fluido se conecta al sistema de separación de fases liquida, gaseosa y solida en superficie. La fase gaseosa se separa en los separadores de gases, la solida en las zarandas y centrifugas y la liquida se acondiciona e inyecta nuevamente al circuito. La presión de retorno se controla en el choke manifold que dispone de una válvula de control automático y otro manual. Uso del Top Drive en PBB. La utilización de Top Drive en perforación bajo balance, tiene varias ventajas entre las cuales podemos citar las siguientes: A) Permite perforar efectuando una conexión en lugar de tres, con esto se reduce el tiempo y se incrementa la seguridad en las operaciones. B) En el caso de perforar con liquido aireado (nitrógeno), se desperdicia menos nitrógeno al hacer la conexión. C) Perforar con tubería a través de la cabeza rotatoria, permite mayor sello por su forma geométrica y aumenta considerablemente la vida de los sellos y rodamientos de la cabeza de rotación. D) Permite mayor excentricidad entre la rotaría y los preventores, por tener un punto de giro muy por arriba del piso de perforación, y operar con menos esfuerzo el giro de la sarta. E) Se puede estabilizar el pozo durante los viajes o perforando, hacia arriba o hacia abajo con rotación y circulación. F) Permite menos esfuerzo físico para el enganchador durante los viajes y para el personal de boca de pozo al hacer las conexiones. G) Reduce los problemas de pegaduras al permitir la rotación y circulación ascendente. H) Reduce los costos de perforación. I) Reducción del número de conexiones. J) Se tiene un mejor control y estabilización de las condiciones de operación, al suspender la circulación para hacerla conexión. Ventana operativa del sistema de PBB. Es fundamental conocer los gradientes de presiones para realizar una buena programación de la perforación. Estos gradientes son Presión de Poro, presión de fractura y presión litostatica. Estos tres gradientes se grafican y el fluido se diseña para tener el todo momento un gradiente hidrostático por debajo del gradiente de presión poral.