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Para poder diseñar pozos seguros se requieren conocimientos avanzados respecto a la presión de poro y gradiente de fractura, ya que para perforar un agujero hidráulicamente estable se debe mantener el peso del lodo de perforación dentro del margen entre el gradiente de fractura y la presión de poro.
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Contenido Introducción ........................................................................................................................................ 2
Diseño de Pozos para Aguas Profundas .............................................................................................. 3
Tecnología de doble gradiente ........................................................................................................ 4
Diseño de Tuberías de revestimiento. ............................................................................................ 4
Cementación en aguas profundas ....................................................................................................... 7
Clasificación y Funciones de los Cementos ................................................................................. 7
Razones para cementar ............................................................................................................... 8
Operación de perforaciones ................................................................................................................ 9
Hidratos ............................................................................................................................................. 16
Definición ...................................................................................................................................... 16
Estructuras ................................................................................................................................ 18
Fluidos de Perforación ...................................................................................................................... 20
Funciones del fluido de perforación ............................................................................................. 21
Propiedades................................................................................................................................... 22
Flujos Someros .................................................................................................................................. 27
Flujo en Aguas profundas .................................................................................................................. 28
Conclusión ......................................................................................................................................... 29
Bibliografía ........................................................................................................................................ 30
Introducción
Debido al incremento de la demanda de los hidrocarburos a nivel mundial, las empresas petroleras
han tenido la necesidad de extender su campo de exploración y producción hacia nuevos horizontes,
enfrentando nuevos retos para satisfacer la creciente necesidad de este valioso recurso no
renovable, porque no es concebible imaginar un mundo sin energía, por tal razón se han visto en la
necesidad de ampliar su visión hacia la extracción de hidrocarburos en aguas profundas, las cuales
actualmente aportan una producción de crudo de 6 millones de barriles de los casi 85 millones de
oferta mundial de aceite, lo cual significa casi un siete por ciento.
Diseño de Pozos para Aguas Profundas
Para poder diseñar pozos seguros se requieren conocimientos avanzados respecto a la
presión de poro y gradiente de fractura, ya que para perforar un agujero hidráulicamente
estable se debe mantener el peso del lodo de perforación dentro del margen entre el
gradiente de fractura y la presión de poro.
Los sedimentos pueden resultar subcompactados durante la depositación. Puede ocurrir
que las presiones de poro sean elevadas y que los gradientes de fractura sean bajos en
comparación con los de los pozos terrestres en las mismas profundidades, y que la
diferencia entre la presión de poro y el gradiente de fractura sea reducida. En algunos
proyectos, se necesita un número determinado de tuberías de revestimiento para controlar
los sedimentos someros y no consolidados, así como las zonas de transición más profundas
en las que no se puede llegar hasta el yacimiento. O bien, si se alcanza, el diámetro de la
tubería de producción que se podrá colocar dentro de la TR final es tan pequeño que el
proyecto se vuelve antieconómico, ya que la producción se ve restringida.
Antes de la perforación, la presión de poro se puede calcular a partir de otros elementos,
tales como velocidades sísmicas locales, la experiencia en perforación, las densidades del
lodo y las mediciones sónicas y de resistividad obtenidas en pozos cercanos. La validez de
las predicciones de la presión dependerán de la calidad de los datos utilizados, de la eficacia
del método empleado para calcularla y de la calibración con respecto a las presiones
medidas. Si bien no se realiza en forma habitual, para perfeccionar el modelo de la presión
de poro se puede actualizar con datos de calibración locales derivados de observaciones de
perforación, de registros obtenidos durante la perforación y de perfiles sísmicos verticales,
generados a partir de fuentes de superficie o de la sarta de perforación como fuente
acústica. A continuación una tecnología que ha mostrado utilidad en hacer factible la
aplicación de perforación en ventanas operacionales reducidas es la de doble gradiente.
Tecnología de doble gradiente Debido a la reducción de la ventana operativa en aguas profundas causada por el tirante de
agua se ha tenido que recurrir a la implementación de un nuevo método para la perforación
de pozos que sea más costeable y que permita la reducción del número de sartas de
revestimiento y una producción a altas tasas de flujo, denominando a este método como
tecnología de doble gradiente.
El objetivo de este método es reemplazar el gradiente único de presión por un gradiente
doble, este último consiste en que uno de los gradientes es tomado desde el equipo de
perforación al lecho marino y el otro desde el lecho marino al fondo del pozo. Con este
sistema se logra la disminución de la carga en el tubo ascendente.
Cuando se perfora convencionalmente en aguas profundas el riser es tratado como parte
del pozo y a medida que la profundidad del agua es mayor se incrementan las presiones en
el pozo. Sin embargo, cuando se usa los procedimientos de sistema de perforación con
gradiente doble, la profundidad del agua ya no es un factor que afecte la presión en el pozo.
Diseño de Tuberías de revestimiento. El diseño de la tubería de revestimiento se refiere a alcanzar la profundidad total de manera
segura, con la cantidad de sartas de revestimiento o "liners", económicamente efectivas.
Para permitir la perforación y completación de un pozo, es necesario “delinear” el agujero
perforado con tubería de acero/tubería de revestimiento. Una vez que esta esté en su lugar,
es cementada, soportando la tubería de revestimiento y sellando el espacio anular para:
· Reforzar el agujero.
· Aislar formaciones inestables/fluyendo/bajobalance/sobrebalance.
· Prevenir la contaminación de reservorios de agua fresca.
· Proveer un sistema de control de presión.
· Confinar y contener fluidos y sólidos producidos por perforación/completación/
· Actuar como conducto para operaciones asociadas (perforación, trabajos con linea de
acero, completación y más sartas de revestimiento y tubería) con dimensiones conocidas
(ID’s, etc.)
· Sostiene el cabezal de pozo y sartas de tubería de revestimiento adicionales.
· Sostiene el BOP y el arbolito.
Existen principalmente, 6 tipos de tubería de revestimiento instaladas en pozos costa
afuera:
· Tubería “Stove”, Conductor Marino, Tubería Superficial
· Sarta de Conducción
· Tubería Superficial de Revestimiento
· Tubería Intermedia de Revestimiento
· Tubería de Revestimiento de Producción o Explotación.
·”Liner”
Tubería “Stove”, Conductor Marino, Tubería Superficial
Tubería “Stove”: es utilizada en locasiones en tierra y es, ya sea introducida o cementada
en un agujero previamente perforado. La tubería protege el suelo inmediatamente debajo
de la base del equipo de perforación de la erosión causada por el fluido de perforación.
Conductor Marino: es una característica de operaciones de perforación costa afuera en
donde la columna de BOP está por encima del agua. Provee fuerza estructural y guía las
sartas de perforación y revestimiento hacia el agujero. Es usualmente introducido o
cementado en un agujero previamente perforado. La sarta ayuda a aislar formaciones de
poca profundidad, no consolidadas y protege la base de la estructura de la erosión causada
por el fluido de perforación.
Tubería Superficial: es usualmente introducida o cementada en un agujero previamente
perforado de una unidad de perforación flotante –en donde la columna de BOP está encima
del fondo marino. Una vez más la sarta aísla formaciones no-consolidadas y sostiene la base
guía para la columna de BOP/Arbolito/base de flujo y guía las sartas de perforación y
revestimiento, dentro del agujero.
Sarta Conductora
La sarta es utilizada para apoyar formaciones no-consolidadas, proteger arenas de aguas
frescas de ser contaminadas y reviste cualquier depósito poco profundo de gas. La sarta es
usualmente cementada a la superficie en tierra y al lecho marino costa afuera. Esta es la
primera sarta a la que se instala la columna de BOP. En caso de que se utilicen BOP’s de
superficie (es decir autoelevables) la sarta de conducción también sostiene el cabezal de
pozo, el arbolito y sartas de revestimiento subsecuentes.
Tubería Superficial de Revestimiento
Provee protección contra arremetidas para la perforación mas profunda, soporte
estructural para el cabezal de pozo y sartas de revestimiento subsecuentes y es muchas
veces utilizada para aislar formaciones problemáticas. La sarta se encuentra, ya sea
cementada a la superficie o en el interior de la sarta de conducción.
Tubería Intermedia de Revestimiento
Una vez mas esta sarta provee contra arremetidas para la perforación mas profunda y aísla
formaciones problemáticas que pudieran dañar la seguridad del pozo y/o impedir
operaciones de perforación. Una sarta de tubería intermedia de revestimiento es
comúnmente colocada cuando es probable que un pozo encuentre un influjo y/o perdida
de circulación en el agujero descubierto proveyendo de esta manera protección contra
arremetidas al mejorar la fuerza del pozo. La altura del cemento es determinada por el
requisito del diseño de sellar cualquier zona de hidrocarburo y de flujos de sal. El tope del
cemento no necesita estar dentro de la sarta superficial de revestimiento.
Tubería de Revestimiento de Producción o Explotación
Este es el nombre que se aplica a la tubería de revestimiento que contiene la tubería de
producción y podría estar potencialmente expuesta a fluidos del reservorio. La misma
podría ser extendida hasta la superficie como una sarta integral o ser una combinación de
un “Liner” de producción (7”) y la tubería de revestimiento de producción anteriormente
colocada (9-5/8”). El propósito de la tubería de revestimiento de producción o explotación
es la de aislar las zonas productoras, permitir el control de reservorio, actuar como un
conducto seguro de transmisión de fluidos/gas/condensado, a la superficie y previene
influjos de fluidos no deseados.
"Liner” o Tubería Corta de Revestimiento
Un liner será suspendido será colgado a corta distancia por encima de la zapata anterior y
será cementada a lo largo de toda su longitud para asegurar un buen sellado al aislar el
espacio anular. Muchas veces un empacador de “liner puede ser instalado como una
segunda barrera, por precaución. Pozos HP/H, que incorporan un “liner” largo podrían ser
cementados solo en la zapata y forzar el traslape. Los “liners” permiten una perforación mas
profunda, separar zonas productoras, de formaciones de reservorio y puede también ser
instalado para propósitos de la realización de pruebas.
Los “liners” de perforación son colocados:
· Para proveer una Zapata mas profunda
· Para aislar formaciones inestables
· Para lograr un perforación con tubería de revestimiento a menor costo
· Debido a limitaciones del equipo de perforación
Los “liners” de producción son colocados:
· Para completar el pozo a menor costo
· permitir un conducto de producción más grande para proveer un rango de elección para
la tubería.
· Debido a limitaciones del equipo de perforación
Cementación en aguas profundas El éxito de la terminación de pozos está relacionado directamente con la cementación
primaria del pozo, ya que si no hay una buena cementación se pueden presentar problemas
tales como inestabilidad en el agujero y en las tuberías, producción indeseada y mal
aislamiento zonal. Un problema de importancia en aguas profundas es la entrada de agua
durante las operaciones de cementación.
La entrada de agua puede impedir el fraguado del cemento, con lo cual se pone en peligro
la integridad del pozo. En aguas profundas es necesario encontrar un cemento que sea
capaz de resistir el flujo de agua pero que a la vez sea lo suficientemente liviano para no
provocar fracturas en las formaciones débiles. La clave consistía en encontrar un cemento
con un tiempo de transición corto (el período en que pasa del estado líquido al sólido) para
minimizar el intervalo durante el cual la resistencia es demasiado baja para resistir el flujo
de agua.
La solución fue utilizar una lechada nitrogenada para aguas profundas, este cemento
presenta un tiempo de transición corto y desarrolla rápidamente una alta resistencia a la
compresión, por lo cual impide que el flujo de agua penetre el sello del cemento. Como la
lechada tiene una fase gaseosa, la densidad del cemento se puede modificar mediante la
inyección de nitrógeno durante el mezclado, para crear una lechada liviana que no
provoque fracturas en las formaciones profundas y débiles.
Clasificación y Funciones de los Cementos
Las normas API establecen la clase de cementos a ser usadas en la industria del petróleo.
Las condiciones varían desde el punto de congelación hasta 700 °F (371.11°C) en pozos
perforados para la inyección de vapor.
Clase A: Es apropiado para ser usado desde superficie hasta 6000 pies (1828m) de
profundidad, cuando no se requieren propiedades especiales. Esta disponible sólo con
resistencia convencional a los sulfatos
Clase B: Suele ser usado desde superficie hasta 6000 pies (1828m) de profundidad, cuando
las condiciones requieren moderada a alta resistencia a los sulfatos. Esta disponible con
características de moderada y alta resistencia a los sulfatos.
Clase C: Se usa desde superficie hasta 6000 pies (1828m) de profundidad, cuando las
condiciones requieren alta resistencia a la compresión del cemento. Esta disponible con
características convencionales, moderada y alta resistencia a los sulfatos.
Clase D: Se recomienda su uso desde 6000 pies (1828m) hasta 10000 pies (3048m) de
profundidad, en condiciones moderadamente altas de presión y temperatura. Esta
disponible con características de moderada y alta resistencia a los sulfatos.
Clase E: Es apropiado desde 10000 pies (3048m) hasta 14000 pies (4267m) de profundidad,
en condiciones de alta presión y temperatura. Esta disponible con características de
moderada y alta resistencia a los sulfatos.
Clase F: Para ser usado desde 10000 pies (3048m) hasta 16000 pies (4876m) de
profundidad, bajo extremas condiciones de alta presión y temperatura. Disponible con
características de moderada y alta resistencia a los sulfatos.
Clase G: Se usa como un cemento básico desde superficie hasta 8000 pies (2438m) de
profundidad y puede ser usado con aceleradores y retardadores para cubrir un amplio
rango de profundidades y temperaturas de pozos.
Clase H: Para usar como un cemento básico desde superficie hasta 12000 pies (3657m) de
profundidad y puede usar aceleradores y retardadores para cubrir un amplio rango de
profundidades y temperaturas de pozos.
Clase J: Es empleado desde 12000 pies (3657m) hasta 16000 pies (4876m) de profundidad,
bajo condiciones extremadamente altas de presión y temperatura, o puede usarse con
aceleradores o retardadores, para cubrir un amplio rango de profundidades y temperaturas
de pozo.
Razones para cementar
-Soportar la sarta de casing y que el cemento se adhiera perfectamente a la formación y al
casing, (sello hidraulico impermeable)
-Sellar zonas de perdidas de circulación.
-Proteger el casing de la corrosión producidapor las aguas subterráneas.
-Prevenir surgencias (blow-outs) de la formaciones que están expuestas.
-Proteger el casing de las cargas y esfuerzos cuando se reperfora para profundizar un pozo.
-Prevenir el movimiento de fluidos entre zonas
Operación de perforaciones El proceso de planeación de un pozo costa afuera es similar a la planeación de un pozo en
tierra. Existen ciertos aspectos en los que existen diferencias significativas.
La planeación de un pozo es un proceso ordenado y bien definido. Requiere que algunos
aspectos de la planeación sean desarrollados antes de diseñar otros. La principal
consideración es la economía. Por lo tanto, la estimación y control del costo es un requisito
importante. Debe recordarse que aún en el proceso de planeación se lleva implícito el
concepto de optimización el cual exige el mayor beneficio técnico al menor costo posible.
Hidratos En el siglo XVIII ya se tenía conocimiento sobre los hidratos de gas y hasta hace no mucho
estos se consideraban curiosidades de laboratorio. El desarrollo de la industria del petróleo
comenzó a mostrar interés en los hidratos de gas en la década de 1930, cuando formaciones
de hidratos de gas bloquearon ductos en Kazakstán. En las décadas de los 60’s y 70’s, se
descubrió que los hidratos de gas no solo se pueden formar en regiones continentales
polares sino también en regiones del lecho marino donde los sedimentos en aguas
profundas corresponden a los límites continentales exteriores.
Los hidratos de gas se encuentran de manera natural en zonas glaciares y en el fondo de los
océanos, almacenando enormes cantidades de energéticos sin explotar, es por esto que
representan una futura fuente de energía para el mundo. Por otro lado, el interés en torno
a los hidratos de gas, nace a causa de que representan un conflicto para la industria
petrolera ya que causan problemas al momento de realizar operaciones de perforación de
pozos al atravesar zonas donde existen de forma natural y de igual manera generan
problemas en los ductos de transporte de petróleo, gas y agua, al formarse dentro de estos,
bloqueando el flujo de los fluidos, representando un riesgo considerable en las operaciones
de exploración y producción de pozos petroleros.
Definición Los hidratos de gas son compuestos sólidos cristalinos, en apariencia muy semejantes al
hielo, originados por la mezcla física de agua y gases ligeros (metano, etano, propano,
butano, dióxido de carbono, ácido sulfhídrico, entre otros) a partir de condiciones de
temperatura cercanas al punto de congelación (entre 1 - 4 °C) y presiones muy elevadas
(2090 -2940 psi.).
Para que se formen los hidratos, son necesarios cinco elementos que deben coexistir:
Baja temperatura.
Alta presión.
Gases de bajo peso molecular.
Agua. Tiempo.
Se requieren concentraciones adecuadas de gas para la formación de hidratos, para que las
moléculas de agua se acomoden formando estructuras ordenadas y que sirvan como
receptáculos para estas moléculas de gas. Los hidratos se forman cuando las condiciones
de presión, temperatura, concentración de gas, agua se combinan para darles origen.
Estos pueden formar estructuras estables, en sedimentos del fondo del océano a una
profundidad mayor a los 500 metros y en el permafrost o hielos eternos de los polos. En el
lecho marino y formaciones someras los hidratos de gas pueden servir de cementante o
éstos pueden formarse dentro de los poros de los sedimentos no cementados. Los hidratos
ocupan un considerable porcentaje de los poros en los sedimentos con alta porosidad.
La formación de los hidratos está regida por varios factores además de la concentración,
incluyendo la presión, el volumen de gas, la temperatura, llamados efectos PVT. Asimismo,
el porcentaje de formación de hidratos está determinado por los efectos combinados de
calor y transferencia de masa. Se requiere de un enfriamiento para eliminar el calor y dar
lugar a la formación de hidratos. Además de los factores antes mencionados, su formación
depende de las condiciones naturales para el crecimiento de los hidratos.
Por lo tanto la tasa global de formación de hidratos de gas, depende de:
Los efectos PVT.
Los efectos de transporte.
Los efectos de la reacción.
Estructuras
Se identifican tres tipos de estructuras determinadas a través del trabajo de Stackelberg
Davidson & Ripmeester. Estos hidratos de gas conforman celdas de tamaños diferentes.
Cada celda incluye un número fijo de moléculas de agua que están fuertemente unidas. Los
hidratos de gas están clasificados por la disposición de las moléculas de agua que definen
la estructura cristalina.
Existen tres tipos de hidratos comúnmente encontrados en el negocio del petróleo. Los
hidratos usualmente adoptan la estructura cristalográfica cúbica, con estructuras Tipo I o
Tipo II, raras veces se observa la estructura hexagonal o estructura Tipo H para el arreglo de
las moléculas de agua durante la formación de estos. La estructura creada depende
principalmente del tamaño de la molécula huésped.
Estructura Tipo I
La celda unitaria (la unidad mas pequeña de un hidrato de gas) de la estructura tipo I, consta
de un arreglo de 46 moléculas de agua, formando 2 cavidades de tamaño pequeño y 6
cavidades de tamaño mediano. Los gases incluidos en esta estructura incluyen metano,
etano, dióxido de carbono y sulfuro de hidrogeno.
Estructura Tipo II
La celda unitaria de un hidrato con estructura tipo II, consta de un arreglo de 136 moléculas
de agua, las cuales forman 16 cavidades de tamaño pequeño y 8 de tamaño grande. Los
gases comunes en esta estructura son gas natural, nitrógeno, propano e isobutano.
Estructura Tipo H
La celda unitaria de un hidrato con estructura tipo H, consta de un arreglo de 34 moléculas
de agua, que forman 3 cavidades de tamaño pequeño, 2 cavidades de tamaño intermedio
y 1 cavidad de tamaño enorme. En esta última cavidad, el hidrato puede almacenar
moléculas de gas huésped de una masa molecular grande, como lo son el butano y otros
hidrocarburos pesados. Los hidratos con estructura H son raros, pero se sabe que existen
en el Golfo de México, ya que ahí se encuentran reservas con hidrocarburos pesados que
por su migración natural a la superficie, dan lugar a la formación de los hidratos de gas con
estructura tipo H.
Fluidos de Perforación El fluido de perforación es un líquido o gas que circula a través de la sarta de perforación
hasta a la barrena y regresa a la superficie por el espacio anular. Hasta la fecha un pozo de
gas o aceite no se puede perforar sin este concepto básico de fluido circulante.
Un ciclo es el tiempo que se requiere para que la bomba mueva el fluido de perforación
hacia abajo al agujero y de regreso a la superficie. El fluido de perforación es una parte clave
del proceso de perforación, y el éxito de un programa de perforación depende de su diseño.
Un fluido de perforación para un área particular se debe diseñar para cumplir con los
requerimientos específicos. En general los fluidos de perforación tendrán muchas
propiedades que son benéficas para la operación, pero también algunas otras que no son
deseables. Siempre hay un compromiso.
Funciones del fluido de perforación 1.-Transportar los recortes de perforación y derrumbes a la superficie.
Los recortes y los derrumbes son mas pesados que el lodo.Por lo tanto,al mismo
tiempo que el lodo los empuja hacia arriba ,están sometidos a la fuerza de gravedad que
tiende a hacerlos caer hacia el fondo del pozo. La velocidad con que caen dependerá de la
densidad y viscosidad del lodo, asi como del tamaño, densidad y forma de la partícula. Si el
pozo no se limpia en forma apropiada,los sólidos se acumularán en el espacio anular
causando aumento en la torsión,el arrastre,y en la presión hidrostática.
2.- Mantener en suspensión los recortes y derrumbes, en el espacio anular, cuando se
detiene la circulación.
Cuando el lodo no esta circulando,la fuerza de elevación por flujo ascendente es
eliminada. Los recortes y derrumbes caerán hacia el fondo del pozo a menos que el lodo
tenga la capacidad de formar una estructura de tipo gel cuando no está en movimiento. El
lodo debe, por supuesto recuperar su fluidez cuando se reinicia la circulación.
3.-Controlar las presiones subterráneas de la formación.
Los fluidos de formación que se encuentran en las capas del subsuelo a perforar
están bajo gran presión,estas presiones deben balancearse a través de la PRESIÓN
HIDROSTATICA.
El control se logra manteniendo una presión hidrostática suficiente en el anular. La
presión hidrostática es directamente proporcional a la densidad del lodo y a la altura de la
columna de lodo.
4.-Enfriar y lubricar la barrena y la sarta.
A medida que la barrena va perforando el pozo y que la sarta rota,se genera
temperatura por fricción mas la temperatura que aporta la formación y algunas adicionales
como las que se dan por reacciones químicas de algún tratamiento. El lodo debe absorber
ese calor y conducirlo hacia fuera al circular. Este fluido, también ejerce un efecto de
lubricación en la barrena, y la tuberia de perforación en movimiento. Actualmente en
nuestros sistemas base agua se utilizan aditivos químicos especiales para mejorar las
propiedades de lubricación.
5.-Dar sostén a las paredes del pozo.
A medida que la barrena va perforando se suprime parte del apoyo lateral que
ofrecen las paredes del pozo, esta falta de apoyo se sustituye con el fluido de perforación,
de esta manera evitamos cerramiento del agujero y por ende resistencias y fricciones.
6.-Ayudar a suspender el peso de la sarta y del revestimiento.
Mantiene en suspensión la sarta y las tuberías de revestimiento, debido al empuje
ascendente del fluido de perforación, conocido también como EFECTO O FACTOR DE
FLOTACIÓN.
7.-Transmitir potencia hidráulica sobre la formación, por debajo de la barrena.
Esta se produce con la presión de bombeo del fluido de perforación a través de las
toberas de la barrena, con esta acción mejora la limpieza del agujero y aumenta la velocidad
de penetración. Actualmente esta trasmisión de energía se utiliza para operar motores de
fondo asi como en perforaciones direccionales.
8.-Proveer un medio adecuado para llevar a cabo los registros eléctricos.
Los fluidos de perforación generan la toma de información a través de registros
eléctricos al efectuarse con fluidos que no erosionan física o químicamente las paredes del
agujero y que propicien la conducción eléctrica, además de que presenten propiedades
similares a las de los fluidos de la formación.
Propiedades Son las características que debe reunir un fluido de perforación como condicionantes para
obtener los parámetros físico-químicos óptimos, a fin de alcanzar el objetivo de perforar y
terminar un pozo, las principales son: Densidad, Viscosidad, Salinidad, Potencial de
hidrógeno (pH), propiedades reológicas y tixotrópicas, filtrado, análisis de sólidos,
temperatura.
Densidad
La densidad de un fluido por lo general se expresa en Lbs/Gal ó Gr/Cc, cualquier
instrumento de suficiente exactitud para permitir mediciones de 0.1 Lbs/Gal, ó 0.01 Gr/Cc
puede ser utilizado. La balanza de lodos es el instrumento generalmente usado. La función
primordial de la densidad dentro de los fluidos de perforación, es la de contener las
presiones de formación, así como también dar sostén a las paredes del pozo.
Reología
Es la ciencia que se ocupa del estudio de los comportamientos y deformaciones de los
fluidos. La medición de las propiedades reológicas de un fluido de perforación es
importante en el cálculo de las pérdidas de presión por fricción, para determinar la
capacidad del lodo para elevar los recortes y desprendimientos (derrumbes) hasta la
superficie; para analizar la contaminación del fluido por sólidos, sustancias químicas y
temperatura.
Viscosidad
Es la resistencia interna al flujo o movimiento ofrecida por un fluido, la medición más simple
de la viscosidad es con el embudo de Marsh, este mide la velocidad de flujo en un tiempo
medido. La viscosidad de embudo es el número de segundos requerido para que 1000 ml
de lodo pase a través del mismo, el valor resultante es un indicador cualitativo de la
viscosidad del lodo.
La viscosidad plástica es afectada por la concentración, tamaño y forma de las partículas
suspendidas en el lodo. En general, al aumentar el porcentaje de sólidos en el sistema,
aumentará la viscosidad plástica. El control de la viscosidad plástica en lodos de
baja y alta densidad es indispensable para mejorar el comportamiento hidráulico en la
barrena sobre todo para lograr altas tasas de penetración. Este control se obtiene
por dilución, dispersión o por mecanismos de control de sólidos.
Viscosidad aparente
Como su nombre lo indica es un valor de la viscosidad simulada, es una función de la
viscosidad plástica y el punto de cedencia. Su valor puede estimarse de la siguiente forma:
Viscosidad plástica
Es la resistencia al flujo del lodo, causada principalmente por la fricción entre las partículas
suspendidas.
Punto de cedencia
Se define como la resistencia al flujo causada por las fuerzas de atracción electroquímicas
entre las partículas. Esta fuerza atractiva es a su vez causada por las cargas eléctricas
depositadas sobre la superficie de las partículas dispersas en la fase fluida del lodo.
Generalmente, el punto cedente alto es causado por los contaminantes solubles como
el calcio, carbonatos, etc., y por los sólidos arcillosos de la formación. Altos valores del
punto cedente causan la floculación del lodo, que debe controlarse con dispersantes.
Gelatonisidad
Entre las propiedades de los fluidos de perforación, una de las más importantes es la
gelatinización, que representa una medida de las propiedades tixotrópicas de un fluido y
denota la fuerza de floculación bajo condiciones estáticas.
La fuerza de gelatinización, como su nombre lo indica, es una medida del esfuerzo de
ruptura o resistencia de la consistencia del gel formado, después de un período de reposo.
La tasa de gelatinización se refiere al tiempo requerido para formarse el gel. El
conocimiento de esta propiedad es importante para saber si se presentarán dificultades
en la circulación.
La resistencia a la gelatinización debe ser suficientemente baja para:
a. Permitir que la arena y el recorte sean depositados en presa de Asentamiento.
b. Permitir un buen funcionamiento de las bombas y una adecuada velocidad de
circulación.
c. Minimizar el efecto de succión cuando se saca la tubería y de pistón cuando se
introduce la misma en el agujero.
d. Permitir la separación del gas incorporado al lodo.
Sin embargo , este valor debe ser suficiente para permitir la suspensión de la barita
y los sólidos incorporados cuando:
d.1. Se está agregando barita.
d.2. El lodo esta estático.
Temperatura
La importancia de tomar constantemente la temperatura se debe a que: En los fluidos de
perforación, cuando se incrementa la temperatura, aumenta la velocidad de las reacciones
químicas entre algunos componentes de estos fluidos. En fluidos contaminados con sal,
cemento y cal, el aumento en la temperatura produce serios daños en sus propiedades,
resultando difícil mantenerlos en óptimas condiciones.
En fluidos base agua, la velocidad de degradación de algunos materiales depende de la
temperatura. Muchos de los aditivos y dispersantes para controlar la pérdida de filtrado
fracasan o llegan a ser inefectivos a medida que la temperatura aumenta. Sin embargo en
los fluidos base aceite, la mayoría de los aditivos incrementan su efectividad con el aumento
de la temperatura.
Filtración
Cuando un fluido de perforación circula a través de una formación permeable, perderá
parte de su fase liquida hacia el interior de esa formación . Los sólidos del fluido se
depositarán sobre las paredes del pozo, creando una película que comúnmente llamamos
enjarre. El líquido que se pierde por filtración hacia la formación es el filtrado y la velocidad
relativa a la cual ocurre este fenómeno se conoce como la pérdida de fluido o filtrado. La
pérdida de fluido se afecta por la permeabilidad de la formación, por la presión diferencial
entre el lodo y la formación; así como por las características de filtración del lodo.
Los problemas que durante la perforación se pueden presentar a causa de un control de
filtración inadecuado son varios: Altos valores de pérdida de filtrado casi siempre dan por
resultado agujeros reducidos lo que origina excesiva fricción y torque, aumentos
excesivos de presión anular debido a la reducción en el diámetro efectivo del agujero
como resultado de un enjarre muy grueso, pegaduras por presión diferencial de la tubería
debido al aumento en la superficie de contacto entre esta y la pared del agujero; la
deshidratación del fluido de perforación, asi como la disminución en la producción potencial
del yacimiento.
Sistema de fluido base agua “politexa”
Diseñado para proporcionar agujeros estables durante la perforaciòn de formaciones
constituidas por arenas, lutitas deleznables e hidratables, evitando la incorporación
excesiva de sólidos en el sistema. Además esta diseñado para minimizar fricciones y
repasadas del agujero. Está Integrado con aditivos químicos de calidad con funciones
específicas como lo son los Polímeros, inhibidores de lutita, lubricantes, Dispersantes,
detergentes, Selladores de arenas no consolidadas.
Sistema de fluido espumado
Sistema de Fluido, utilizado para perforar formaciones constituidas de rocas carbonatadas
y que se encuentran severamente fracturadas. Formulado con aditivos químicos de calidad.
Este sistema de fluido ha sido aplicado exitosamente en pozos de la Región Sur. Con
inyección de Nitrógeno, se ha obtenido circulación en pozos donde se tenían intervenciones
de perforación ciega.
Sistema de fluido base aceite sin adición de agua libre de asfalto
Flujos Someros
Los riesgos someros son un reto a vencer, pues si no se tiene control de los mismos, estos
pueden significar la pérdida total del pozo. Estos son generados por que se establece una
diferencial de presión en arenas que fueron sometidas a una rápida o abrupta depositación
de sedimento.
La mejor manera de combatir los flujos someros, es analizar el fenómeno desde la etapa de
planeación y diseño del pozo:
– Trabajo en equipo
– Análisis de los estudios sísmicos
–Modelos de predicción de presión de poro
La escala utilizada para calificar cualitativamente la severidad de un riesgo somero de agua,
es la siguiente:
1.1. Insignificante. . Cuando el lodo y los recortes pueden caer en la parte baja de la base
guía, pero no en la parte superior.
2.2. Bajo. . Cuando los recortes y el lodo se desplazan desde la parte alta de la base guía y
caen hacia afuera por el lado de los puertos.
3.3. Moderado. . Un flujo que alcanzaría hasta tres metros (10 ft) por arriba de la base guía.
4.4. Alto. . Un flujo que alcanzaría por arriba de los tres metros (10 ft), y hasta 30.5 m (100
ft) por arriba de la base guía, vertiéndose hacia afuera por el lado de los puertos.
5.5. Severo. . Un flujo vertical fuerte, que alcanzaría arriba de los 30.5 m (100 ft) de altura,
por arriba de la base guía.
Flujo en Aguas profundas Cuando los operadores entraron por primera vez a las aguas profundas del Golfo de México
(más de 650 m [2,000 pies]), se sorprendieron por la presencia de arenas no consolidadas
entre los 100 y 1,650 m [300 y 5,000 pies] debajo del fondo marino. Estas arenas altamente
permeables están ampliamente referenciadas como flujos de agua somera, debido a que
están lo suficientemente geopresionadas para forzar el agua y la arena dentro de los pozos
que están a menor presión. Al reportarse por primera vez por la Shell Offshore, en el Golfo
de México, tales flujos también habían sido reportados en aguas profundas del oeste de
África, del sudeste de Asia y del oeste de las Islas Shetland.
Una falla en el control del flujo de estas aguas someras puede tener graves consecuencias.
Los costos económicos pueden variar desde 100,000 USD, en el caso de una cementación
forzada, hasta la pérdida total del pozo y de millones de dólares en inversión.
La presencia de estas zonas de flujo de aguas someras, sorprendió a los pioneros en aguas
profundas, debido a que el procesado tradicional de datos sísmicos estaba enfocado a
localizar posibles formaciones productoras de hidrocarburos, no a detallar la geología a
profundidades someras. Desde entonces, sabiendo qué buscar, las formaciones con flujos
de aguas someras se han mapeado mediante la integración de bases de datos sísmicas 2D
con 3D y otros datos. Así, se puede perforar alrededor de formaciones o localizaciones que
más tarde resultarán en trayectorias de pozos, a través de sus secciones más delgadas.
La característica que define a las formaciones con flujo de aguas someras, es un pequeño
margen entre el gradiente de fractura y el gradiente de presión de formación. Como
resultado, los operadores se acercan a ellas como posibles zonas con pérdidas de
circulación, mediante la colocación de una TR en la parte superior de la formación, de tal
manera que se pueda perforar con un fluido de perforación de menor densidad.El
procedimiento tiene los mismos inconvenientes que otras zonas de presión anormal
inesperadas. Por ejemplo, los diseños típicos de TR en el Golfo de México deben ser
alterados para incluir una sarta de TR intermedia, que de otra forma no sería necesaria. En
muchos casos, la perforación sin riser ya no es aplicable, una vez que la sarta extra se ha
instalado. El costo resultante de la TR, el cemento y el tiempo es significativo y casi siempre
resulta en una reducción del tamaño de la TR del diseño óptimo del pozo.El hecho de
conocer la zona problema no es ninguna garantía contra los problemas de perforación que
lo causan. Una vez que se asienta la TR arriba de esa zona, la perforación de la siguiente
etapa, especialmente en las secciones extendidas, se torna difícil y el asentamiento y la
cementación de la TR a través de las arenas no consolidadas generalmente es costoso y
técnicamente problemático. Tal y como sucede con los fluidos para perforarlas, las lechadas
de cemento deben estar balanceadas cuidadosamente entre la presión de fractura y la
presión de formación cuando se bombean. Este es un problema constituido por la química
del cemento.
Conclusión
En la construcción y durante la vida útil de un pozo petrolero, las tuberías de revestimiento
son importantes, para lograr el objetivo del pozo. En aguas profundas y ultraprofundas los
altos costos y la dificultad para acceder a los pozos, involucra mayores riesgos operativos,
y manejarlos de manera segura y eficaz por lo cual todo proceso de ingeniería recae en los
fundamentos técnicos. La selección apropiada de las tuberías de revestimiento es uno de
los aspectos más importantes en la programación, planificación y operaciones de
perforación de pozos.
Cada tubería tiene su propio objetivo dependiendo de la profundidad a la que se
encuentren en el pozo, pero el objetivo principal es proteger las zonas perforadas y aislar
las zonas problemáticas que se presentan durante la perforación. El diseño preliminar de
tuberías de revestimiento depende de un buen cálculo de la presión de poro y de fractura
a partir de la velocidad sísmica; así como del empleo de los márgenes de seguridad. El
diseño detallado depende de las cargas que actúan en las tubería de revestimiento como
tensión, colapso y estallido.
Bibliografía
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presión y alta temperatura.- México, 2009.- UNAM
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