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    Tomo09 tecnicas especiales de la perforacion Tomo09 tecnicas especiales de la perforacion Document Transcript

    • Técnicas Especiales de Perforación Técnicas Especiales de PerforaciónÍNDICE PáginaI. OPERACIONES CON TUBERÍA FLEXIBLE (T.F.) 3 Introducción 3 Componentes del equipo de tubería flexible 3 Dimensiones y características de la tubería flexible 3 Software 3 Aplicaciones 4 Consideraciones para perforar con tubería flexible 4 Experiencias de perforación con tubería flexible 5 Preguntas y respuestas 7II. PERFORACIÓN CON TUBERÍA DE REVESTIMIENTO 8 Introducción 8 Antecedentes 8 Equipo de perforación 9 Herramientas para perforar con tubería de revestimiento 10 Herramientas y accesorios para el manejo e introducción de la tubería 12 Procedimiento para el manejo de la tubería de revestimiento durante la perforación 12 Procedimiento para el manejo de la tubería de revestimiento durante la recuperación 13 Procedimiento para el manejo e introducción de la tubería de revestimiento para cementarla 13 Recomendaciones durante la perforación 14III. PERFORACIÓN BAJO BALANCE 15 Introducción 15 Ingeniería de diseño de la perforación bajo balance 15 Aplicación y casos generales de la perforación bajo balance 15 Consideraciones para seleccionar el fluido circulante a emplear 16 Tensión de arrastre 18 Barrenas e hidráulica 18 Proyecto direccional 18 Sarta de perforación 18 Equipo superficial 19 Equipo superficial de separación de fases 19 Equipo de estrangulación 22 Manejo de los fluidos producidos 22 Dispositivos de monitoreo a través de sensores y alarmas 23 1
    • Técnicas Especiales de Perforación Seguridad y ecología 23 Capacitación de personal 23 Consideraciones operativas 23 Preguntas y respuestas 25 Referencias 25IV. AGUAS PROFUNDAS 26 Introducción 26 Posicionamiento dinámico 26 Compensación de movimientos en la superficie 27 Compensador de movimiento vertical (CMV) 27 Métodos básicos del funcionamiento del compensador de movimiento vertical 28 Operación de un compensador de movimientos verticales 30 Sistemas de tensionadores de líneas guías en plataformas semisumergibles 30 Base guía temporal y permanente 30 Conductores marinos (riser) 32 Líneas de matar y estrangular 33 Junta telescópica 33 Efecto de flotación en conductores marinos riser 33 Sistema de tensionadores de riser marino en una plataforma semisumergible 34 Vehículo de operación remota (ROV) 36 Selección del sistema de exploración 36 Problemas de perforación en aguas profundas y ultraprofundas 37 Costos 40 Expansión del mercado 41 Preguntas y respuestas 42 Referencias 422
    • Técnicas Especiales de Perforación Técnicas Especiales de PerforaciónPreguntas y respuestas R: Deepstar en el Golfo de México, el PROCAP 2000 en Brasil, el AMJIG en el Reino Unido y el Programa1.-¿Cuál es la profundidad de tirante de agua paraconsiderar la perforación en aguas profundas? Noruego de Aguas Profundas. Técnicas Especiales GlosarioR: El criterio varía según los diferentes especialistasen el tema, pero se consideran tirantes de agua ma- RISER = Conductor marino de Perforaciónyores de 400 a 500 m. TLP = Plataforma de patas tensionadas2.-¿Cuál es la profundidad de tirante de agua a la SPAR BUOYS = Plataforma de mástil tipo boyaque se considera la perforación de agua ultra- CMV = Compensador de movimiento vertical PRESENTACIÓN GENERAL Conjunto de preventoresprofunda? ROV = Vehículo de operación remota Grúa y subestructura LWD = Registros continuos durante la perfora- La perforación de pozos cada vez resulta más riesgosa, Figuras 1 y 2R: Se considera de los 1500 m en adelante. ción profunda, costosa y se ve en situaciones más MWD = Medición durante la perforación comprometidas con el ambiente. Por eso es3.-¿Cuáles son los equipos especiales utilizados en BP = British petroleum cabeza indispensable utilizar algunas técnicas espe- inyectoralas unidades flotantes de perforación? FPSO = Barcazas flotantes de producción y alma- ciales, que nos permitan alcanzar los objeti- carrete de T.F. cenamiento vos de los programas de perforación en la bús- cabina de controlR: Stripper = Estopero preventores queda de hidrocarburos, con el mínimo de· Compensador de movimiento vertical (CMV) TF = Tubería flexible tiempo, máxima seguridad y al menor costo.· Conductores marinos TR = Tubería de revestimiento Este libro se ocupa de las siguientes técnicas· Tensionadores de las líneas guías RPM = Revoluciones por minutoR de perforación, a saber:· Tensionadores del conductor marino HD = Hydrill Vehículo de operación remota (ROV KELLY = Constante unidad de I. OPERACIONES CON TUBERÍA FLEXIBLE potencia STAND PIPE = Tubo vertical con múltiple de válvulas4.-¿Cuál es la tendencia de la perforación en aguas PDC = Barrenas Policristalinas Introducción unidad deprofundas y su importancia económica? DRILL COLLARS = Lastrabarrenas subestructura autoelevable bombeo SWIVEL = Unión giratoria En la última década la aplicación de la Tube-R: La perforación ha tenido un incremento en el CORRIDA= Introducción al pozo de tuberías o he- ría Flexible (T.F es uno de los aspectos más .) Figura 1. Diagrama de Tubería Flexible.ámbito mundial significativo en un periodo relativa- rramientas importantes de desarrollo tecnológico en lamente corto, creando nuevas oportunidades de de- IADC = Asociación internacional de contratistas industria petrolera. Tal es su importancia, que en la Dimensiones y características de la T.F.sarrollo. de perforación actualidad un buen número de pozos es interveni- PSI = Libras por pulgada cuadrada do con este sistema. De acuerdo con los principales fabricantes de tuberíaLas reservas mundiales descubiertas de yacimien- Ph = Presión hidrostática flexible, “Quality Tubing” y “Precision Tubetos en aguas profundas tiende a incrementarse con- PK = Presión del yacimiento Estos equipos intervienen en la perforación, termi- Technology” , ésta puede suministrarse en carretessiderablemente, son cifras impresionantes que nos nación y mantenimiento de pozos. Su facilidad de de 1” hasta 3 ½” y longitudes máximas de 25 mil pies.muestran que el desarrollo en aguas profundas no Referencias instalación, bajo costo y seguridad han permitidoes una frontera irreal, sino que representa el futuro ahorros significativos a la industria petrolera. En cuanto a peso y dimensiones, se enfrenta a lade la industria costa fuera. 1. Informe final del proyecto CDC-0406 "Asimilación limitante para conseguir los permisos de tránsito de la tecnología de perforación, terminación y repa- Aquí nos ocuparemos primordialmente de la utiliza- en las carreteras y a la capacidad de las embarca-5.-¿Defina qué es el posicionamiento dinámico en ración de pozos en aguas profundas" , Instituto Mexi- ción de la Tubería Flexible como un equipo de perfo- ciones para subirla en las plataformas marinas.una unidad flotante de perforación? cano del Petróleo, 1999. ración. Se hará una breve descripción del equipo en sí, componentes, herramientas de fondo, seguridad Las características que debe reunir la T.F son: .R: Es la técnica para mantener automáticamente la 2. Manual Offshore Operations por Ron Baker en de las instalaciones y aspectos económicos. Acero con bajo carbónunidad en una localización en el mar sin el sistema colaboración con International Association of Drilling Esfuerzo mínimo a la cedencia 70-80 000 psi.de anclaje, dentro de una tolerancia especificada por Contractors Houston, Texas y Petroleum Industry Componentes de equipo de Tubería Flexible (T.F) Tensión mínima de 80-90 000 lbs.el uso de vectores de empuje para contrarrestar las Training Service Canada 1985. Dureza máxima Rockwell de 22Cfuerzas de viento, olas y corrientes que tienden a 3. Revista Técnica Petroleum Engineer Internacional Unidad de bombeomover la unidad de la posición de interés. "DEEPWATER" Technology 1999. Unidad de potencia Software Carrete y tubería flexible.6.-¿En la actualidad, cuáles son los principales pro- 4. Información técnica recopilada de la S.S. Mata Cabina de control Petróleos Mexicanos cuenta con programas de cóm-yectos mundiales para perforar en aguas profundas? Redonda 1999. Cabeza inyectora puto para diseñar y operar durante la perforación42 3
    • Técnicas Especiales de Perforación Técnicas Especiales de Perforacióncon tubería flexible y entre otros los siguientes: Objetivo Expansión del mercadoModelo para flexion de tuberías (BUCLE 1).Modelo para diseñar sartas de tuberías de revesti- Perforar un pozo rápido, seguro y a bajo costo, Todos los nuevos desarrollos en estas tecnologías, han Estas cifras son impresionantes y nos muestran quemiento (CASING 2). se puede lograr ya que la T.F. no necesita conexio- fomentado el interés de las compañías petroleras por los desarrollos en aguas profundas no son una fron-Modelo para cementación de pozos (CEMENT 2). nes por ser continua, maneja menor volumen de desarrollar campos en aguas profundas y ultraprofun- tera irreal, sino que representan el futuro de la in-Modelo para esfuerzos en el agujero (CSTRESS 2). fluidos y acero que las tuberías de revestimiento. das. Como resultado, el mercado ha crecido masiva- dustria costa fuera.Modelo para arrastre y colapso de T.F (CTDRAG 1). . Asimismo evitan pegaduras ya que se tiene cir- mente en un periodo relativamente corto, creandoModelo para cambios en diámetro (CTGROWTH 1). culación continua. Al final esto redunda en bene- nuevas oportunidades de desarrollo, al mismo tiem- Hace veinte años, la perforación costa fuera noModelo para fatiga de T.F (CTLIFE 2). . ficios económicos. po que muchas de las operaciones convencionales enfrentaba problemas como la corriente cíclica yPaquete profesional para T.F. (CTPRO 1). costa fuera han ido decreciendo. los flujos en aguas someras que provocan granModelo hidráulico para pozo (HYDMOD 3). Otro aspecto importante a considerar y que se vuel- impacto en el éxito y los costos de la exploraciónModelo para esfuerzos triaxiales (TRIAX 1). ve pregunta obligada antes de dar cualquier paso Los hechos hablan por sí mismos. En 1998, existían y desarrollo de campos en aguas profundas. TodoModelo para control de pozos (WELCON 2). es ¿por qué utilizar un equipo de tubería flexible? cerca de 28 campos en aguas con tirantes de agua parece indicar que la nueva actividad de perfora- Por ser más económico al explotar formaciones so- mayores a los 500 m alrededor del mundo, produ- ción en aguas ultraprofundas enfrentará, de igualAplicaciones meras, con mejores condiciones de seguridad y mí- ciendo conjuntamente alrededor de 935 mil b/día. De manera, nuevos problemas. Pero la industria se nimo impacto ambiental. acuerdo a un reporte confiable, tan sólo las reservas beneficiará mejorando la seguridad y compartien-Entre las múltiples aplicaciones que tiene la tubería recuperables totales de esos mismos campos eran de do nuevas experiencias.flexible están: Existen consideraciones a tomarse en cuenta: la 8 mil 400 millones de barriles. Aún más importante, las metodología a seguir y la programación de la perfo- reservas mundiales de yacimientos descubiertas en aguas En las tablas 5, 6 y 7 se muestran algunas cifras rele-Limpiezas ración. profundas son de casi 43 mil millones de barriles con una vantes relacionadas con los desarrollos en aguas pro-Inducciones tendencia a ser de 100 mil millones de barriles. fundas.Estimulaciones MetodologíaCementaciones AGUAS PROFUNDASPescas Analizar la información disponible de pozos perfo-Terminaciones rados, recopilando todos los antecedentes como da- Tabla 5. Pronóstico de campos produciendo en aguas profundas entre 1998-2004Perforación tos históricos de perforación, columna geológica del Golfo de México Africa Lejano Resto del área de estudio, registros geofísicos, núcleos, Año (USA) Brasil Occidental Oriente Mundo TotalConsideraciones para perforar con T.F. gradientes de presión y de fractura y fluidos utiliza- 1998 16 11 0 0 1 28 dos etcétera. 1999 26 13 0 0 1 40 2000 35 15 2 0 2 54 2002 45 18 8 3 4 78 Diseño del pozo: analizar los 2004 53 21 12 5 5 96 requerimientos de producción Fuente: Deepwater Oil & Gas Monthly/SREA para que, con base en ello, se diseña la geometría del pozo. Tabla 6. Estimación de reservas mundiales probadas y probables en aguas profundas (MMBls) Infraestructura: con qué equi- Golfo de México América Africa Lejano po y accesorios se dispone (USA) del Sur Occidental Oriente Antártida Otros para desarrollar este método Probadas 6,500 17,000 8,500 8,000 - 3,500 alterno de perforación. Probables 12,000 15,000 15,000 21,000 18,000 5,500 Fuente: SREA Logística: este punto es impor- tante ya que conlleva un aho- rro significativo, si el suminis- Tabla 7. Porcentaje de campos futuros por método de desarrollo tro de materiales y accesorios Prof. (m) 300 350 400 450 500 600 700 800 900 1,000 1,500 2,000 2,500 se efectúa a tiempo. Plataformas 7 5 7 0 0 15 0 0 0 0 0 0 0 Plat. y equipo submarino 0 5 0 0 0 0 0 0 9 10 0 0 0 Perforación de Alcance Ejecución de la perforación y 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 Extendido la terminación: por ser la per- Sistemas flotantes de foración una operación relati- producción y 50 55 86 25 50 62 71 83 73 90 91 100 100 almacenamiento (FPS) vamente rápida es necesario Plat. y FPS 7 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 Figura 2. Perforación con T.F. contar con equipos de regis- Sistemas submarinos a 36 30 7 75 50 23 14 17 18 0 9 0 0 plataformas Fuente: Douglas-Westwood’s World Deepwater Report4 41
    • Técnicas Especiales de Perforación Técnicas Especiales de PerforaciónProblemas con la tubería de revestimiento Group) en el Reino Unido y el Norwegian Deepwater tros, parámetros de medición en tiempo real, para Barrena, motor de fondo, sustituto de flotación, dos Programme (Programa Noruego de Aguas Profundas), poder definir con oportunidad los pasos a seguir lastrabarrenas antimagnéticos, equipo de mediciónLa pegadura de tuberías de revestimiento representa están actualmente enfocados a calificar tecnología y durante el desarrollo de la intervención. durante la perforación (MWD), martillo hidráulico yun gran problema para cualquier equipo flotante, aun- técnicas para su uso en tirantes de agua de hasta 3 mil m. conector de tubería flexible.que es más crítico en equipos de posicionamiento di- Diseño de perforaciónnámico para aguas profundas. Por tal razón, estos La realidad no es tan simple, en tanto las condicio- Conexiones superficiales de control: deben ser acor-equipos toman precauciones especiales cuando se van nes de aguas profundas no son las mismas en todo En este punto, el diseño se lleva a cabo de manera simi- des a las presiones esperadas en el yacimiento ya introducir tuberías de revestimiento, como mante- el mundo. Las condiciones encontradas en el mar- lar al que se realiza para perforar con un equipo conven- contar como mínimo de un preventor doble con arie-ner un técnico electrónico en el cuarto de control del gen del Atlántico -frecuentemente con proyectos no cional, considerando los siguientes parámetros: tes de corte y ciegos. Carrete con salidas lateralesposicionamiento dinámico, un electricista en el cuarto tan profundos como los del Golfo de México, Brasil para la línea de flujo y estrangulador ajustable.de control del generador, el técnico de perforación en o el Oeste de Africa- pueden ser extremadamente Geometría del pozo: ésta se determina principal- Preventor cuádruple (con arietes de tubería, cuñas,el piso y al capitán monitoreando las condiciones cli- difíciles de manejar, en términos de viento, oleaje y mente por la profundidad y diámetro requerido. Con corte y ciegos ) de acuerdo al diámetro de la tuberíamatológicas. Los arietes de corte para tuberías de re- corrientes, ya que generan fuerzas sobre los siste- base en estos parámetros, seleccionar el diámetro y estoperos adecuados.vestimiento que pueden cortar tuberías de 13 5/8 pg, mas flotantes de producción, en los risers asocia- de las barrenas, que va en relación directa a la tube-88 lb/pie, reducen los riesgos de desconexión de emer- dos y en los cabezales submarinos. Por ejemplo, en ría de revestimiento que se requiera y a los asenta- Experiencias de perforación con T.F.gencia cuando se tiene tubería de revestimiento den- el invierno estas fuerzas son mayores 10 veces a mientos de la misma.tro del arreglo submarino. las generadas en el Golfo de México. Brithish En la región Norte se han perforado cinco pozos con Petroleum tiene experiencia de primera mano sobre Profundidad desarrollada: tomando en cuenta que el equipo de T.F uno en la Unidad Operativa Poza .,El colapso de la tubería de revestimiento también estas condiciones en los campos Foinaven y la perforación es con tubería flexible se debe consi- Rica el Acuatempa 27 y cuatro en la Unidad Operativaha sido un problema en aguas profundas. En oca- Schiehallion, al oeste de Shetland. Sin embargo, esta derar, por seguridad, un mínimo de 220 m. de tube- Altamira (Franco Española 1, 11, 36 y Troncoso 108).siones, debido a que fue introducida sin llenar la compañía experimentada aún está aprendiendo de ría flexible extra en el carrete. Los resultados se muestran en la tabla 1.sarta de tubería de perforación utilizada para intro- lo que esta región es capaz.ducirla. Normalmente, esto ocurre cuando la tube- Barrenas: con base en la experiencia para perforar MWDría de revestimiento es llenada pero la tubería de Además, alrededor del mundo, las condiciones del formaciones suaves se recomienda utilizar barre- Pozo Bna. Hta. Direcc. T.F. H.Fdo. M/día Tipoperforación se mantiene vacía. fondo marino en áreas activas de aguas profundas nas tipo PDC (diamante policristalino); para las de- Acuatempa 5 7/8” MWD-LWD 2 3/8” 4 ¾” 16 Mwd Lwd Direccional Dir presentan otros serios problemas de equipo subma- más formaciones se debe seleccionar de acuerdo 27Requerimientos de personal rino y también los acuíferos someros han represen- al código IADC (Asociación Internacional de Con- Franco 5 7/8” MWD Mwd 2 3/8” 4 ¾” 40.7 Horizantal Hor tado serios problemas de estabilidad. tratistas de Perforación). Española 36La construcción de equipos para aguas ultrapro- Franco 5 7/8” MWD Mwd 2 3/8” 4 ¾” 65.9 Horizantal Horfundas está en su apogeo, lo que incrementará uti- Uno de los principales aspectos aún en estudio, es Fluidos de perforación e hidráulica: como en la per- Española 1lización en los próximos años. Podrían llegar a hacer fluir hidrocarburos multifásicos "calientes" por foración convencional, el fluido de control debe ser Franco 4 3/4” MWD Mwd 2 3/8” 3 5/8” 103.4 Direccional Dirrequerirse entre 5 mil y 6 mil personas para operar medio de líneas localizadas en aguas frías, a veces compatible con la formación, enfriar adecuadamente Española 11la flota de 25 a 30 equipos para aguas ultraprofundas. casi congeladas, a través de grandes distancias, lo que la barrena, tener capacidad de sustentación paraPor tanto será necesario entrenamiento especializa- resulta frecuentemente inevitable. La formación de acarrear el recorte, mantener la estabilidad de las Troncoso 5 7/8” MWD Electro 2 3/8” 4 ¾” 105 Horizantal Hor 108do, aun cuando muchas de las operaciones en es- hidratos y parafinas en las líneas ha provocado pro- paredes del agujero y un bajo contenido de sóli-tos nuevos equipos sean similares a las que se rea- blemas de flujo y taponamientos; pero la industria se dos. Dependiendo de las necesidades operativas, Tabla 1. Pozos perforados.lizan en los ya existentes. La industria debe recono- encuentra aún en busca de métodos de limpieza, aun- también se debe considerar el fluido para perfora-cer que es necesario un enfoque de capacitación que varias soluciones por medios químicos, métodos ción bajo balance y el uso de fluido espumado. En la figura 3 se observa cómo se desarrolló lapara asegurar que el personal tenga las habilidades de calentamiento/aislamiento de la tubería y otras in- curva de aprendizaje, conforme se fue adquirien-de realizar operaciones en aguas ultraprofundas de vestigaciones están tratando de vencer el problema. Trayectoria del pozo: ésta se adecuará a los requeri- do mayor experiencia en el manejo de T.F. duran-manera segura y eficiente. mientos del yacimiento, pues prácticamente no exis- te la perforación y ésta va desde 16 m /día hasta Sin embargo, en términos de sistemas de producción, te limitación en cuanto a cumplir con las trayecto- llegar a los 105.Costos la industria sigue confiando en la viabilidad tanto de rias diseñadas, debido a que se perforan las forma- los sistemas flotantes de producción, tales como las ciones con sarta navegable. Se realizó una comparación entre la perforaciónPor otro lado, resulta indispensable reducir los costos barcazas flotantes de producción y almacenamiento convencional y con T.F y se obtuvieron los siguien- .actuales de desarrollo de campos en aguas profun- (FPSO), las plataformas con piernas tensionadas (TLPs) En la práctica se ha observado que, en perforación tes resultados:das. Sin embargo, el que algunas compañías puedan y semisumergibles; así como en los sistemas subma- vertical, la inclinación del agujero no debe excederproducir ahora de manera económica en aguas de casi rinos. Los avances sistemáticos que han tenido en los los 2 grados. Costo / Beneficio2 mil m de tirante quizá no siga siendo sorprendente, últimos años estos dos campos de tecnología, frecuen-en tanto que los principales proyectos mundiales, temente interrelacionados, tienen un efecto directo en Herramientas de fondo: los componentes típicos de En la tabla 2 se observa un ahorro considerable acomo el DeepStar en el Golfo de México, el PROCAP la capacidad de los operadores para accesar las reser- una sarta de perforación son: este respecto.2000 en Brasil, el AMJIG (Atlantic Margin Joint Industry vas en aguas profundas.40 5
    • Técnicas Especiales de Perforación Técnicas Especiales de Perforación tres preventores simultáneamente pueden operar- Problemas de control de pozos M /día se a través de una línea hidráulica temporal propor- cionada por el ROV. Esto suministra redundancia, Pérdidas de presión por fricción aunque se pueden requerir varias horas para lanzar 120 el ROV. En pozos en aguas ultraprofundas, las pérdidas de presión por fricción provocadas por la circulación a Existen sistemas de control, llamados de "hombre través de estranguladores y líneas de matar, son ma- 100 muerto" , que cierran el pozo si se pierde potencia yores que las generadas en pozos en aguas someras, eléctrica, hidráulica y comunicación con la superfi- esto se debe a la mayor longitud de la línea de matar y cie. El beneficio de este control es asegurar al pozo a las mayores viscosidades del fluido, provocadas por 80 y proteger el ambiente si hay una falla catastrófica las temperaturas más bajas. Muchos de los nuevos del sistema del riser. equipos diseñados para perforar en tirantes de agua 60 mayores a los 10 mil pies, utilizarán estranguladores y Con frecuencia, como un sistema de respaldo o líneas de matar con diámetros internos de 4 ½ pg en emergencia, se proponen los controles acústicos lugar 3 pg, que son los que se utilizan actualmente. 40 para los preventores. Aunque estos sistemas han Las líneas con diámetros internos mayores reducen la sido diseñados para funcionar bajo condiciones nor- contrapresión aplicada al pozo cuando se circula y 20 males de aguas profundas, existe preocupación de permiten mayores gastos de circulación. que el ruido provocado por un reventón en el pozo, enmascare la señal acústica de control y haga inúti- Formación de hidratos 0 les a estos sistemas. Acuatempa Franco Franco Franco TRONCOSO Los pozos en aguas ultraprofundas son más suscepti- Problemas de manejo de los Risers bles a la formación de hidratos por sus temperaturas Española Española Española más bajas que las encontradas en los tirantes conven- 27 36 1 11 108 El sistema de manejo de risers para aguas ultrapro- cionales de perforación costa fuera y la mayor colum- Figura 3. fundas debe desplegar, controlar y recuperar el riser, na hidrostática generada hace más difícil inhibir las el cual puede tener un periodo axial natural cercano condiciones de formación de hidratos. Los hidratos Con relación a los fluidos de perforación y tuberías al periodo de tirón del equipo. Al igual que los otros pueden ser un problema tanto en el agujero como en de revestimiento utilizados, tanto en diseños con- sistemas de los equipos para aguas ultraprofundas, el exterior del arreglo en pozos ultraprofundos. La Concepto Equipo Ahorro éste esta diseñado para desconexiones de emergen- mayor parte de los problemas por formación de conv. T.F. vencionales como con T.F se observa una reduc- ., % cia. Además, después de la desconexión, el riser hidratos que se enfrentan durante la perforación, ocu- ción del orden del 50 por ciento véase figura 4. Volumen de fluido 100 57 43 debe quedar liberado y sin carga hidrostática gene- rren después de un periodo en que no exista circula- rada por la densidad del lodo. Los tensionadores del ción. El método del perforador para circular brotes, Tubería de revestimiento 100 54 46 Diseño con Eq. Convencional Diseño con T.F. equipo, deben mantener un ángulo mínimo del riser que no requiere esperar para densificar el fluido de para reducir el desgaste potencial del mismo y del control puede reducir la posibilidad de que se formen. Menos personal 100 46 54 13 3/8” m. equipo de perforación en general. Circular el agujero proporciona una verdadera inhibi- 12 1/4” 9 5/8” 20m 17 1/2” de 2 a 10 m. ción cinética y agrega calor proveniente del equipo y Reducción de la localización 100 20 80 Otro gran problema es la predicción exacta del de las bombas. 9 5/8” 150 m. 8 1/2” 7” 150m comportamiento del riser liberado y colgado, es- 12 1/4” Mínimo tiempo de 100 33 77 pecialmente durante tormentas. El arrastre ejer- Los diseños del sistema de cabezal y de las conexio- instalación cido sobre el riser depende del movimiento de la nes han sido mejorados para minimizar la forma- embarcación y del perfil de las corrientes, lo que ción de hidratos en y alrededor de los preventores Menor en tiempo manejo 100 72 28 5 7/8” de TP 8 1/2” 7” 1500 m. ó 4 3/4” 4 1/2”ó 3 1/2” varía significativamente en toda su longitud. El in- submarinos. 1500 m dicador de peso con un riser libre de 6 mil pies Menor volumen de lechada 100 57 43 varia de 800 a 1,200 kip (1 kip = 1000 lbs.). Ade- También el fluido caliente circulando en los Figura 4. Geometría de Pozos más, como la tensión acumulada en el riser se preventores a un gasto máximo ha derretido los Reducción en tiempo 100 23 77 libera rápidamente durante una operación de des- hidratos que se habían congelado en el conector de de perforación Fluidos conexión de emergencia, la secuencia de desco- los preventores. Sin embargo, algunos pozos se han Menor tiempo en ejecución 100 75 25 nexión se diseña para permitir que los tensiona- tenido que abandonar permanentemente, cortando de obra dores levanten el LMRP del arreglo de preventores la tubería de revestimiento, porque el conector no 1ª etapa 11,252 l. 1ª etapa 5,418 l. Tabla 2. Ahorro en perforación 2ª etapa 54,187 l. 2ª etapa 25,447 l. y evitar que estén en contacto. pudo ser liberado debido a los hidratos.6 39
    • Técnicas Especiales de Perforación Técnicas Especiales de Perforaciónritmo de actualización más lento que SBL o USBL. dinámico se moverán de la localización, alejándose Tuberías de revestimiento Ser competitivos nacional e internacionalmente,Todos los sistemas de referencia de posición acústi- de la trayectoria de la tormenta. El tiempo que se estar actualizados en tecnología de punta y per-cas requieren múltiples hidrófonos y transductores necesita para asegurar el pozo y recuperar el riser 1ª etapa 10,323 kg. 1ª etapa 6,370 kg. forar al menor costo posible.para una adecuada redundancia del sistema. Los de puede obligar a comenzar los procedimientos de 2ª etapa 63,697 kg. 2ª etapa 20,426 kg.referencia acústicos también son sensibles a las ca- abandono antes de tener la seguridad de que lapas termales que hay en las columnas de agua o a tormenta afectará la localización. Respecto a la distribución del equipo en una locali-los cambios significativos en salinidad. El ruido ge- zación terrestre, el área necesaria es de 25 x 32 m. ynerado por el movimiento de la embarcación (pro- Problemas de control de los preventores para un equipo convencional es de 100 x 100 m.vocado por el oleaje) o por otras fuentes acústicas figura 5 y 6, el movimiento del equipo se reduce depuede provocar fallas operativas. Los equipos para aguas ultraprofundas requieren siete a dos días y comprende desmantelar, trans- de preventores eficientes. En una falla del siste- portar e instalar.Los de posicionamiento operados vía satélite utili- ma de posicionamiento, aquéllos deben asegurarzan una tecnología llamada "Sistema Diferencial de el pozo y liberar el riser antes de que las condi- Preguntas y RespuestasPosicionamiento Global" (DGPS). Un proveedor co- ciones meteorológicas hagan fallar a éste o al pozomercial debe proporcionar un factor de corrección mismo. Los equipos para aguas ultraprofundas 1.- ¿Qué ventajas se obtienen al perforar con tube-o "diferencial" para interpretar las señales de los sa- utilizan un sistema electrohidráulico múltiplex para ría flexible?télites. Por lo general, estas señales llegan al equi- control de los preventores. Las funciones del arre-po por medio de dos diferentes trayectorias. Ade- glo se controlan por medio de una señal eléctrica Ahorro en costo y tiempo de perforación así comomás, normalmente los equipos cuentan con dos re- enviada para liberar la presión hidráulica almace- menor impacto ambientalceptores DGPS para redundancia. nada en los acumuladores de los preventores sub- marinos. Durante una desconexión de emergen- 2.- ¿Qué ventajas obtenemos al utilizar nuevas tec- Figura 6 Equipo convencional adaptado para perforarPosicionamiento cia, se pueden realizar 47 operaciones del arreglo nologías? con tubería flexible. en 30 segundos. En el diseño y fabricación delAunque se pone mayor énfasis en el diseño y la re- sistema de control de los preventores, es impor-gulación de los sistemas de redundancia, la mayor tante analizar por completo fallas y efectos a finparte de los problemas de posicionamiento son erro- de eliminar puntos potenciales. El mejor métodores humanos. La experiencia, el entrenamiento, los para minimizar los problemas en el campo es com-procedimientos y el ambiente de trabajo son más probar de manera rigurosa el sistema, lo que in-importantes que el equipo o los sistemas para evitar cluye: pruebas de precalificación de cada uno de GRUA BURROSestos problemas. los componentes; así como del sistema, simulan- TR/DC PERRERA do condiciones ambientales. BOMBA DE LODOS DEProblemas ambientales RELEVO Conector inferior del riser (LMRP)Corrientes cíclicas TRACTOR SUBESTRUCTURA El componente más crítico del arreglo que debe fun-En el Golfo de México, es una zona de fuertes co- cionar durante una desconexión de emergencia es UNIDAD DE TFrrientes, cercanas a la superficie se han encontra- el conector LMRP Si esta conexión no se libera cuan- . ACCESOdo corrientes mayores a los cuatro nudos. La co- do el equipo se mueve de la localización, puederriente cíclica provoca problemas de posiciona- dañarse al riser, al arreglo de preventores, al cabezal BOMBAmiento y de manejo de risers. La mayor fuerza am- y a la tubería de revestimiento conductora. Para evi- KOOMEY DE LODOS ESTRANGULADORbiental resulta cuando el viento y la corriente cí- tarlo, es necesario realizar, previamente, una prueba PRESASclica se encuentran desfasados 90°. Aun si el equi- de campo del sistema de desconexión de emergen- PRODUCTOS UNIDAD DE QUIMICOSpo se mantiene en posición, la corriente cíclica cia. Otro aspecto crítico es el alineamiento para una POTENCIApuede generar un ángulo en el riser, el cual no reconexión del conector.permite perforar. GENERADOR Otros sistemas para control de preventores AGUA CONTENEDORAbandono por huracán La mayor parte de los arreglos de preventores paraCuando se está operando en aguas profundas el aguas ultraprofundas cuentan con el apoyo de ve- COMBUSTIBLEabandono por huracán es preocupación importan- hículos operados a control remoto (ROV) para inter-te. Por lo general, los equipos de posicionamiento venir. Normalmente, ambos conectores y de dos a Figura 5. Distribución de equipo.38 7
    • Técnicas Especiales de Perforación Técnicas Especiales de PerforaciónII. PERFORACIÓN CON TUBERÍA DE REVESTI- lo que se conoce como práctica de perforar con tu- Por ejemplo, Shell señala que la mayor parte de sus generadores, los alimentadores de combustible y deMIENTO bería de revestimiento. desarrollos en el Golfo de México tienen pozos que agua de enfriamiento, así como los sistemas de ma- producen un promedio de 20 mil bl/día; con el desa- nejo de energía, distribuidores y generadores deIntroducción Antecedentes rrollo del campo Bonga, en Africa, se espera que al- energía continua deben estar diseñados para ser gunos pozos lleguen a tener producciones de más confiables y configurados para la redundancia.La tecnología emergente de la perforación de po- La Cuenca de Burgos corresponde al Distrito Reynosa de 40mil bl/día. Esto ha sido fuertemente apoyadozos empleando la Tubería de Revestimiento (Casing en la zona noreste de la República Mexicana (Figura por los avances que ha logrado la industria en mate- Todos los equipos deben tener la capacidad de iden-Drilling) se encuentra en etapa de prueba con bue- 7). Se caracteriza por ser un yacimiento productor de ria de diseños de terminaciones, perforación hori- tificar y estar preparados en cualquier momento sinos augurios para ser una tecnología rentable. gas. Entre los campos que componen la Cuenca de zontal y multilateral. se presenta una falla en el sistema de posicionamien- Burgos se encuentra el campo Arcabuz- Culebra, que to dinámico. Los problemas más serios de los siste-Aquí se describe la experiencia realizada en la Cuen- tiene una producción promedio diaria de 404 MMPCD, Debido al número creciente de equipos de perfora- mas de posicionamiento dinámico son el drive-offca de Burgos utilizando la T.R. como tubería de per- donde la producción por pozo varía de 2 a 4 MMPCD. ción para aguas profundas disponibles para explorar (desviación) y el drift-off (la deriva). Durante el drive-foración. estas áreas y al avance continuo en las tecnologías de off, el equipo es accionado hacia una posición lejos Dentro del campo ARCABUZ-CULEBRA se perforan perforación, se predice por ejemplo, la llegada de la del pozo, ocurre cuando el sistema de posiciona-La industria de la perforación, como toda empre- formaciones compuestas de lutitas y arenas del perforación sin risers en un futuro cercano. miento dirige al equipo lejos de la localización. Pue-sa preocupada por su perma- de ser provocado por una mala interpretación delnencia en el mercado, tiene Conceptos tales como la perforación sin risers y los sistema. El drift-off sucede cuando el equipo pierdeentre sus principales objeti- equipos de perforación submarinos pueden parecer potencia y las fuerzas ambientales lo empujan fueravos estar a la vanguardia en ciencia-ficción en este momento, pero se dijo algu- de la localización. En ambas situaciones, losla tecnología de perforación NUEVO LAREDO na vez lo mismo acerca de los sistemas LWD y MWD preventores deben cerrar el pozo y al riser antes depara ser competitiva en los (registros y medición durante la perforación, respec- que el sistema del mismo, el cabezal o la tubería demercados nacional e interna- tivamente). revestimiento sufran daños.cional, considerando que todaincorporación de tecnología La capacidad de realizar mejores caracterizaciones Manejo de energíadeberá de ser encaminada a y predicciones subsuperficiales también hace me-reducir los costos y/o a incre- ÁREA nos riesgosas estas operaciones, y posiblemente los El manejo de energía es clave para minimizar la po-mentar las utilidades de los OCCIDENTAL estudios sísmicos para encontrar y caracterizar ya- sibilidad de un apagón que el drift-off pueda provo-clientes. En este entorno, se cimientos y reservas sea la herramienta más efecti- car. Este sistema ha sido diseñado para que,decidió utilizar tubería de re- NVA. CIUDAD va para la exploración en aguas profundas. automáticamente, ponga en línea a los motoresvestimiento durante la perfo- GUERRERO cuando sea necesario, debido a variaciones de co- MIGUEL ALEMÁNración. MIER CAMARGO Problemas de perforación en aguas profundas y rriente. El sistema de manejo de energía está confi- VALADECES G. DIAZ ORDAZ ultraprofundas gurado para darle preferencia a los sistemas de po-El cambio básico consiste en sicionamiento antes que a cualquier otro, como po-eliminar la sarta de perforación CERRALVO REYNOSA RIO BRAVO En aguas ultraprofundas los pozos serán perfora- dría ser el piso de perforación o las bombas de lodo.y sustituirla por tubería de re- LOS HERRERAS MATAMOROS dos con equipos de posicionamiento dinámico. El sistema de manejo de energía debe identificarvestimiento. De acuerdo a la Aproximadamente se han perforado 58 pozos en efectivamente la potencia disponible y la consumi-perspectiva de las compañías GENERAL BRAVO aguas con tirantes mayores a los 5mil pies. Aunque da, con el fin de mantener un margen de la primeraque han utilizado este método CHINA este tipo de perforación ha sido, en general, de tipo adecuado para mantener el equipo en la localización.de perforación, han logrado un ÁREA V. HERMOSO exploratorio, esto cambiará conforme más compa-ahorro en el costo de 7 y 10 por CENTRAL ÁREA ñías empiecen a desarrollar las grandes reservas Sistemas de posicionamiento dinámicociento en el tiempo total de ORIENTAL descubiertas. NUE VO LE ÓNperforación. Los sistemas de posicionamiento dinámico utilizan Problemas de posicionamiento del equipo procedimientos de referencia de posición acústicosEn la Cuenca de Burgos, se rea- y satélites. Los acústicos incluyen líneas de fondolizó la adecuación de un equi- T A Para mantener el equipo en su localización se utili- largas (long-baseline, LBL), de líneas cortas (SBL) y M SAN FERNANDO GOLFOpo para poder perforar rotando A U zan sistemas redundantes computarizados de posi- de líneas ultra cortas (USBL). Generalmente, los LBL L DEla tubería de revestimiento has- IP A cionamiento dinámico, que reducen el riesgo de son más precisos y tienen menos variaciones con- S MÉXICOta el objetivo y evaluar tanto la costosas interrupciones provocadas por incapacidad forme se incrementa la profundidad. Pueden propor-resistencia de la junta como la para mantener la posición. Los sistemas de posicio- cionar una precisión de un círculo de 3 pies compa-del tubo a los esfuerzos de tor- namiento dinámico más refinados cuentan con pro- rados con los SBL o USBL, que tienen precisionessión y arrastre, dando origen a Figura 7. Cuenca de Burgos. cedimientos de redundancia triple y están basados de 0.5 por ciento respecto a la profundidad del agua. en múltiples referencias de posicionamiento. Los Sin embargo, en aguas profundas, los LBL tienen un8 37
    • Técnicas Especiales de Perforación Técnicas Especiales de PerforaciónVelocidad de respuesta · Cuenta con seis lámparas de yoduro de cuarzo de terciario, el objetivo es continuar con el desarrollo y Plan de desarrollo 1999 - 2003 intensidad variable. explotación de la arena (W-4) productora del cam-El tensionador debe tener capacidad para respon- · Panel de control de movimientos verticales y hori- po, las arenas productoras en estos campos se en-der a la máxima respuesta pico del movimiento ver- zontales: Con rotación a 320° y movimiento vertical, cuentran a las profundidades promedio de: LOCALIZACIONES LOCALIZACIONEStical de la unidad flotante. Esta respuesta será igual con lectura de posición a control remoto en superficie. WILCOX MSo mayor a la máxima velocidad vertical instantáneadel movimiento del equipo, que excede el prome- Selección del sistema de explotación FORMACION PROFUNDIDADdio de la velocidad vertical del equipo. Por lo antes mencionado, un punto clave en el de- E. YEGUA AFLORA AÑO NO. DE AÑO NO. DELa máxima velocidad V, puede ser calculada supo- sarrollo de campos en aguas profundas es determi- E. COOK MOUNTAIN 300.0 POZOS POZOSniendo que las olas son senoidales: nar cuál sistema utilizar: flotante o submarino. El E. WECHES 800.0 1999 (58) 1999 (02) 2000 (55) 2000 (16) sistema flotante se ha desarrollado mucho en los E. Q. CITY 900.0 2001 (56) 2001 (16)V= Movimiento vertical (pies) x K / periodo (seg.) últimos años, aunque la industria petrolera está acep- E. REKLAW 1450.0 2002 (45) 2002 (34) tando que el sistema submarino o el submarino com- E. WILCOX 1850.0 2003 (24) 2003 (31)Cilindro doble acción, tipo compresión binado con el flotante tendrán que ser el medio para ARENA W-1 2100.0 SUBTOTAL SUBTOTAL (238) (99) alcanzar los campos ultraprofundos. ARENA W-2 2200.0 727$/    Este cilindro hidroneumático es de doble acción. La ARENA W-3 2370.0 Tabla 3. Equipo de perforación convencional.presión actúa en el área del pistón y lo obliga a ex- El auge de los proyectos en aguas profundas se debe ARENA W-4 2470.0tenderse. La fuerza de extensión es igual a la pre- a que de éstos, frecuentemente se pueden obtener Equipo de Perforación:sión multiplicada por el área del pistón. Por ejem- gastos de producción impresionantes, lo cual com-plo, un cilindro con diámetro inferior de 14 pg, pre- pensa evidentemente los altos costos de explora- La perforación de estos pozos tiene una duración • El equipo de perforación es convencional figura 8.siona sobre las 154 pg del área del pistón a 2 mil lb/ ción y desarrollo. La industria se está enfocando a aproximada de 24 días para un pozo vertical y 27pg2, la fuerza de extensión sería de 308 mil lb. obtener los mayores beneficios de sus actividades días para un pozo direccional, los tiempos de per- de exploración y producción, y factores tales como foración se han optimizado con el desarrollo delVehículo de operación remota (ROV) la producción por pozo, son los que están condu- campo. Los costos actuales son de $ 14 y 15 mi- ciendo a la industria al desarrollo de campos en llones para pozos verticales y direccionales, res-El vehículo de operación remota es una de las he- aguas profundas, a pesar de los riesgos involucrados. pectivamente.rramientas indispensables parala perforación de un pozo en Las propiedades del fluido requeridas para perforaraguas profundas en una unidad estos pozos son:flotante de perforación (figura38). A continuación se describenlas principales características ETAPA PROF. LODO DENSIDADtécnicas del ROV "Scorpio": m. gr/cc 1 150 base agua 1.15 - 1.20· Capacidad de trabajo: 1000- 1500 m; 2 1500 base aceite 1.43 - 1.45· Dimensiones Alto:1.57 m, An- 3 2900 base aceite 1.82 - 1.85 cho:1.49 m, Largo 2.74 m;· Cuenta con 5 propulsores.· Potencia hidráulica: 75 HP a Los datos del yacimiento son: 2500 psi, 36 GPM, 1000 VCA, 3 fases, 50/60Hz. Presión del yacimiento (W-4) 310 Kg/cm2· Televisión: Vídeo cámara Temperatura del yacimiento 136 °C SIT de alta resolución con Gasto pronosticado 6.0 mmpcd un nivel bajo de luz, la cá- mara suministra 525 líneas Figura 8. Equipo de perforación convencional. a 60 Hz, El programa para los próximos cinco años se ha es-· Tiene un lente con corrección tablecido para un mejor desarrollo del campo, así • El equipo deberá acondicionarse para utilizar una de enfoque y mecanismos como una programación que nos permita de mane- flecha (kelly) de 15 metros de longitud. Para lo para sus movimientos vertica- Figura 38. Vehículo de Operación Remota (ROV S.S. Mata Redonda). ra eficiente optimizar la explotación del mismo. cuál se necesitará modificar la profundidad del les y laterales.36 9
    • Técnicas Especiales de Perforación Técnicas Especiales de Perforación agujero auxiliar y aumentar la longitud del Stand do a los movimientos de la misma. El soporte tiene Capacidad de tensión Pipe y la manguera del cuello de ganso. que ser por tensión axial aplicada a la parte supe- rior del conductor y/o flotación a lo largo de la lon- Esta se determina para el máximo requerimiento de• La rampa deberá considerar la nueva longitud de gitud del conductor. Al incrementarse el tamaño del tensión. Varios tensionadores se utilizan en todos los la tubería, ver figura 9 conductor marino, la profundidad del agua, las con- sistemas de risers. Las unidades de tensionadores diciones del mar, la densidad del lodo, etc., también múltiples cuentan con gran capacidad y permiten la aumentan los requerimientos de tensión axial para operación segura con una unidad fuera de servicio proporcionar el soporte adecuado. o en mantenimiento. El cálculo de la tensión axial requerida es un pro- Carrera del cable de acero blema complejo de flexión de una viga con algunas variables. Esta solución matemática debe utilizarse La carrera del cable de acero del tensionador debe en todas las aplicaciones de campo; sin embargo, exceder el máximo movimiento vertical esperado de como regla general, para determinar una aproxima- la unidad de perforación flotante, mientras el conduc- ción de la magnitud de la tensión se utiliza el peso tor marino esté conectado al cabezal del pozo o a los del riser sumergido en agua y se considera la den- preventores. Hay que considerar los movimientos de sidad del lodo como factor de seguridad. mareas, ajustes al conectar el conductor marino y cam- bios en la condición de lastre de la unidad. La tensión nominal es la siguiente: T nominal = (peso del con- ductor marino en agua + peso del lodo de perfora- ción en agua) * 1.20 Este nivel de tensión man- tendrá el tramo inferior del conductor marino tensio- nado, al exceder el peso del conductor. Figura 10 Estiba en peines de TR de 5 ½". Los tensionadores nor- males que se usan son de 27 y 36 toneladas (60 mil y 80 mil lb) de capacidad por tensión. Estos son Figura 9. Reacondicionamiento de la rampa. usados en sistemas que se componen de 4, 6 y 8• Los peines de la changuera deberán abrirse en- tensionadores (ver figura tre 4 y 6 centímetros más que el diámetro ex- 37). Los tensionadores terior de la tubería de revestimiento a utilizar, del conductor marino son ver figura 10. operados mediante un mecanismo y el sistema• Se recomienda la implementación de un indica- debe tener capacidad dor de torsión como herramienta necesaria du- para monitorear conti- rante la perforación del pozo, ver figura 11 nuamente (sistema re- Figura 11 Indicadores de torsión. dundante) y funcionarHerramientas para perforar con tubería de revesti- eficientemente inclusivemiento: • Estabilizadores de 6 ½" x 8 3/8", ver figura 13. con un tensionador fuera • Lastrabarrenas (Drill Collars) de 6 ½" helicoidales, de servicio.• Barrena de 8 ½" PDC, ver figura 12. ver figura 14. Figura 37. Sistema tensionador del riser.10 35
    • Técnicas Especiales de Perforación Técnicas Especiales de Perforación corriente aumenta con el cuadrado de la velocidad y el diámetro del conductor marino. Esto quiere decir que el diámetro exterior de los cilindros adicionales de flotación debe reducirse al máximo. Se han usado cilindros de espuma y cámaras de ace- ro asegurados al conductor marino, aunque los pri- meros se deterioran rápidamente y requieren man- tenimiento constante. Uno de los requerimientos para los sistemas de conductores en aguas profundas, es que floten ´ neutralmente o ligeramente positivo, con la flota- ción distribuida a lo largo de una sección del con- ductor. Si una sección del sistema de conductor flota en exceso, la falla en una junta del mismo, lo enviará hacia arriba, como un cohete, a través del piso de perforación. Revisión analítica de sistemas de conductores Los análisis para el diseño de conductores mari- nos deben considerar los esfuerzos a que están sometidos: Figura 12. Barrena PDC de 8 ½". Figura 14. Lastrabarrenas helicoidales de 61/2". · Axial que se debe a la carga de los tensionadores, • Martillo de 6 ½". flotación del conductor, peso del conductor, den- • Junta de seguridad (Bumper) de 6 ½" sidad del lodo, fuerzas por corrientes marinas y • La tubería de revestimiento de 5 ½" 17 lb/pie N-80 fuerzas originadas por las olas. deberá ordenarse en rango 3 de acuerdo a la nor- · Radial es causado por la presión interna de la co- ma API 5CT, para que su longitud varie entre 13.90 lumna de lodo y por la diferencial de presión de y 14.50 metros. los cabeceos. • Las conexiones para esta tubería son Hydril Tipo · Fuerzas externas resultan de la presión hidrostática 521, ver figura 15 del agua. Sistema tensionador de riser marino en una plata- forma semisumergible El sistema normalmente cuenta con ocho tensiona- dores de conductor marino (80K) con carrera de 12.5 x 4 pies y capacidad de 80mil lb cada uno con po- leas de 52 pg y cables de 1 ¾ pg. Un conductor marino operado en un equipo de per- foración marina flotante fallará o se colapsará en ti- rantes de agua de 60 a 91 m. si no es soportado parcial o totalmente. El conductor está unido al fondo marino por medio del conjunto de preventores y no se puede unir fir- memente a la unidad de perforación flotante debi- Figura 13. Estabilizadores de aleta soldable. Figura 15. Junta Hydril tipo 521. Figura 36. Sistema del conductor marino.34 11
    • Técnicas Especiales de Perforación Técnicas Especiales de PerforaciónHerramientas y accesorios para el manejo e intro- • Colocar collarín de arrastre al tubo para izarlo. Cuando se detecta un brote poten-ducción de la tubería: • Subir la T.R. a la rampa. cial, se bombea lodo por la línea de • Repetir este procedimiento hasta completar 4 tra- matar hasta el conjunto de preven-• Elevador de cuñas para T.R. de 5 ½", verificar que mos en la rampa. tores para restablecer el equilibrio el ajustador del elevador sea del diámetro exte- de presiones en el agujero. Cuan- rior de la T.R. do se presenta gas en exceso, se• Collarín de arrastre para T.R. de 5 ½". cierra el preventor esférico y el de• Collarín de seguridad para T.R. de 5 ½". arietes alrededor de la tubería de• Cuñas para T.R. de 5 ½". perforación. El gas en el múltiple de• Araña de piso para T.R. de 5 ½". estrangulación se elimina usando la• Juego de 3 sustitutos de kelly, de una longitud de línea de estrangulación. 40 a 45 cm. de un material igual o equivalente al de la T.R. Junta telescópica• Juego de 4 tapones para manejo de T.R. de 5 ½" con la conexión Hydril Tipo 521. Existen dos tipos de juntas telescópi-• Calibrador para T.R. de 5 ½", 17 lb/pie. cas usada en los conductores marinos.• Guía de enchufe para T.R. de 5 ½" con conexión La más común es la de sistema de ten- HD-521. sión constante, debido a que su man-• Llave de apriete hidráulico con capacidad para T.R. tenimiento es más fácil y porque man- de 5 ½", ver figura 16. tiene una fuerza igual en los cables de• Juego de 2 válvulas de pie de 5 ½". acero conectados a la camisa exterior• Grasa API modificada para T.R. Figura 17. Colocación de tramos de TR en aguje- de la junta telescópica. Este método ro auxiliar. utiliza un sistema de guarnido debajo del piso de perforación. • Durante la perforación meter un tra- mo al agujero auxiliar, ver figura 17. Otro tipo de junta usa el sistema • Al terminar de perforar la longitud del tensionador axial directo. Este es un kelly, levantarlo y colocar cuñas y colla- mecanismo donde los sellos y el ani- rín de seguridad mientras no haya sufi- llo guía de la junta telescópica, están ciente peso en la tubería. diseñados para compensar por pre- • Desconectar el tubo del sustituto del kelly. sión interna y tiene la doble función • Aplicar grasa API modificada para T.R. de permitir el movimiento vertical de únicamente a los piñones de las roscas la unidad de perforación y actuar Hydril HD-521. como un pistón tensionador directo. • Apretar el sustituto del kelly manual- mente al tubo colocado en el agujero En el extremo superior de la junta te- auxiliar (agujero de ratón). Esto evitará lescópica, se instala un desviador de que se dañen las roscas por conectar la Figura 35. Conductor marino (riser). flujo mediante el cual, dependiendo tubería de revestimiento no alineada de la magnitud del cabeceo, se en- con el kelly. vía el lodo gasificado a la temblorina • Enroscar con el kelly spinner a baja a través de la línea de flote o las líneas de venteo a velocidad para evitar dañar las roscas Líneas de matar y estrangular babor, estribor, a popa o proa de la unidad. Figura 16. Llave de apriete hidráulico. hasta que se pare el mismo.Procedimiento para el manejo de la T.R. durante la • Apretar con las llaves del equipo de perforación Estas líneas corren a lo largo del conductor hasta Efecto de flotación en conductores marinos (RISER)perforación: hasta alcanzar 6 mil libras -pie, verificar apriete en el conjunto de preventores a la altura de la junta el indicador de torsión del equipo de perforación, esférica. Existen varios diseños, pero el más utili- En el conductor marino la máxima tensión ocurre• La tubería deberá de: Inspeccionarse, medirse y ver figura 18. zado consta de tubos con vueltas de 360° para en el extremo superior y disminuye con la profundi- colocarse en el orden correspondiente para utili- • Levantar el kelly junto con el tramo de T.R. para dar la flexibilidad requerida al extremo inferior del dad del agua. En aguas muy profundas se requiere zarse durante la perforación. alinearlo y finalmente conectarlo con la sarta de per- conductor marino. Las líneas de matar y estran- de algún tipo de flotación adicional para mantener• Instalar el tapón de manejo al tubo, en la cama de foración. gular ayudan a controlar los cabeceos evitando al sistema tensionador dentro de los límites prácti- tubería. • Bajar con el swivel y continuar perforando. que éstos se conviertan en reventones. cos. Se debe recordar que la fuerza de arrastre de la12 33
    • Técnicas Especiales de Perforación Técnicas Especiales de Perforación conductores marinos: los usados para opera- • Colocar cuñas de piso. ciones de perforación y los usados para ope- • Desconectar con llave hidráulica, hasta observar raciones de producción. que ha salido más de la mitad del piñón y ha brin- cado ligeramente. Componentes básicos de un sistema conductor • Levantar lentamente el piñón y girar un cuarto de marino para perforación vuelta hasta soltarse la rosca, para evitar que se enganche el diente de tipo serie 500. La sarta del conductor para una unidad de per- • Colocar el protector de rosca al piñón. foración flotante está compuesta normalmente • Ayudar al chango a mover la lingada hacia los pei- de tramos de 15.25 m de largo, almacenados en nes, para estibar la tubería correctamente. cubierta durante el tránsito hacia la localización. • Continuar realizando esta operación hasta tener Los extremos de cada tramo tienen juntas inte- sólo 8 toneladas en el indicador de peso. grales de acoplamiento rápido. La junta telescó- • Se deberá colocar el collarín de seguridad a partir pica, que se encuentra en el extremo superior de este momento; ya que no se cuenta con sufi- del conductor, normalmente se diseña para un ciente peso en la sarta. Podríamos correr el ries- movimiento vertical entre 4.57 a 9.14 m. go de soltar la tubería, que caería al fondo. • Continuar sacando hasta recuperar los lastraba- El sistema de tensionadores se conecta al extre- Figura 18. Apriete óptimo de la TR. rrenas, estabilizadores y la barrena. mo fijo del barril exterior de la junta telescópica, • Eliminar herramienta y colocarla en los burros de para proporcionar la fuerza axial suficiente y pre- • Repetir esta operación hasta alcanzar la profundi- tubería. venir que la sarta del conductor se flexione. El dad programada. barril exterior y la sarta del conductor marino tie- Procedimiento para el manejo e introducción de la nen movimientos laterales, inducidos por el mo- Procedimiento para el manejo de la T.R. durante la T.R. para cementarla: vimiento lateral y longitudinal de la unidad, pero recuperación: no tienen movimiento vertical. Cuando ésta se • Checar si el árbol de válvulas es convencional o mueve verticalmente, se mueve junto con la ca- • Sacar la T.R. por lingadas de 28 m. aproximada- compacto. En caso de ser convencional se deberá misa interior de la junta telescópica. Las juntas mente ver figura 19 retirar la charola recolectora de lodo antes de em- esféricas colocadas en cada extremo del conduc- pezar la introducción de la T.R. Figura 34. Estructura guía permanente. tor marino permiten la rotación en cualquier di- • Colocar la zapata guía. rección entre 7 y 10 grados. Por lo regular, po- • Colocar 28 metros (2 tramos) de T.R.La unidad se lleva al fondo marino por el housing cos operadores instalan dos juntas esféricas, lo que • Colocar cople flotador.del cabezal de 30 pg, usando cuatro seguros los cua- es más confiable, pero resulta más costoso y su • Iniciar introducción de la tubería de revestimientoles se sujetan en el interior de éste, e impiden que instalación toma tiempo de equipo. por lingadas.la base guía rote. Los cuatro postes guía tienen una • Aplicar grasa API modificada para T.R., únicamen-ranura especial para la línea guía, alojan y sostie- El arreglo más común es usar una junta esférica en te en los piñones de las roscas HD-521, durante lanen a ésta y prevén su fácil remplazo ya sea por un la parte superior del conjunto de preventores, que introducción.buzo o un vehículo de operación remota (ROV). se sienta en el cabezal del pozo. Este se une a la • Utilizar la guía de enchufe para facilitar el centrado base guía, la que queda colocada en el conductor y conexión de la tubería.Las bases guías permanentes también pueden ser de 30 pg. • Apretar las conexiones con la llave hidráulica has-usadas para sentar los árboles de producción sub- ta el par de apriete óptimo de 6 mil libras - pie.marina y para guiar la herramienta de los riser del Juntas de conductor marino • Colocar los centradores de acuerdo al programa.Tie Back. La base cuenta con un extremo para alojar • Utilizar la araña de piso y el elevador de cuñasla brújula de balancín (nivelación horizontal). Los sistemas actuales usan líneas de matar y estran- para el manejo correcto de la T.R. gular integradas al tubo del conductor. Cuando los • Introducir la T.R. en lingadas hasta la profundidadConductores marinos (RISER) tramos del conductor se están armando al sentar y programada. conectar un tramo con otro, las líneas de matar y • Llenar cada 4 lingadas, utilizar el tapón de manejoUn conductor marino o riser se puede describir estrangular se conectan automáticamente. Los re- para proteger la rosca durante el llenado de la tu-como un conducto desde la plataforma al fondo querimientos del conjunto de preventores han sido bería.del mar, por medio del cual circula el lodo de per- el factor decisivo para determinar el diámetro y ca- • Se recomienda tener unos tramos cortos de Ran-foración y sirve como guía a la sarta de perfora- racterísticas del conductor marino y la fuerza re- go 2, para facilitar el ajuste de la tubería de reves-ción. (Ver figuras 35 y 36). Existen dos clases de querida de los tensionadores. Figura 19. Estibamiento de lingadas de TR. timiento al final de la introducción.32 13
    • Técnicas Especiales de Perforación Técnicas Especiales de Perforación• Colocar la cabeza de cementación.• Circular tiempo de atraso.• Efectuar la cementación de la T.R.La aplicación de la técnica para perforar con Tube-ría de Revestimiento deberá implementarse única-mente en los pozos y campos que cumplan con lossiguientes requisitos: • Campos de desarrollo en explotación interme- dia o avanzada. Donde se requiere aumentar la rentabilidad de los proyectos de inversión (ac- tivos). Figura 20. El trabajo en equipo rinde su fruto. • En pozos verticales de someros a medianos con una profundidad promedio entre mil 500 y 3 mientas y servicios que serán utilizados durante mil metros. la perforación del pozo, para mejorar la logística y evitar los tiempos de espera. • Que requieran sólo 2 o 3 etapas para su perfo- ración. • Se deberán proporcionar anticipadamente los pro- gramas detallados de perforación a todo el per- • Que sus necesidades de producción se mane- sonal involucrado, para garantizar el buen desem- jen a través de diámetros reducidos. peño y optimación de la perforación con cualquier nueva técnica. • Que las conexiones a utilizar para este tipo de tuberías deberán tener valores a la torsión y • Es recomendable supervisar directamente la arrastre, igual o mayor que la correspondiente reología del lodo de perforación para mantener va- tubería de perforación utilizada normalmente lores bajos en la viscosidad plástica y punto de para hacer pozos similares. cedencia, para optimar la hidráulica durante la per- Figura 32. Tensionadores de líneas guías. foración. • Los diámetros de T.R. recomendables para utili- zar esta técnica son 4 ½", 5", 5 ½", 6", 6 5/8" y 7". • Se deberá conocer el gradiente de formación y fractura para mantener el gradiente del lodo muy La base guía permanente es un armazón estructural • Los campos deben de ser de desarrollo; por lo cercano al de formación durante la perforación, a que contiene cuatro postes guías removibles (ver Fi- tanto, las formaciones estarán perfectamente fin de evitar el riesgo de pegadura por presión di- gura 34), cuya función principal es proporcionar una identificadas y serán factibles de perforar con ferencial y también, de esta manera, incrementar guía rígida para sentar el conjunto de preventores y esta técnica. el ritmo de penetración. posteriormente el cabezal de 30 pg, colocándola so- bre la estructura temporal. • El costo de la intervención en el pozo Culebra • En la perforación deberán manejarse los pará- núm. 281 fue de $ 10.5 millones de pesos metros de operación dentro de un rango razona- El círculo central tiene una hendidura para el anillo ble, que permita utilizar eficientemente las tube- de retención en el cual se ancla el housing del cabe-Recomendaciones durante la perforación: rías y conexiones programadas en el diseño. zal de 30 pg.• Se requiere del compromiso y trabajo conjunto • La técnica de perforación con tubería de revesti- Los postes guía están asegurados en su receptáculo de los involucrados para asegurar el éxito de la miento es una alternativa más, para optimar la por medio de clavijas de 2 pg (51 mm), para su fácil operación y así obtener el mayor beneficio con la rentabilidad de los proyectos de inversión; sin em- instalación y remoción. Una clavija tiene un perno aplicación de esta tecnología emergente. bargo, no debe utilizarse indiscriminadamente para prevenir la rotación. Cuando son tensionadas para cualquier pozo o campo, sin antes hacer una las líneas guía, los postes salen seis pulgadas (152• Antes de iniciar la actividad operativa, es recomen- evaluación económica detallada de los pozos don- mm) hacia arriba de la base guía, lo que proporcio- dable tener una relación de los accesorios, herra- de se pretende utilizar esta técnica. Figura 33. Estructura guía temporal. na una amortiguación al anclar el equipo.14 31
    • Técnicas Especiales de Perforación Técnicas Especiales de PerforaciónCilindro tipo compresión pleta (el peso del conjunto excede el ajuste de ten- III. PERFORACIÓN BAJO BALANCE aire o nitrógeno a su fase líquida, permitiendo la en- sión). Cuando se llega al fondo del mar con el arreglo trada de fluidos de la formación al pozo, que debenEsta técnica aplica aire de alta presión al lado ciego de preventores, el contacto inicial sobre el cabezal del Introduccion circularse y controlarse en la superficie. El uso dedel cilindro, entre la polea viajera y el gancho. La pozo permitirá al compensador retraerse en su carre- esta técnica no se limita a formaciones de baja pre-lubricación y el control de seguridad se obtiene ra. Sin embargo, el compensador continuará sopor- La perforación en yacimientos depresionados con sión, pues también se aplica en pozos de alta pre-por la conexión de un tanque de baja presión de tando casi toda la carga (una cantidad igual al ajuste técnicas convencionales representa un gran reto en sión, con los mismos objetivos: reducir el riesgo deaire y aceite en el lado del vástago del cilindro. de tensión), dejando que el cabezal cargue solamente tanto enfrenta diferentes problemas en forma simul- atrapamiento por presión diferencial y hacer factibleUna cadena guarnida en los cilindros genera una la diferencia entre el ajuste de tensión y el peso del tánea, tales como: pérdidas totales de circulación, la perforación.carrera de compensación del doble de la carrera conjunto de preventores. Esta técnica permite el sen- brotes, pegaduras por presión diferencial,del cilindro. En otras palabras, una carrera de 2.7 tado (instalación) y la recuperación del conjunto de atrapamiento de sartas de perforación porm del cilindro proporciona 5.4 m de compensa- preventores en condiciones adversas de oleaje, lo que empacamiento, descontrol subterráneo, etc.,ción de movimiento. sería imposible de otra manera. lo que provoca diversas consecuencias, como que los pozos sólo se puedan perforar po-Operación de un compensador de movimientos ver- Sentado de la tubería de revestimiento cos metros dentro del horizonte productor, oticales bien que se tenga que invertir más para con- El procedimiento es similar al descrito para sen- trolar pérdidas o para operaciones riesgosas,Comienzo o inicio de la perforación tar el conjunto de preventores. Esta maniobra de todo lo cual tiende a incrementar el costo de sentar lentamente la T:R., permite llevar a cabo la la perforación.Después de ajustar el nivel de tensión deseado en el operación en condiciones de movimiento verti-CMV y hacer las conexiones en la sarta de perfora- cal bastante amplio, sin que ocurran daños a los Lo anterior obedece a que la densidad equi- Figura 21.ción, se baja la sarta en el agujero hasta que la barre- colgadores y sus sellos. valente necesaria para perforar cierta secciónna toca fondo. Al hacer contacto con el fondo se con- del pozo, contrasta con la que requiere otratinúa bajando la polea viajera para que la carrera del Sistema de tensionadores de líneas guía en plata- sección en tanto se trata de formaciones de diferen- La figura 21 compara algunos criterios de perfora-CMV llegue a su punto medio. Se podrá observar que formas semisumergibles te presión que requieren tuberías de revestimiento ción convencional con perforación bajo balance.el nivel de tensión del CMV siempre es menor que el adicionales, lo que no siempre es técnica y econó- Aplicación y casos generales de la perforación bajopeso total de la sarta de perforación. Por tanto, el Para que sean efectivos los cables guía del cabezal micamente factible; sin embargo, con la técnica de balancecompensador se extenderá a su longitud total antes submarino deben estar tensionados. Para mantener- perforación bajo balance es posible resolver talesque la sarta se levante de las cuñas. Cuando se llega al los a un nivel de tensión preseleccionado, se apli- problemas. La perforación bajo balance es aplicable en forma-fondo con la barrena, el compensador se retrae y can tensionadores hidroneumáticos a cada uno de ciones mecánicamente estables aun cuando se ma-empieza a soportar el peso de la sarta igual a su nivel los cuatro cables guías del cabezal y, normalmente, Ingeniería de diseño de la perforación bajo balance nejen presiones hidrostáticas menores que la pre-de tensión. Esta diferencia en peso y tensión es regu- a las líneas del control del conjunto de preventoreslada por el CMV sobre la barrena al bajar la polea via- (ver figura 32). Los tensionadores de los cables guías Aquí se explica la planeación deljera aproximadamente la mitad de la carrera total. El operan de la misma manera que los tensionadores pozo, desde la decisión de usar la 6QGD868DÏIÃ9@ÃG6ÃQ@SAPS68DÏIÃ76EP 76G6I8@…‚ph†Ã€rpivph€r‡rÃr†‡hiyr†perforador baja la polea viajera para mantener al CMV del conductor marino y están diseñados igual, ex- perforación bajo balance con base en DENSIDADreciprocante cerca de la mitad de su carrera y el peso cepto que son más pequeños. La operación normal las condiciones del yacimiento y las DENSIDAD PRESIÓNsobre la barrena será controlado por el CMV conser- de los tensionadores de los cables guía es a niveles expectativas de producción del pozo, P USADA PRESION DE DE POROvando la carga preseleccionada. de alta tensión para guiar el cabezal submarino, por hasta detalles como el uso de equi- R BAJO BALANCE FRACTURA O ejemplo, 4.5 y 7 toneladas (10 mil y 16 mil libras) po adicional, condiciones de opera- FEl uso del CMV para operaciones de perforación, son comunes, aunque después de sentar el equipo ción, capacitación del personal, et- U Npermite usar el perforador automático en equipos en el cabezal los niveles de tensión se reducen a 1 o cétera. Dflotantes. 4 toneladas (2 mil u 8mil lb) para reducir desgaste y I D fatiga en el cable de acero. Definición A PRESIÓN DESentado del conjunto de preventores D ESTABILIDAD Base guía temporal y permanente Se tiene una operación bajo balance MECANICA ZONA DE BAJO VENTANACon el CMV se puede sentar suavemente al con- cuando la densidad equivalente del BALANCE CONVENCIONALjunto de preventores en el cabezal submarino. La La base guía temporal es una estructura soldada con fluido de control se diseña inten- Figura 24.- Definición de la estabilidad mecánica de la formación en términos de Figura 22.técnica consiste en ajustar el nivel de tensión del CMV un circulo central, en donde se aloja el housing del cionalmente para que sea menor densidad equivalente. La perforación bajo balance es aplicable cuando se tienenunos cientos de libras menos que el peso del paquete cabezal de 30 pg. ( ver figura 33). que la presión de las formaciones rocas mecánicamente estables, aún con densidades de fluidos menores que laque se va a sentar en el fondo del mar. Cuando co- que se están perforando. El fluido presión de poro de la formación. Referencia 2.mienza a levantarse la sarta de la araña, se levanta la Esta estructura se utiliza para guiar la barrena al ini- puede tener densidad natural o in-polea viajera y se extiende el CMV a su carrera com- ciar la perforación. ducida, en cuyo caso se agrega gas,30 15
    • Técnicas Especiales de Perforación Técnicas Especiales de Perforaciónsión de los fluidos de la roca, como se ilustra en la 2).- Fluidos aligerados con nitrógeno y recuperación tensionadores del conductor marino.figura 22. Por su parte, la figura 23 ilustra una for- con separadores de vacío. Las técnicas y tecnologías básicas de-mación en la que no es posible utilizar la perfora- 3).- Fluidos líquidos aplicando menor densidad sarrolladas para los tensionadores delción bajo balance pues la densidad equivalente a su que la requerida y recuperación a presión at- conductor marino fueron aplicadas enestabilidad mecánica no permite usar densidades mosférica. los compensadores de la sarta de per-menores a su presión de poro, por lo que la zona de foración. Durante la operación de per- Consideraciones para forar, el peso de la sarta está soporta- seleccionar el fluido cir- do por los cilindros hidroneumáticos 9 @ I T D 9 6 9 Ã@ R V D W 6 G @ I U @ à 6 à G P T à 9 D A @ S @ I U @ T à culante a emplear del CMV y el de la barrena sobre el @ T A V @ S a P T Ã@ I Ã@ G ÃQ P a P Ãa Q 6 fondo del pozo. Los cilindros están  … ‚ p h † à € r p i  vp h € r  ‡ r Ãv  r † ‡ h i y r †  D E N S ID A D Como el fluido circulante intercomunicados a tanques de aire de debe realizar las funciones alta presión (lo mismo que en los D E N S ID A D normales de un fluido de tensionadores del conductor). El con- P R E S IÓ N D E E S T A B IL I D A D USADA P R E S IÓ N perforación y resolver los trol de la presión de aire en los tan- ´ M E C A N IC A DE problemas planteados por ques de alta presión determina el ni- PROFUNDIDAD FRACTURA la condición bajo balance, vel de tensión. Las técnicas apropia- éste debe reunir caracte- das de perforación con el CMV siem- NO EXISTE ZONA rísticas de densidad, lubri- pre requieren que el ajuste de tensión NO EXISTE I S T E ZONA DEN O E X DENSIDADES PARA O N A BALANCE Z BAJO D E PARA BAJO BALANCE cación y acarreo de recor- sea menor que el peso de la sarta de D E N S A ID A D E S P A R A B A JO tes, además de: perforación. BALAN C E VENTANA C O N V E N C IO N A L P R E S IO N D E a).- Evitar que se presen- Cuando la plataforma se mueve hacia PORO te corrosión en los ele- arriba, los cilindros de soporte deben mentos tubulares dentro reciprocar para extender el CMV y Figura 23. Ejemplo de rocas en donde no es aplicable la perforación bajo balan- Figura 25 del pozo. comprimir el aire de los cilindros a los ce porque el pozo se colapsará. Obsérvese que no existe área de bajo balance b).- Evitar que se genere tanques de alta presión. El gran volu- entre la presión de poro y la estabilidad mecánica. combustión espontánea. men de los tanques de aire de alta pre-bajo balance no está definida para esa formación, c).- Evitar inestabilidad química. sión controla la variación debida a lapues provocaría un colapso o derrumbe del pozo. d).- Tener el menor costo posible. compresión. Este movimiento recipro- cante mantiene la carga de soporteAsí, se tienen dos ejemplos generales de aplicación Cuando se requiere una densidad equivalente me- preseleccionada (tensión), mantenien-cuyas diferencias en costo y operación obligan a nor que la que se logra con fluidos líquidos, se pue- do prácticamente el mismo peso so-mencionarlos por separado: de optar por sistemas de fluidos ultraligeros con es- bre la barrena. feras de vidrio de baja densidad, tecnología recientea).- Cuando la densidad requerida puede alcanzarse que tiene limitantes en profundidad debido a la re- Cuando la plataforma se mueve hacia con fluidos líquidos. Figura 31. Compensador de movimientos verticales. abajo, los cilindros de soporte retienenb).- Cuando la densidad equi- d e 0 .0 1 d e 0 .1 0 d e 0 .2 5 d e 0 .4 1 d e 0 .4 1 al CMV. El movimiento hacia abajo tien- valente es tan baja que no a 0 .1 0 a 0 .2 5 a 0 .4 1 a 0 .8 3 a 0 .8 3 > 0 .8 5 pendidas porque la sarta de perforación se mueve de a poner más peso sobre la barrena, pero como los puede lograrse con líqui- simultáneamente con la unidad de perforación. cilindros conservan la presión preseleccionada, éstos dos y es necesario alige- retraen al CMV manteniendo la tensión y, en conse- rar un fluido base. gas gas Métodos básicos del funcionamiento del compen- cuencia, el peso sobre la barrena. Durante la retrac- sador de movimiento vertical ción del CMV, el aire se expande de los tanques a losPor lo anterior, y ante los re- cilindros, lo que conserva el nivel de presión deseado.tos planteados, en México se Todos los CMV de equipos marinos de perforaciónhan aplicado las siguientes son aparatos tensionadores que operan por medio Compensador montado en la polea viajeramodalidades de perforación gas de aire, funcionan con la diferencial de peso sus-bajo balance: pendido de la sarta de perforación y el nivel de ten- Entre la polea viajera y el gancho, se encuentra el sión calibrado en el CMV. El peso de la barrena es dispositivo tensionador con la función de soportar A IR E ESPUMA1).- Fluidos aligerados con ni- O R O C IO CON ESPUMA ESTABLE L IQ U ID O A IR E A D O L IQ U ID O igual al peso de la sarta de perforación, menos el la sarta de perforación y anular el movimiento verti- trógeno y recuperación a GAS GAS ajuste de la tensión en el CMV. Los niveles de la ten- cal. Su nivel de tensión es controlado por técnicas presión atmosférica. Figura 24. Diagrama de Lorenz para ilustrar las densidades equivalentes sión son controlados en la misma forma que en los idénticas al tensionador del conductor marino. que pueden lograrse con diferentes fluidos, o mezclas de ellos.16 29
    • Técnicas Especiales de Perforación Técnicas Especiales de Perforación sistencia compresiva de éstas. Como solución al- mente viable de menor densidad (0.87 gr/cm3) y terna y más generalizada se emplea un líquido mez- porque evita totalmente el desarrollo de problemas clado con gas en tal proporción que se obtenga la fisicoquímicos por la presencia de arcillas en la for- densidad equivalente necesaria, con las propieda- mación, lo que ocurre a menudo. des de lubricación y acarreo de recortes. Según el estado mecánico y la posición direccional del pozo, Agua: En yacimientos calcáreos depresionados, pro- se realiza el siguiente análisis: fundos (>5 mil m), con mínimo contenido de arci- llas y con gradientes de presión menores a 0.7 gr/ Fase gaseosa cm3, el uso de agua es la opción económicamente más factible, dado que el uso de diesel no garantiza Como en todas las operaciones que se realizan en conseguir circulación, lo que puede implicar la pér- un pozo, se trata de perforar con seguridad, al mí- dida de grandes volúmenes de fluido. nimo costo y en el menor tiempo posible. El gas más barato es el aire, pero utilizarlo implica riesgos de Salmuera: Puede contrarrestar el efecto de la corrosión y combustión espontánea, temas amplia- hidratación de arcillas, pero presenta complicacio- mente tratados en la literatura de perforación bajo nes operativas con el control de su densidad, ade- balance. Es común tener en los pozos las condicio- más de su mayor costo. nes de presión, temperatura y presencia de fluidos para caer en ambas situaciones, por lo que el gas Fluidos de baja densidad: Son emulsiones directas más utilizado es el nitrógeno, ya sea abastecido en (base agua) o inversas (base aceite) que dan como carrotanques provenientes de planta o producirlo resultado fluidos de densidad entre 0.87 - 0.95 gr/ en sitio, por medio de membranas. La decisión de cm3, según su formulación y uso. Tienen la ventaja usar uno u otro depende de la facilidad para con- de ser sistemas completos resistentes a contamina- trolar la calidad y pureza del gas y la rápida capaci- ciones. dad de respuesta del proveedor. Espumas: Recientemente se han logrado avances Existen diversos métodos para calcular el volumen significativos con el empleo de sistemas de espu- de gas requerido y obtener una columna estable con mas, en donde la fase continua es el líquido y la fase la densidad necesaria, pero todos están fundamen- dispersa es el gas. Permiten alcanzar densidades de tados en el comportamiento fisicoquímico y termo- hasta 0.6 gr/cm3, y su mayor complicación es su dinámico de los gases. Las diferencias las constitu- manejo en superficie. Figura 30. Sistema compensador de movimientos verticales. yen consideraciones particulares como tipo de gas y fase líquida que se use; además, la relación con Fluidos especiales para yacimientos (TIPO DRILL IN).-Perforación Sentando tubería de revestimiento los factores geométricos del pozo, la estabilidad del Son limpios y libres de sólidos inertes, cuyo costo surfactante empleado, a las diversas condiciones en- es significativo, su uso debe justificarse económica-El CMV mantiene virtualmente un peso constante El CMV permite también que la tubería de revesti- contradas en el pozo, las variaciones en la densidad mente en función de los beneficios de evitar daño alsobre la barrena, mejora la velocidad de perforación miento sea alojada con suavidad en su nido, hasta del gas por efectos de cambios en la temperatura y yacimiento.y aumenta significativamente la vida de aquélla. Ade- en condiciones adversas de oleaje o de movimiento presión; así como la incorporación de gases y líqui-más, permite cambios fáciles e instantáneos en el vertical, lo que de otra forma sería imposible. dos del yacimiento, todos estos elementos hacen Aditivospeso sobre la barrena al ajustar la presión en el CMV variar la composición y el comportamiento del flui-y sin tener que hacer viajes de tubería para agregar Seguridad en el control del pozo do, lo que pone de manifiesto lo complejo de su Se debe usar un agente surfactante que ayude a al-o quitar lastrabarrenas. análisis. canzar el patrón de flujo necesario para el buen de- El CMV hace que se cierren los arietes sobre la tube- sarrollo de la perforación. Puede seleccionarse unSentando el conjunto de preventores ría de perforación, eliminando el movimiento verti- Fase líquida espumante de tipo aniónico para generar suficiente cal y, por lo tanto, el desgaste de los elementos de tensión interfacial lodo-nitrógeno, y que la energíaCon el CMV se logra un sentado suave del conjunto empaque de los arietes y/o del preventor anular. La fase líquida que se usa normalmente, es la mis- cinética del gas arrastre al lodo, a los líquidos pro-de preventores sobre el cabezal del pozo, no sólo en ma que para el fluido de perforación normal para el ducidos por el pozo y mantengan el patrón de flujoforma más segura, sino aún en condiciones más se- Operaciones misceláneas campo. En función de las condiciones de los pozos, en los límites deseados, aun cuando haya menorveras de movimiento vertical, lo que no sería posible se emplea : control sobre la proporción de las fases por la pro-sin dicho elemento, lo que provocaría pérdida de El uso del CMV permite realizar operaciones que ducción de las formaciones. Por otro lado, eltiempo si se esperan mejores condiciones de oleaje. podrían no llevarse a cabo, ser obstaculizadas o sus- Diesel: Sobre todo por que es el líquido comercial- surfactante permite lograr suficiente capacidad de28 17
    • Técnicas Especiales de Perforación Técnicas Especiales de Perforaciónacarreo para limpiar el fondo del pozo y llevar los re- rrena y en la torsión de la sarta de perforación. Lacortes hasta la superficie. Esto es básico debido a que condición de bajo balance genera incrementos sus-comúnmente no se logra tener retorno completo du- tanciales en la velocidad de penetración, pero deberante la perforación bajo balance, o se pierde control aplicarse el gasto óptimo para garantizar limpiezasobre la columna de fluido en el espacio anular en adecuada del fondo del pozo y la velocidad anularintervalos que generan mayores caídas de presión ta- requerida para el acarreo de los recortes.les como: cambios de gradientes de fractura de la roca,yacimientos con fracturas naturales, con alta permeabi- Proyecto direccionallidad o cambios de geometría, todo lo cual obliga ahacer una rápida adecuación de las condiciones de Es conveniente analizar las severidades esperadas ooperación para evitar puentes de recortes que atra- las máximas permisibles en todos los pozos, aunquepen la tubería. Los aditivos pueden agregarse en do- este factor es más crítico en pozos con ángulo supe-sis constantes a la succión de la bomba, en baches rior a 30° u horizontales. Dos son los fines específicos:directamente en la tubería de perforación al hacer laconexión o de ambas maneras, ya que, debido a sus a) asegurarse que la presión hidrostática está sien-propiedades lubricantes, reduce la torsión y arrastre do bien calculada, sobre todo en pozos propensos aen la sarta de trabajo. pérdidas de circulación o flujos.Es necesario aplicar diversos modelos para simular b) cuidar que la geometría del pozo no genere gran-los cambios en las condiciones de operación por des caídas de presión por fricción.efecto del uso de gas, para hacerlas óptimas y pre-ver los casos críticos que deban evitarse. Asimis- Normalmente, en la etapa de bajo balance de nues-mo, se requiere efectuar simulaciones del compor- tros pozos, el objetivo es mantener el ángulo; perotamiento de otras variables importantes, que se es posible controlar la desviación con toma sencilla,mencionan a continuación: múltiple, giroscópico o unidad de memoria, incluso con la presencia de un fluido compresible en el pozoTorsión y arrastre (gas, nitrógeno, aire), que afecta significativamente el funcionamiento de las herramientas de transmi-El factor de fricción de una tubería de perforación en sión de datos a superficie por medio de pulsos yaagujero entubado o abierto, puede variar entre 0.15 sea negativos o positivos.y 0.35 según los componentes de la fase líquida, así Figura 29. Posicionamiento dinámico.como del tipo y cantidad de sólidos acarreados; pero, Si es necesario usar válvulas de contrapresión en lacuando se perfora con aire o gas, puede ser tan alto sarta, es preferible usar las de tipo charnela, que Al aumentar la profundidad del agua, la tarea de ción flotante durante las operaciones de toma de re-como 0.8 porque no hay lubricación. Ya sea que se permiten el paso de ciertas herramientas. El uso de posicionamiento dinámico se vuelve más fácil por- gistros. Este aparato de compensación se cuelga de-use diesel o fluidos de emulsión inversa o que se MWD electromagnético es viable también con flui- que el mismo porcentaje de profundidades permite bajo del gancho y usa un cable de acero guarnido,tenga incorporación de hidrocarburos líquidos en el dos compresibles, pero depende para su funciona- mayor movimiento en aguas más profundas; por desde la parte superior del conductor marino pasan-fluido de perforación, se reduce la fricción. De lo miento de la resistividad de las formaciones desde ejemplo, dado un cinco porciento de exactitud re- do por la polea compensadora de movimientos, y quecontrario, pueden agregarse materiales sólidos, la profundidad de perforación hasta la superficie. querida, es casi imposible permanecer dentro de 1.5 se fija al piso de perforación. La polea de registros secomo grafito, o aditivos como los antes detallados Otra opción es el MWD con almacenamiento de m (4.92 pies) en 30 m (100 pies) de tirante de agua. conecta a esta polea compensadora, la cual está col-para incrementar la lubricación. datos en el fondo del pozo, pero no se dispone de Igualmente con el mismo cinco porciento en 305 m gada de un tensionador neumático. la información en tiempo real. Si se considera que (1,000 pies) de tirante, se permite un desplazamien-Barrenas e hidráulica la trayectoria de los pozos está definida, además de to del pozo de 15 m (50 pies), la cual es una toleran- Compensador de movimiento vertical (CMV) que en pozos profundos y complicados es proba- cia realista. Las barrenas deben ser adecuadas de acuerdo con ble no poder dar a los motores de fondo las condi- La aplicación más importante de un compensadorel fabricante, debido a sus mejoras sustanciales en ciones hidráulicas necesarias para un buen desem- Compensación de movimientos en la superficie de movimientos de la sarta de perforación (CMV),estructura de corte y sistema de rodamiento respec- peño, la premisa de la densidad equivalente de cir- es contrarrestar el movimiento vertical de la unidadto a las convencionales. La condición es respetar los culación hace preferible el uso de sarta rotatoria. Compensadores de cable de registros eléctricos de perforación que podría ser transmitido a la sartaparámetros óptimos de gasto, peso, torsión y velo- de perforación (ver figuras 30 y 31). Esta anulacióncidad de rotación, considerando que se usa un flui- Sarta de perforación Existe un compensador de movimientos para contra- del movimiento mejora la operación de los siguien-do en dos fases cuya densidad puede variar y pro- rrestar el movimiento vertical de la unidad de perfora- tes procedimientosvocar cambios en la flotación, en el peso sobre ba- En la sarta de trabajo se ajusta el diseño a la tensión18 27
    • Técnicas Especiales de Perforación Técnicas Especiales de PerforaciónMantenimiento de Pozos, División Sur, 1999. producción anticipada y resulta caro instalar plata- debido a los cambios en la flotación, tanto en condi- Un arreglo típico como el anterior, debe cumplir con3.- "Desarrollo de la Perforación bajo balance en el formas. En perforación en aguas profundas, los pri- ciones de pérdida de circulación como con el fluido las siguientes funciones básicas:Campo Muspac", Miguel Angel Aguilar de la Serna, meros lugares los ocupan: aereado en el pozo. Para el bombeo de gas se utili-Unidad Operativa Reforma, 1996. zan válvulas de contrapresión con el siguiente pro- Perforar rotando la sarta, viajar, y controlar la presión4.- SPE 35320. "Tecominoacán 408: Primera aplica- 1.- Mar del Norte pósito: sobre la barrena para evitar entrada de flui- en el espacio anular. Se consigue con el uso de cabe-ción de perforación bajo balance en México 2.- Brasil dos de la formación al interior de la sarta, y sobre el zas o preventores rotatorios, siendo la presión a ma-Yáñez M. Maclovio y Valenzuela C. J. Martín, SPE 3.- India primer tubo que se conecta antes de iniciar la perfo- nejar el determinante para escoger uno u otro, ade-México, 1996. 4.- Europa/África ración con cada nueva5.- SPE 38548 "Well control considerations for under barrena para evitar pérdi-balance drilling", Edward T. Bourgoyne. No obstante que las unidades flotantes se han utili- da de nitrógeno y tiem- Tabla comparativa de cabezas o preventores rotatorios6.- "Underbalance drilling manual", Gas Research zado para perforar desde los años setenta, debido al po en estabilizar presión Presión Trabajo Rango de NúmeroInstitute, 1997. desarrollo de campos en aguas profundas se ha re- al realizar la conexión de Marca Tipo Modelo Estática Rot/viajando RPM Presión Elementos Williams Cabeza 7100 5000 2500 100 Alta Doble7.- "Air and Gas drilling manual", G.S.M. Robert D. querido incorporar nuevas tecnologías. cada tubo. Williams Cabeza 7000 3000 1500 100 Media DobleGrace Co. Trainning Service. Williams Cabeza 8000 1000 500 100 Baja Sencillo8.- "Informe y procedimientos operativos para per- A continuación se mencionarán las más importantes. Equipo superficial Techcorp-Alpine Cabeza 3000-tm 3000 2000 200 Media Dobleforación bajobalance en los pozos Iride 1166 y Jujo Grant Cabeza RDH 2500 3000 2500 150 Alta Doble RBOP Preventor RBOP 1500 2000 1500/1000 100 Media Sencilo523" Valenzuela Cázares J. Martín y Solís Fuentes Posicionamiento dinámico La perforación bajo ba- Shaffer Preventor PCWD 5000 2000 / 3000 200 / 100 Alta SencilloEpitacio, Perforación, División Sur. lance requiere usar equi- Posicionamiento dinámico significa permanecer en un po adicional que satisfa- Tabla 3.IV. AGUAS PROFUNDAS punto del mar sin anclas y fue originalmente propuesto ga las necesidades de para el proyecto Mohole de la Fundación de Ciencias manejo superficial deIntroducción Naturales de los Estados Unidos. El posicionamiento presión y volúmenes de líquido y gas, tanto lo que más de la experiencia del operador. La figura 26 es com- fue usado en pequeños barcos para extraer núcleos se inyecta durante la perforación como lo que se parativa de diversos proveedores de este servicio:El concepto de Aguas Profundas varía de acuerdo del fondo del mar en tirantes de agua profundos. obtenga del yacimiento como resultado de la con-con diversos autores; sin embargo, en términos ge- dición bajo balance que se desee lograr. La figura La figura 26 ejemplifica algunos preventores y cabe-nerales se consideran aguas profundas aquellas de En la actualidad, el posicionamiento es una técnica 25 esquematiza el equipo superficial adicional ne- zas rotatorias de diversos proveedores y la tabla 3más de 400-500 metros (1,304-1,630 pies) de tirante para mantener automáticamente la posición de una cesario para aplicar perforación bajo balance. Ade- enuncia algunas características de estos equipos.de agua. Se considera que las aguas ultraprofundas unidad sin anclas, dentro de una tolerancia especifi- más, en esta sección se explican las variaciones ycomienzan a los 1,500 m (4 mil 891 pies), profundi- cada por el uso de vectores de empuje para contra- evoluciones que el equipo ha experimentado en los Equipo superficial de separación de fasesdad para la que generalmente se diseña la mayor rrestar las fuerzas del viento, olas y corrientes que últimos años.parte del equipo de producción convencional. tienden a sacar a la unidad de la localización desea- Es muy importante da, (ver figura 29). aclarar que la selec-En el libro II de esta Colección (Equipos de perfora- ción del equipo su-ción) se describen los tipos de equipos para operar En la actualidad, las mejoras en diseño y confiabilidad TRATA- perficial depende decosta fuera, incluyendo los utilizados en aguas pro- permiten mantener una posición durante periodos ALMACENAM IENTO MIENTO LODO N2 la ingeniería de per- DE ACEITEfundas tales como: prolongados. El incremento en la potencia disponi- LODO foración bajo balan- OPCIONAL ble y los avances en el equipo de control ayudan a ce que se haga para• Barcos perforadores mantener la posición en niveles mayores de intensi- SEPARACION el trabajo dentro del• Semisumergibles dad de olas y vientos. DE LIQUIDOS pozo, y no al contra- ACEITE rio, de ahí que según• Plataformas de patas tensionadas (TLP) La posición se define en términos de porcentaje de LIQUIDOS CABEZA ROTATORIA el tipo de yacimien-• Plataforma de mástil tipo boya (Spar Buoys) profundidad de agua. Este es el el error horizontal to que se perfore, el de posición dividido por la profundidad de agua y grado de bajo balan-El concepto de aguas profundas comienza a utili- multiplicado por 100. La tolerancia en la posición, SEPARADOR ce que se pueda o sezarse a partir de 1947. En 1961 se instaló el primer expresada en por ciento de profundidad de agua, pretenda alcanzar,árbol a una profundidad de 17 m. Pero el verdadero es conveniente porque define la posición y está re- GAS AL ESTRANGULADOR así como los gastosprogreso ocurrió en los setenta, cuando inició la pro- QUEMADOR Ph < Py lacionada con el nivel de esfuerzo en el conductor esperados de inyec-ducción del campo Cognac, en el Golfo de México, marino o en la sarta de perforación. ción y de salida tan-a un tirante de 312 m. SOLIDOS A LOS to de líquidos, gases El error máximo permisible, respecto a los niveles de *SPE-35320 VIBRADORES y sólidos determinaLa perforación en aguas profundas permite desarro- esfuerzo en los materiales tubulares desde la unidad su tipo y capacidad.llar campos marginales en los cuales se conoce la flotante al fondo del mar, es del cinco por ciento. Figura 25. Esquema de un arreglo típico de equipo superficial para perforación bajo balance.26 19
    • Técnicas Especiales de Perforación Técnicas Especiales de Perforación todo sentido, tanto en capa- Consideraciones al hacer conexión 5.- ¿Qué fenómenos fisicoquímicos básicos deben cidad de separación, dimen- evitarse al seleccionar los fluidos a usar en la perfo- siones de los equipos, me- Los problemas inherentes a las conexiones son: 1) ración bajo balance? dición, registro de datos; al suspender el bombeo, la alteración de la columna Corrosión y combustión espontánea calidad de la separación y de fluido en el espacio anular genera el riesgo de seguridad del equipo, de la atrapar la sarta por el asentamiento de los recortes y 6.- Mencione la clasificación de fluidos que pueden operación y del personal. además consume tiempo y recursos al restablecer emplearse en perforación bajo balance, según el las condiciones de circulación; 2) el manejo de gas diagrama de Lorenz. Sistemas de separación presurizado requiere seguir procedimientos de pro- Líquidos, Líquidos aereados (o nitrogenados), espu- abiertos a presión atmosféri- bada efectividad, para evitar accidentes personales mas estables, espumas con gas, rocío y gases. ca: Estos equipos fueron los y lavado de juntas de elementos tubulares. pioneros en la perforación 7.- ¿Según esto, es indispensable usar un gas (aire, bajo balance. Consideraciones para viaje nitrógeno, gas natural, etc.) para operar en bajo ba- lance, y por qué? Tiene las siguientes ventajas: Para evitar problemas, el viaje debe analizarse en cua- No. El bajo balance puede alcanzarse aún con líqui- tro partes: 1) antes de detener la circulación se de- dos, usando una densidad menor que la equivalen- - Puede usarse en forma mo- ben sacar del pozo los recortes ya sea circulando te a la presión del yacimiento. dular, es decir se puede insta- más tiempo o bombeando baches; 2) al detener la lar sólo una sección de él, se- circulación se corren los riesgos descritos en el pá- 8.- ¿Cuál sería el equipo adicional básico para apli- Figura 26. Ejemplos de cabezas y preventores rotatorios de diversos. gún la aplicación. rrafo anterior, 3) al levantar la TP debe evitar la en- car perforación bajo balance? - Son de menor costo trada de fluidos colocando baches; 4) al meter se Equipo rotatorio, equipo de separación de fases,Desde luego, tiene que hacerse un balance econó- - Es compatible con equipo de sensores y recolec- debe reconocer cuidadosamente el agujero por po- equipo de estrangulación y equipo de sensores demico entre el costo de los diferentes equipos dispo- ción de datos. sibles derrumbes de las paredes inestables del pozo parámetros.nibles en el mercado y los beneficios que se espe- o por entrada de fluidos de la formación.ran alcanzar en el pozo, partiendo del potencial pro- Mientras que sus desventajas son: 9.- ¿Cuántos tipos de equipos rotatorios existen? Preguntas y respuestas: Dos. Cabezas rotatorias y preventores rotatorios. - Requiere de área relativamente grande 10.- ¿Cuál es el elemento de control de la operación para su instalación. 1.- ¿Qué es la perforación bajo balance? y de la seguridad? $OJXQDV FDUDFWHUtVWLFDV GH ODV FDEH]DV SUHYHQWRUHV URWDWRULRV - Ofrece menor control sobre la opera- Es la técnica de perforación en que la densidad del El estrangulador. ción que los sistemas cerrados. fluido se diseña intencionalmente menor que la pre- &DEH]DV 3UHYHQWRUHV - Sus especificaciones son para trabajar sión de la formación a perforar. 11.- ¿Al iniciar las operaciones que parámetro debe a presión atmosférica. establecerse y respetarse para garantizar la seguri- 0HQRU WLHPSR SDUD  (OHPHQWRV PiV GXUDEOHV 2.- ¿Cuál es la condición básica para aplicar perfora- dad de la operación? FDPELR GH HOHPHQWRV El equipo que lo integra es: ción bajo balance? La presión convencional máxima de trabajo. La perforación bajo balance es aplicable en rocas 0HQRU FRVWR GH HOHPHQWRV  H FRQVWUXFFLyQ PiV IXHUWH a).- Separador vertical de baja presión. que se mantienen mecánicamente estables aun 12.- ¿Qué valor máximo debe tener esta presión? Su capacidad varía entre 40 y 50 mil mpcd cuando la presión del yacimiento sea menor que la El 60 por ciento de la especificación máxima de 7RGDV WLHQHQ VX SURSLD  0HQRV VHQVLEOHV D FHQWUDGR de gas y 30 - 40 mil bpd de aceite. presión de formación o yacimiento. presión del equipo rotatorio en condiciones diná- HQHUJtD SDUD RSHUDUODV DOLQHDFLyQ GHO HTXLSR micas. b).- Separador fluido de perforación-hi- 3.- ¿Cuál sería el resultado de aplicar la perforación ,QVWDODFLyQ RSHUDFLyQ  0iV UHVLVWHQWHV D IOXLGRV drocarburo/recortes. Por el tipo de flui- bajo balance en rocas mecánicamente inestables? 13.- ¿Qué procedimiento debe seguirse si se pierde IiFLO UiSLGD EDVH DFHLWH do esperado del yacimiento y el lodo El colapso o derrumbe del pozo el control sobre la presión de trabajo? usado para perforar es necesario un sis- Suspender el bombeo y circular controlando la presión. Tabla 4. tema de separación de desnatado por 4.- ¿Cuáles son las diferencias básicas en criterios gravedad (skimmer) integrado por tres entre la perforación bajo balance y la perforación Referenciasductor del yacimiento; sin embargo, con una buena presas distribuidas como sigue: una de recepción, convencional?ingeniería para el pozo queda asegurado que el cos- decantación y separación por desnatado del lodo y - La presión hidrostática del fluido de perforación es 1.- "Procedimientos de Perforación bajo balance".to adicional de aplicar la técnica se justificará, tanto el aceite; otra de acumulación y bombeo de lodo menor que la presión de la formación. Gerencia de Perforación y Mantenimiento de Pozostécnica como económicamente. hacia las presas del equipo y la tercera para captar - Se continúa perforando aun con pérdida de circulación División Sur, 1998. y bombear aceite hacia el tanque vertical. - Se continúa perforando con el pozo fluyendo y 2.- "Documentación Técnica del Proyecto deEn la actualidad la tecnología ha evolucionado en con presión Optimización de Perforación bajo balance", Sub- - Se pueden realizar viajes con presión controlada gerencia de Ingeniería, Gerencia de Perforación y20 25
    • Técnicas Especiales de Perforación Técnicas Especiales de Perforaciónvar a este equipo a su límite de trabajo en condicio- preventor y continuar perforando. El diámetro del c).- Separador de vacío. Cuando se tiene presencia Sistemas de separación cerrados de baja presión:nes dinámicas. Es indispensable antes de iniciar estrangulador puede ser tan pequeño como lo per- de gases amargos y es necesario asegurar su remo-cualquier trabajo, determinar una presión conven- mita el pozo sin tener pérdida de circulación. ción del lodo, se requiere emplear separadores de Pueden considerarse como la segunda generacióncional máxima de trabajo, que no debe exceder el vacío, los que también se deben utilizar cuando el de equipos de separación especializados para per-60 por ciento de la especificación del equipo rotato- Tener alta viscosidad en el lodo tiene ventajas, ya lodo no permite una separación aceptable de gas foración bajo balance. Son capaces de manejar hastario en condiciones dinámicas. que incrementa la capacidad de suspensión de re- por el efecto mecánico del separador atmosférico. 60 MMPCD de gas y 40 mil bpd de aceite. Su fun- cortes, provee estabilidad al agujero y hace más len- d).- Separación de recortes. Esto ocurre por decan- cionamiento interno está representado por el esque-El valor de esta presión se determinará en función ta la migración del gas, pero se incrementan tación en el separador vertical y son bombeados jun- ma de la figura 27; las figuras 28 y 28a es un ejem-de la condición de cada pozo, según su tendencia a exponencialmente los efectos de surgencia y suc- to con el lodo hacia el eliminador de sólidos del equi- plo de separadores horizontales de cuatro fases co-la pérdida de circulación, presión, tipo de fluidos y ción, de modo que puede hacer más fácil el po de perforación, mediante una línea de 4" y las merciales.velocidad de represionamiento del pozo. succionarlo hacia el agujero. Además, al evitar la migración del gas, también lo retiene, haciendo di- Ventajas:Esta presión debe mantenerse mediante la opera- fícil eliminarlo en superficie, se requiere, entoncesción del estrangulador, pero si se tiende a salir de ,de separadores de vacío. Esto, desde luego afecta - Permiten mejor controlcontrol, es necesario suspender la operación, dete- al sistema de bombeo y es peligroso cuando se tie- de los volúmenes de en-ner el bombeo tanto de líquidos como de gases (si ne entrada de gases amargos en el pozo. trada y salida, monitoreose están usando) y circular controlando la presión. y de la operación. La sarta debe usarse sin elementos que dañen o so- - Pueden trabajar a pre-Otras consideraciones metan a trabajos excesivos a los elementos de sello sión de hasta 250 psi de la cabeza rotatoria, por lo que debe de evitarse - Pueden manejar mayo-El conjunto de preventores y la cabeza rotatoria de- el uso de hules protectores, tubería con hombros res volúmenes que los at-ben estar debidamente centrados, con desviación rectos, bandas de material duro, marcas severas pro- mosféricos.máxima de 2° respecto a la vertical, para evitar con- ducidas por llaves de apriete. También ha de redu- - Tienen mejores disposi-sumo excesivo de elementos de sello por desgaste cirse el uso de tubería pesada de perforación ya que tivos de seguridad y nor-prematuro de estos y de los sistemas de rodamien- el recalcado extra y la banda de material duro da- malmente tienen sistemasto de la cabeza rotatoria. ñan prematuramente los hules de la cabeza rotatoria integrados de estrangula- y no usar herramientas de forma espiral. Es preferi- ción.La velocidad de penetración máxima, definida en ble utilizar la flecha de perforación hexagonal ya que Figura 27. Ejemplos de separadores verticales y sistemas de desnatado.función de la capacidad de acarreo del fluido de per- hace un sello más efectivo que la flecha cuadrada.foración y la velocidad de asentamiento de los re- El número de estabilizadores debe ser mínimo de- bombas centrífugas de las presas. Si ocurriesen Mientras que sus desventajas son:cortes y de las partículas producto del derrumbe de bido a que sobre ellos no se puede hacer sello, se arrastres de sólidos por efecto de alto volumen de - Son de mayor costo que los equipos atmosféricos.las paredes del pozo, no debe excederse para evi- debe controlar el pozo antes de sacarlos o introdu- retorno, se puede adaptar una salida de 2" en la lí- - No puede modularse su uso, obligando a usartar crear puentes de recortes en el espacio anular. cirlos e instalar después el elemento de sello. Se nea de 8" que conduce el lodo hacia el "skimmer". el sistema completo en todos los pozos.Si es posible, comparar el volumen recuperado de debe contar con una válvula de seguridad de altarecortes con el que está generando al perforar, para presión abierta, y, para cada conexión usada en ladeterminar la eficiencia de la remoción. Fijar límites sarta, una válvula de contrapresión, por si es nece-máximos de presión en el espacio anular para cada sario.una de las operaciones (perforando o viajando). Du-rante la perforación normal, controlar la presión anu- El uso de sistemas de rotación Top-Drive ofrece laslar con el estrangulador. Al reducir el diámetro del siguientes ventajas: Permite perforar con tubería deestrangulador aumenta la contrapresión, y reduce cuerpo redondo, que hace mejor sello que cualquierla entrada de fluidos al pozo, principalmente gas que flecha y proporciona mayor vida a los elementos dese expande en su viaje a la superficie y causa altas sello de la cabeza rotatoria. Reduce el número depresiones anulares. Si la presión anular se aproxi- conexiones requeridas en dos tercios, lo que aho-ma al límite fijado, hay que detener la perforación y rra tiempo e incrementa la seguridad. Permite la cir-la rotación, levantar la barrena del fondo y cerrar el culación y rotación ascendente durante el viaje, lopreventor anular. Se debe desfogar la presión anu- que reduce los problemas de pegaduras y permitelar entre la cabeza rotatoria y el preventor y circularla burbuja de gas como en un control normal de mucha más excentricidad de la mesa rotaria y de los preventores, por tener su punto de giro por en- ´pozo; una vez estabilizada la presión hay que usar cima del piso de perforación.un orificio ligeramente más reducido, abrir el Figura 28. Esquema del interior de un separador cerrado horizontal, del tipo denominado "de cuatro fases".24 21
    • Técnicas Especiales de Perforación Técnicas Especiales de Perforación mediante línea de recolección o por autotanques. En tación teórico práctico para el personal técnico y ma- nuestros casos, es común disponer de líneas de nual que habrá de planear y ejecutar los trabajos. Para escurrimiento del pozo. satisfacer este importante renglón, se capacita al perso- nal involucrado en centros especializados nacionales e Dispositivos de monitoreo a través de sensores internacionales, además de aplicar la normatividad que y alarmas al respecto tiene estipulada nuestra empresa. Este aspecto está directamente relacionado con la Consideraciones operativas seguridad del personal, del pozo y las instalaciones y se considera como un factor clave de éxito de la Durante la ejecución de los trabajos se deben con- perforación bajo balance. Pemex tiene acondicio- juntar todos los esfuerzos con objeto de asegurar la nados sus equipos con sistemas de sensores que culminación exitosa de éstos; de no ser así, se pone cubren los parámetros indispensables enlistados a en riesgo el proyecto por una decisión mal tomada, continuación: Volúmenes de lodo en la superficie planeación inadecuada, preparación deficiente del incluyendo medición de niveles en las presas del personal técnico y manual o por falta de equipo. Figura 28a. Ejemplos de separadores de cuatro fases de diversas compañías. equipo y en la línea de retorno. Profundidad y velo- Aquí se dan recomendaciones operativas y se abor- cidad de perforación en tiempo real. Velocidad de da el desarrollo de las actividades, resaltando lasSistemas equipo de separación cerrados en dos po de perforación, en lo que se refiere a energía y rotación. Temperatura del lodo en la entrada y sali- áreas de oportunidad.etapas: para conectar las líneas de trabajo. Es necesario revi- da del fluido de perforación. Densidad del lodo, sar con detalle los diámetros, rangos de presión, ros- medición del retorno de fluido, carga al gancho, pre- Parámetros de la operaciónSon el concepto más reciente de sistemas de sepa- cas, dimensiones, tipo de corriente eléctrica y poten- sión de bomba, gasto de inyección de líquido, cuentaración, adquisición de datos y seguridad. Consisten cia, para que se diseñe el equipo bajo balance ade- emboladas, gasto y presión de inyección de nitró- Los parámetros que limitan la perforación bajo ba-en dos separadores, ya sea verticales u horizontales cuado a las características del de perforación. Tam- geno, torque, volúmenes de salida de líquidos y lance son:conectados en serie que permiten mejorar la sepa- bién debe determinarse el área en que se van a gases (inyectados y aportados por el yacimiento),ración; además de una medición más detallada de instalar los equipos adicionales y para esto se ha detección de gas bióxido de carbono y ácido sulfhí- Equipo rotatorio: Presión máxima en condicionesparámetros, por lo que resultan una herramienta va- de considerar lo siguiente: Instalarlo en una área drico, particularmente cuando se tienen anteceden- dinámicas (rotando y/ó viajando)liosa si se desea maximar el potencial de la perfora- segura donde las corrientes de aire ayuden a lim- tes de estos compuestos. Estos parámetros debención bajo balance realizando evaluaciones del po- piar el ambiente de vapores inflamables, alejado registrarse y almacenarse, además de disponer de Presión máxima en condiciones estáticastencial del yacimiento durante la perforación. de escapes, chispas, y otros peligros; permitir ac- alarmas auditivas y visuales. Velocidad de rotación máxima ceso a todas las partes del equipo, como pasillos, Equipo de separación: Presión máxima de trabajoEquipo de estrangulación líneas, válvulas, conexiones, conductos, etc.; a una Seguridad y ecología Volúmenes máximos de líquido y gas a procesar distancia segura de las fuentes de abastecimientoComo en el control de brotes de la perforación con- de energía eléctrica, agua, aire comprimido, com- A fin de mantener los márgenes de seguridad y de Determinación de los encargados de la operaciónvencional, el estrangulador es el control de la ope- bustible, etc. así como del quemador y separadores respeto al medio ambiente, se aplica un monitoreoración y de la seguridad del pozo. Este elemento adicionales; acondicionar el área para cumplir los de niveles de explosividad, de manejo de fluidos Lo primero que debe establecerse al iniciar la ope-administra la contrapresión al yacimiento, permitien- requisitos del equipo seleccionado, ya que algu- contaminantes y de detección de fugas, para efec- ración bajo balance, es designar al o las personasdo o evitando que el pozo fluya. Es común que al- nos requieren desniveles; no interferir el abasteci- tos de su inmediata corrección. En cuanto a ecología que durante las 24 horas del día estarán pendientesgunos separadores tengan sistemas de estrangula- miento de materiales y herramientas a la localiza- se tiene un programa que incluye reglamentacio- y en el sitio de control de la operación, que es elción integrados. ción, ni el movimiento de éstos desde o hacia el nes, monitoreo, acondicionamiento de equipos y lo- estrangulador. piso de perforación o el acceso del equipo móvil calizaciones con aditamentos que garantizan el mí-Se usan los mismos tipos de estranguladores que para trasladar los fluidos producidos. nimo impacto, como limpiadores interiores y exte- Es necesario que estas personas estén en plenas fa-en perforación convencional y se operan de la mis- riores de tubería, charolas recolectoras de lodos, cultades físicas y de conocimiento de la operación,ma manera. Un tipo adicional que se utiliza son Manejo de los fluidos producidos equipo recolector de residuos, limpieza y confina- por lo que deben trabajar en periodos no mayoreslos fabricados con elastómeros, que se trabajan miento de recortes, uso de fluidos biodegradables de 12 horas continuas.igual que los variables, pero con rangos de muy Una vez alcanzadas las condiciones de bajo balance y construcción de localizaciones con instalacionesbaja presión. en el pozo, hay que establecer el proceso de circula- ecológicas especiales. Determinación convencional de la presión superfi- ción acorde a la energía del yacimiento y al grado de cial de trabajoCompatibilidad con el equipo de perforación y sus bajo balance que se programe. Si esta relación lo Capacitación del personalinstalaciones permite, el pozo aportará aceite y gas. Un análisis Se sabe que el límite de presión se tiene en la capa- económico decidirá si el volumen de hidrocarburos Con objeto de garantizar el éxito de la perforación bajo cidad y especificaciones de la cabeza o preventor y su valor justifican el costo de transportarlos hacia balance se requiere de un buen programa de capaci-El equipo de bajo balance requiere servicios del equi- rotatorio, pero en ningún momento es deseable lle- un centro de proceso o de comercialización, ya sea22 23
    • Técnicas Especiales de Perforación Técnicas Especiales de Perforación mediante línea de recolección o por autotanques. En tación teórico práctico para el personal técnico y ma- nuestros casos, es común disponer de líneas de nual que habrá de planear y ejecutar los trabajos. Para escurrimiento del pozo. satisfacer este importante renglón, se capacita al perso- nal involucrado en centros especializados nacionales e Dispositivos de monitoreo a través de sensores internacionales, además de aplicar la normatividad que y alarmas al respecto tiene estipulada nuestra empresa. Este aspecto está directamente relacionado con la Consideraciones operativas seguridad del personal, del pozo y las instalaciones y se considera como un factor clave de éxito de la Durante la ejecución de los trabajos se deben con- perforación bajo balance. Pemex tiene acondicio- juntar todos los esfuerzos con objeto de asegurar la nados sus equipos con sistemas de sensores que culminación exitosa de éstos; de no ser así, se pone cubren los parámetros indispensables enlistados a en riesgo el proyecto por una decisión mal tomada, continuación: Volúmenes de lodo en la superficie planeación inadecuada, preparación deficiente del incluyendo medición de niveles en las presas del personal técnico y manual o por falta de equipo. Figura 28a. Ejemplos de separadores de cuatro fases de diversas compañías. equipo y en la línea de retorno. Profundidad y velo- Aquí se dan recomendaciones operativas y se abor- cidad de perforación en tiempo real. Velocidad de da el desarrollo de las actividades, resaltando lasSistemas equipo de separación cerrados en dos po de perforación, en lo que se refiere a energía y rotación. Temperatura del lodo en la entrada y sali- áreas de oportunidad.etapas: para conectar las líneas de trabajo. Es necesario revi- da del fluido de perforación. Densidad del lodo, sar con detalle los diámetros, rangos de presión, ros- medición del retorno de fluido, carga al gancho, pre- Parámetros de la operaciónSon el concepto más reciente de sistemas de sepa- cas, dimensiones, tipo de corriente eléctrica y poten- sión de bomba, gasto de inyección de líquido, cuentaración, adquisición de datos y seguridad. Consisten cia, para que se diseñe el equipo bajo balance ade- emboladas, gasto y presión de inyección de nitró- Los parámetros que limitan la perforación bajo ba-en dos separadores, ya sea verticales u horizontales cuado a las características del de perforación. Tam- geno, torque, volúmenes de salida de líquidos y lance son:conectados en serie que permiten mejorar la sepa- bién debe determinarse el área en que se van a gases (inyectados y aportados por el yacimiento),ración; además de una medición más detallada de instalar los equipos adicionales y para esto se ha detección de gas bióxido de carbono y ácido sulfhí- Equipo rotatorio: Presión máxima en condicionesparámetros, por lo que resultan una herramienta va- de considerar lo siguiente: Instalarlo en una área drico, particularmente cuando se tienen anteceden- dinámicas (rotando y/ó viajando)liosa si se desea maximar el potencial de la perfora- segura donde las corrientes de aire ayuden a lim- tes de estos compuestos. Estos parámetros debención bajo balance realizando evaluaciones del po- piar el ambiente de vapores inflamables, alejado registrarse y almacenarse, además de disponer de Presión máxima en condiciones estáticastencial del yacimiento durante la perforación. de escapes, chispas, y otros peligros; permitir ac- alarmas auditivas y visuales. Velocidad de rotación máxima ceso a todas las partes del equipo, como pasillos, Equipo de separación: Presión máxima de trabajoEquipo de estrangulación líneas, válvulas, conexiones, conductos, etc.; a una Seguridad y ecología Volúmenes máximos de líquido y gas a procesar distancia segura de las fuentes de abastecimientoComo en el control de brotes de la perforación con- de energía eléctrica, agua, aire comprimido, com- A fin de mantener los márgenes de seguridad y de Determinación de los encargados de la operaciónvencional, el estrangulador es el control de la ope- bustible, etc. así como del quemador y separadores respeto al medio ambiente, se aplica un monitoreoración y de la seguridad del pozo. Este elemento adicionales; acondicionar el área para cumplir los de niveles de explosividad, de manejo de fluidos Lo primero que debe establecerse al iniciar la ope-administra la contrapresión al yacimiento, permitien- requisitos del equipo seleccionado, ya que algu- contaminantes y de detección de fugas, para efec- ración bajo balance, es designar al o las personasdo o evitando que el pozo fluya. Es común que al- nos requieren desniveles; no interferir el abasteci- tos de su inmediata corrección. En cuanto a ecología que durante las 24 horas del día estarán pendientesgunos separadores tengan sistemas de estrangula- miento de materiales y herramientas a la localiza- se tiene un programa que incluye reglamentacio- y en el sitio de control de la operación, que es elción integrados. ción, ni el movimiento de éstos desde o hacia el nes, monitoreo, acondicionamiento de equipos y lo- estrangulador. piso de perforación o el acceso del equipo móvil calizaciones con aditamentos que garantizan el mí-Se usan los mismos tipos de estranguladores que para trasladar los fluidos producidos. nimo impacto, como limpiadores interiores y exte- Es necesario que estas personas estén en plenas fa-en perforación convencional y se operan de la mis- riores de tubería, charolas recolectoras de lodos, cultades físicas y de conocimiento de la operación,ma manera. Un tipo adicional que se utiliza son Manejo de los fluidos producidos equipo recolector de residuos, limpieza y confina- por lo que deben trabajar en periodos no mayoreslos fabricados con elastómeros, que se trabajan miento de recortes, uso de fluidos biodegradables de 12 horas continuas.igual que los variables, pero con rangos de muy Una vez alcanzadas las condiciones de bajo balance y construcción de localizaciones con instalacionesbaja presión. en el pozo, hay que establecer el proceso de circula- ecológicas especiales. Determinación convencional de la presión superfi- ción acorde a la energía del yacimiento y al grado de cial de trabajoCompatibilidad con el equipo de perforación y sus bajo balance que se programe. Si esta relación lo Capacitación del personalinstalaciones permite, el pozo aportará aceite y gas. Un análisis Se sabe que el límite de presión se tiene en la capa- económico decidirá si el volumen de hidrocarburos Con objeto de garantizar el éxito de la perforación bajo cidad y especificaciones de la cabeza o preventor y su valor justifican el costo de transportarlos hacia balance se requiere de un buen programa de capaci-El equipo de bajo balance requiere servicios del equi- rotatorio, pero en ningún momento es deseable lle- un centro de proceso o de comercialización, ya sea22 23
    • Técnicas Especiales de Perforación Técnicas Especiales de Perforaciónvar a este equipo a su límite de trabajo en condicio- preventor y continuar perforando. El diámetro del c).- Separador de vacío. Cuando se tiene presencia Sistemas de separación cerrados de baja presión:nes dinámicas. Es indispensable antes de iniciar estrangulador puede ser tan pequeño como lo per- de gases amargos y es necesario asegurar su remo-cualquier trabajo, determinar una presión conven- mita el pozo sin tener pérdida de circulación. ción del lodo, se requiere emplear separadores de Pueden considerarse como la segunda generacióncional máxima de trabajo, que no debe exceder el vacío, los que también se deben utilizar cuando el de equipos de separación especializados para per-60 por ciento de la especificación del equipo rotato- Tener alta viscosidad en el lodo tiene ventajas, ya lodo no permite una separación aceptable de gas foración bajo balance. Son capaces de manejar hastario en condiciones dinámicas. que incrementa la capacidad de suspensión de re- por el efecto mecánico del separador atmosférico. 60 MMPCD de gas y 40 mil bpd de aceite. Su fun- cortes, provee estabilidad al agujero y hace más len- d).- Separación de recortes. Esto ocurre por decan- cionamiento interno está representado por el esque-El valor de esta presión se determinará en función ta la migración del gas, pero se incrementan tación en el separador vertical y son bombeados jun- ma de la figura 27; las figuras 28 y 28a es un ejem-de la condición de cada pozo, según su tendencia a exponencialmente los efectos de surgencia y suc- to con el lodo hacia el eliminador de sólidos del equi- plo de separadores horizontales de cuatro fases co-la pérdida de circulación, presión, tipo de fluidos y ción, de modo que puede hacer más fácil el po de perforación, mediante una línea de 4" y las merciales.velocidad de represionamiento del pozo. succionarlo hacia el agujero. Además, al evitar la migración del gas, también lo retiene, haciendo di- Ventajas:Esta presión debe mantenerse mediante la opera- fícil eliminarlo en superficie, se requiere, entoncesción del estrangulador, pero si se tiende a salir de ,de separadores de vacío. Esto, desde luego afecta - Permiten mejor controlcontrol, es necesario suspender la operación, dete- al sistema de bombeo y es peligroso cuando se tie- de los volúmenes de en-ner el bombeo tanto de líquidos como de gases (si ne entrada de gases amargos en el pozo. trada y salida, monitoreose están usando) y circular controlando la presión. y de la operación. La sarta debe usarse sin elementos que dañen o so- - Pueden trabajar a pre-Otras consideraciones metan a trabajos excesivos a los elementos de sello sión de hasta 250 psi de la cabeza rotatoria, por lo que debe de evitarse - Pueden manejar mayo-El conjunto de preventores y la cabeza rotatoria de- el uso de hules protectores, tubería con hombros res volúmenes que los at-ben estar debidamente centrados, con desviación rectos, bandas de material duro, marcas severas pro- mosféricos.máxima de 2° respecto a la vertical, para evitar con- ducidas por llaves de apriete. También ha de redu- - Tienen mejores disposi-sumo excesivo de elementos de sello por desgaste cirse el uso de tubería pesada de perforación ya que tivos de seguridad y nor-prematuro de estos y de los sistemas de rodamien- el recalcado extra y la banda de material duro da- malmente tienen sistemasto de la cabeza rotatoria. ñan prematuramente los hules de la cabeza rotatoria integrados de estrangula- y no usar herramientas de forma espiral. Es preferi- ción.La velocidad de penetración máxima, definida en ble utilizar la flecha de perforación hexagonal ya que Figura 27. Ejemplos de separadores verticales y sistemas de desnatado.función de la capacidad de acarreo del fluido de per- hace un sello más efectivo que la flecha cuadrada.foración y la velocidad de asentamiento de los re- El número de estabilizadores debe ser mínimo de- bombas centrífugas de las presas. Si ocurriesen Mientras que sus desventajas son:cortes y de las partículas producto del derrumbe de bido a que sobre ellos no se puede hacer sello, se arrastres de sólidos por efecto de alto volumen de - Son de mayor costo que los equipos atmosféricos.las paredes del pozo, no debe excederse para evi- debe controlar el pozo antes de sacarlos o introdu- retorno, se puede adaptar una salida de 2" en la lí- - No puede modularse su uso, obligando a usartar crear puentes de recortes en el espacio anular. cirlos e instalar después el elemento de sello. Se nea de 8" que conduce el lodo hacia el "skimmer". el sistema completo en todos los pozos.Si es posible, comparar el volumen recuperado de debe contar con una válvula de seguridad de altarecortes con el que está generando al perforar, para presión abierta, y, para cada conexión usada en ladeterminar la eficiencia de la remoción. Fijar límites sarta, una válvula de contrapresión, por si es nece-máximos de presión en el espacio anular para cada sario.una de las operaciones (perforando o viajando). Du-rante la perforación normal, controlar la presión anu- El uso de sistemas de rotación Top-Drive ofrece laslar con el estrangulador. Al reducir el diámetro del siguientes ventajas: Permite perforar con tubería deestrangulador aumenta la contrapresión, y reduce cuerpo redondo, que hace mejor sello que cualquierla entrada de fluidos al pozo, principalmente gas que flecha y proporciona mayor vida a los elementos dese expande en su viaje a la superficie y causa altas sello de la cabeza rotatoria. Reduce el número depresiones anulares. Si la presión anular se aproxi- conexiones requeridas en dos tercios, lo que aho-ma al límite fijado, hay que detener la perforación y rra tiempo e incrementa la seguridad. Permite la cir-la rotación, levantar la barrena del fondo y cerrar el culación y rotación ascendente durante el viaje, lopreventor anular. Se debe desfogar la presión anu- que reduce los problemas de pegaduras y permitelar entre la cabeza rotatoria y el preventor y circularla burbuja de gas como en un control normal de mucha más excentricidad de la mesa rotaria y de los preventores, por tener su punto de giro por en- ´pozo; una vez estabilizada la presión hay que usar cima del piso de perforación.un orificio ligeramente más reducido, abrir el Figura 28. Esquema del interior de un separador cerrado horizontal, del tipo denominado "de cuatro fases".24 21
    • Técnicas Especiales de Perforación Técnicas Especiales de Perforación todo sentido, tanto en capa- Consideraciones al hacer conexión 5.- ¿Qué fenómenos fisicoquímicos básicos deben cidad de separación, dimen- evitarse al seleccionar los fluidos a usar en la perfo- siones de los equipos, me- Los problemas inherentes a las conexiones son: 1) ración bajo balance? dición, registro de datos; al suspender el bombeo, la alteración de la columna Corrosión y combustión espontánea calidad de la separación y de fluido en el espacio anular genera el riesgo de seguridad del equipo, de la atrapar la sarta por el asentamiento de los recortes y 6.- Mencione la clasificación de fluidos que pueden operación y del personal. además consume tiempo y recursos al restablecer emplearse en perforación bajo balance, según el las condiciones de circulación; 2) el manejo de gas diagrama de Lorenz. Sistemas de separación presurizado requiere seguir procedimientos de pro- Líquidos, Líquidos aereados (o nitrogenados), espu- abiertos a presión atmosféri- bada efectividad, para evitar accidentes personales mas estables, espumas con gas, rocío y gases. ca: Estos equipos fueron los y lavado de juntas de elementos tubulares. pioneros en la perforación 7.- ¿Según esto, es indispensable usar un gas (aire, bajo balance. Consideraciones para viaje nitrógeno, gas natural, etc.) para operar en bajo ba- lance, y por qué? Tiene las siguientes ventajas: Para evitar problemas, el viaje debe analizarse en cua- No. El bajo balance puede alcanzarse aún con líqui- tro partes: 1) antes de detener la circulación se de- dos, usando una densidad menor que la equivalen- - Puede usarse en forma mo- ben sacar del pozo los recortes ya sea circulando te a la presión del yacimiento. dular, es decir se puede insta- más tiempo o bombeando baches; 2) al detener la lar sólo una sección de él, se- circulación se corren los riesgos descritos en el pá- 8.- ¿Cuál sería el equipo adicional básico para apli- Figura 26. Ejemplos de cabezas y preventores rotatorios de diversos. gún la aplicación. rrafo anterior, 3) al levantar la TP debe evitar la en- car perforación bajo balance? - Son de menor costo trada de fluidos colocando baches; 4) al meter se Equipo rotatorio, equipo de separación de fases,Desde luego, tiene que hacerse un balance econó- - Es compatible con equipo de sensores y recolec- debe reconocer cuidadosamente el agujero por po- equipo de estrangulación y equipo de sensores demico entre el costo de los diferentes equipos dispo- ción de datos. sibles derrumbes de las paredes inestables del pozo parámetros.nibles en el mercado y los beneficios que se espe- o por entrada de fluidos de la formación.ran alcanzar en el pozo, partiendo del potencial pro- Mientras que sus desventajas son: 9.- ¿Cuántos tipos de equipos rotatorios existen? Preguntas y respuestas: Dos. Cabezas rotatorias y preventores rotatorios. - Requiere de área relativamente grande 10.- ¿Cuál es el elemento de control de la operación para su instalación. 1.- ¿Qué es la perforación bajo balance? y de la seguridad? $OJXQDV FDUDFWHUtVWLFDV GH ODV FDEH]DV SUHYHQWRUHV URWDWRULRV - Ofrece menor control sobre la opera- Es la técnica de perforación en que la densidad del El estrangulador. ción que los sistemas cerrados. fluido se diseña intencionalmente menor que la pre- &DEH]DV 3UHYHQWRUHV - Sus especificaciones son para trabajar sión de la formación a perforar. 11.- ¿Al iniciar las operaciones que parámetro debe a presión atmosférica. establecerse y respetarse para garantizar la seguri- 0HQRU WLHPSR SDUD  (OHPHQWRV PiV GXUDEOHV 2.- ¿Cuál es la condición básica para aplicar perfora- dad de la operación? FDPELR GH HOHPHQWRV El equipo que lo integra es: ción bajo balance? La presión convencional máxima de trabajo. La perforación bajo balance es aplicable en rocas 0HQRU FRVWR GH HOHPHQWRV  H FRQVWUXFFLyQ PiV IXHUWH a).- Separador vertical de baja presión. que se mantienen mecánicamente estables aun 12.- ¿Qué valor máximo debe tener esta presión? Su capacidad varía entre 40 y 50 mil mpcd cuando la presión del yacimiento sea menor que la El 60 por ciento de la especificación máxima de 7RGDV WLHQHQ VX SURSLD  0HQRV VHQVLEOHV D FHQWUDGR de gas y 30 - 40 mil bpd de aceite. presión de formación o yacimiento. presión del equipo rotatorio en condiciones diná- HQHUJtD SDUD RSHUDUODV DOLQHDFLyQ GHO HTXLSR micas. b).- Separador fluido de perforación-hi- 3.- ¿Cuál sería el resultado de aplicar la perforación ,QVWDODFLyQ RSHUDFLyQ  0iV UHVLVWHQWHV D IOXLGRV drocarburo/recortes. Por el tipo de flui- bajo balance en rocas mecánicamente inestables? 13.- ¿Qué procedimiento debe seguirse si se pierde IiFLO UiSLGD EDVH DFHLWH do esperado del yacimiento y el lodo El colapso o derrumbe del pozo el control sobre la presión de trabajo? usado para perforar es necesario un sis- Suspender el bombeo y circular controlando la presión. Tabla 4. tema de separación de desnatado por 4.- ¿Cuáles son las diferencias básicas en criterios gravedad (skimmer) integrado por tres entre la perforación bajo balance y la perforación Referenciasductor del yacimiento; sin embargo, con una buena presas distribuidas como sigue: una de recepción, convencional?ingeniería para el pozo queda asegurado que el cos- decantación y separación por desnatado del lodo y - La presión hidrostática del fluido de perforación es 1.- "Procedimientos de Perforación bajo balance".to adicional de aplicar la técnica se justificará, tanto el aceite; otra de acumulación y bombeo de lodo menor que la presión de la formación. Gerencia de Perforación y Mantenimiento de Pozostécnica como económicamente. hacia las presas del equipo y la tercera para captar - Se continúa perforando aun con pérdida de circulación División Sur, 1998. y bombear aceite hacia el tanque vertical. - Se continúa perforando con el pozo fluyendo y 2.- "Documentación Técnica del Proyecto deEn la actualidad la tecnología ha evolucionado en con presión Optimización de Perforación bajo balance", Sub- - Se pueden realizar viajes con presión controlada gerencia de Ingeniería, Gerencia de Perforación y20 25
    • Técnicas Especiales de Perforación Técnicas Especiales de PerforaciónMantenimiento de Pozos, División Sur, 1999. producción anticipada y resulta caro instalar plata- debido a los cambios en la flotación, tanto en condi- Un arreglo típico como el anterior, debe cumplir con3.- "Desarrollo de la Perforación bajo balance en el formas. En perforación en aguas profundas, los pri- ciones de pérdida de circulación como con el fluido las siguientes funciones básicas:Campo Muspac", Miguel Angel Aguilar de la Serna, meros lugares los ocupan: aereado en el pozo. Para el bombeo de gas se utili-Unidad Operativa Reforma, 1996. zan válvulas de contrapresión con el siguiente pro- Perforar rotando la sarta, viajar, y controlar la presión4.- SPE 35320. "Tecominoacán 408: Primera aplica- 1.- Mar del Norte pósito: sobre la barrena para evitar entrada de flui- en el espacio anular. Se consigue con el uso de cabe-ción de perforación bajo balance en México 2.- Brasil dos de la formación al interior de la sarta, y sobre el zas o preventores rotatorios, siendo la presión a ma-Yáñez M. Maclovio y Valenzuela C. J. Martín, SPE 3.- India primer tubo que se conecta antes de iniciar la perfo- nejar el determinante para escoger uno u otro, ade-México, 1996. 4.- Europa/África ración con cada nueva5.- SPE 38548 "Well control considerations for under barrena para evitar pérdi-balance drilling", Edward T. Bourgoyne. No obstante que las unidades flotantes se han utili- da de nitrógeno y tiem- Tabla comparativa de cabezas o preventores rotatorios6.- "Underbalance drilling manual", Gas Research zado para perforar desde los años setenta, debido al po en estabilizar presión Presión Trabajo Rango de NúmeroInstitute, 1997. desarrollo de campos en aguas profundas se ha re- al realizar la conexión de Marca Tipo Modelo Estática Rot/viajando RPM Presión Elementos Williams Cabeza 7100 5000 2500 100 Alta Doble7.- "Air and Gas drilling manual", G.S.M. Robert D. querido incorporar nuevas tecnologías. cada tubo. Williams Cabeza 7000 3000 1500 100 Media DobleGrace Co. Trainning Service. Williams Cabeza 8000 1000 500 100 Baja Sencillo8.- "Informe y procedimientos operativos para per- A continuación se mencionarán las más importantes. Equipo superficial Techcorp-Alpine Cabeza 3000-tm 3000 2000 200 Media Dobleforación bajobalance en los pozos Iride 1166 y Jujo Grant Cabeza RDH 2500 3000 2500 150 Alta Doble RBOP Preventor RBOP 1500 2000 1500/1000 100 Media Sencilo523" Valenzuela Cázares J. Martín y Solís Fuentes Posicionamiento dinámico La perforación bajo ba- Shaffer Preventor PCWD 5000 2000 / 3000 200 / 100 Alta SencilloEpitacio, Perforación, División Sur. lance requiere usar equi- Posicionamiento dinámico significa permanecer en un po adicional que satisfa- Tabla 3.IV. AGUAS PROFUNDAS punto del mar sin anclas y fue originalmente propuesto ga las necesidades de para el proyecto Mohole de la Fundación de Ciencias manejo superficial deIntroducción Naturales de los Estados Unidos. El posicionamiento presión y volúmenes de líquido y gas, tanto lo que más de la experiencia del operador. La figura 26 es com- fue usado en pequeños barcos para extraer núcleos se inyecta durante la perforación como lo que se parativa de diversos proveedores de este servicio:El concepto de Aguas Profundas varía de acuerdo del fondo del mar en tirantes de agua profundos. obtenga del yacimiento como resultado de la con-con diversos autores; sin embargo, en términos ge- dición bajo balance que se desee lograr. La figura La figura 26 ejemplifica algunos preventores y cabe-nerales se consideran aguas profundas aquellas de En la actualidad, el posicionamiento es una técnica 25 esquematiza el equipo superficial adicional ne- zas rotatorias de diversos proveedores y la tabla 3más de 400-500 metros (1,304-1,630 pies) de tirante para mantener automáticamente la posición de una cesario para aplicar perforación bajo balance. Ade- enuncia algunas características de estos equipos.de agua. Se considera que las aguas ultraprofundas unidad sin anclas, dentro de una tolerancia especifi- más, en esta sección se explican las variaciones ycomienzan a los 1,500 m (4 mil 891 pies), profundi- cada por el uso de vectores de empuje para contra- evoluciones que el equipo ha experimentado en los Equipo superficial de separación de fasesdad para la que generalmente se diseña la mayor rrestar las fuerzas del viento, olas y corrientes que últimos años.parte del equipo de producción convencional. tienden a sacar a la unidad de la localización desea- Es muy importante da, (ver figura 29). aclarar que la selec-En el libro II de esta Colección (Equipos de perfora- ción del equipo su-ción) se describen los tipos de equipos para operar En la actualidad, las mejoras en diseño y confiabilidad TRATA- perficial depende decosta fuera, incluyendo los utilizados en aguas pro- permiten mantener una posición durante periodos ALMACENAM IENTO MIENTO LODO N2 la ingeniería de per- DE ACEITEfundas tales como: prolongados. El incremento en la potencia disponi- LODO foración bajo balan- OPCIONAL ble y los avances en el equipo de control ayudan a ce que se haga para• Barcos perforadores mantener la posición en niveles mayores de intensi- SEPARACION el trabajo dentro del• Semisumergibles dad de olas y vientos. DE LIQUIDOS pozo, y no al contra- ACEITE rio, de ahí que según• Plataformas de patas tensionadas (TLP) La posición se define en términos de porcentaje de LIQUIDOS CABEZA ROTATORIA el tipo de yacimien-• Plataforma de mástil tipo boya (Spar Buoys) profundidad de agua. Este es el el error horizontal to que se perfore, el de posición dividido por la profundidad de agua y grado de bajo balan-El concepto de aguas profundas comienza a utili- multiplicado por 100. La tolerancia en la posición, SEPARADOR ce que se pueda o sezarse a partir de 1947. En 1961 se instaló el primer expresada en por ciento de profundidad de agua, pretenda alcanzar,árbol a una profundidad de 17 m. Pero el verdadero es conveniente porque define la posición y está re- GAS AL ESTRANGULADOR así como los gastosprogreso ocurrió en los setenta, cuando inició la pro- QUEMADOR Ph < Py lacionada con el nivel de esfuerzo en el conductor esperados de inyec-ducción del campo Cognac, en el Golfo de México, marino o en la sarta de perforación. ción y de salida tan-a un tirante de 312 m. SOLIDOS A LOS to de líquidos, gases El error máximo permisible, respecto a los niveles de *SPE-35320 VIBRADORES y sólidos determinaLa perforación en aguas profundas permite desarro- esfuerzo en los materiales tubulares desde la unidad su tipo y capacidad.llar campos marginales en los cuales se conoce la flotante al fondo del mar, es del cinco por ciento. Figura 25. Esquema de un arreglo típico de equipo superficial para perforación bajo balance.26 19
    • Técnicas Especiales de Perforación Técnicas Especiales de Perforaciónacarreo para limpiar el fondo del pozo y llevar los re- rrena y en la torsión de la sarta de perforación. Lacortes hasta la superficie. Esto es básico debido a que condición de bajo balance genera incrementos sus-comúnmente no se logra tener retorno completo du- tanciales en la velocidad de penetración, pero deberante la perforación bajo balance, o se pierde control aplicarse el gasto óptimo para garantizar limpiezasobre la columna de fluido en el espacio anular en adecuada del fondo del pozo y la velocidad anularintervalos que generan mayores caídas de presión ta- requerida para el acarreo de los recortes.les como: cambios de gradientes de fractura de la roca,yacimientos con fracturas naturales, con alta permeabi- Proyecto direccionallidad o cambios de geometría, todo lo cual obliga ahacer una rápida adecuación de las condiciones de Es conveniente analizar las severidades esperadas ooperación para evitar puentes de recortes que atra- las máximas permisibles en todos los pozos, aunquepen la tubería. Los aditivos pueden agregarse en do- este factor es más crítico en pozos con ángulo supe-sis constantes a la succión de la bomba, en baches rior a 30° u horizontales. Dos son los fines específicos:directamente en la tubería de perforación al hacer laconexión o de ambas maneras, ya que, debido a sus a) asegurarse que la presión hidrostática está sien-propiedades lubricantes, reduce la torsión y arrastre do bien calculada, sobre todo en pozos propensos aen la sarta de trabajo. pérdidas de circulación o flujos.Es necesario aplicar diversos modelos para simular b) cuidar que la geometría del pozo no genere gran-los cambios en las condiciones de operación por des caídas de presión por fricción.efecto del uso de gas, para hacerlas óptimas y pre-ver los casos críticos que deban evitarse. Asimis- Normalmente, en la etapa de bajo balance de nues-mo, se requiere efectuar simulaciones del compor- tros pozos, el objetivo es mantener el ángulo; perotamiento de otras variables importantes, que se es posible controlar la desviación con toma sencilla,mencionan a continuación: múltiple, giroscópico o unidad de memoria, incluso con la presencia de un fluido compresible en el pozoTorsión y arrastre (gas, nitrógeno, aire), que afecta significativamente el funcionamiento de las herramientas de transmi-El factor de fricción de una tubería de perforación en sión de datos a superficie por medio de pulsos yaagujero entubado o abierto, puede variar entre 0.15 sea negativos o positivos.y 0.35 según los componentes de la fase líquida, así Figura 29. Posicionamiento dinámico.como del tipo y cantidad de sólidos acarreados; pero, Si es necesario usar válvulas de contrapresión en lacuando se perfora con aire o gas, puede ser tan alto sarta, es preferible usar las de tipo charnela, que Al aumentar la profundidad del agua, la tarea de ción flotante durante las operaciones de toma de re-como 0.8 porque no hay lubricación. Ya sea que se permiten el paso de ciertas herramientas. El uso de posicionamiento dinámico se vuelve más fácil por- gistros. Este aparato de compensación se cuelga de-use diesel o fluidos de emulsión inversa o que se MWD electromagnético es viable también con flui- que el mismo porcentaje de profundidades permite bajo del gancho y usa un cable de acero guarnido,tenga incorporación de hidrocarburos líquidos en el dos compresibles, pero depende para su funciona- mayor movimiento en aguas más profundas; por desde la parte superior del conductor marino pasan-fluido de perforación, se reduce la fricción. De lo miento de la resistividad de las formaciones desde ejemplo, dado un cinco porciento de exactitud re- do por la polea compensadora de movimientos, y quecontrario, pueden agregarse materiales sólidos, la profundidad de perforación hasta la superficie. querida, es casi imposible permanecer dentro de 1.5 se fija al piso de perforación. La polea de registros secomo grafito, o aditivos como los antes detallados Otra opción es el MWD con almacenamiento de m (4.92 pies) en 30 m (100 pies) de tirante de agua. conecta a esta polea compensadora, la cual está col-para incrementar la lubricación. datos en el fondo del pozo, pero no se dispone de Igualmente con el mismo cinco porciento en 305 m gada de un tensionador neumático. la información en tiempo real. Si se considera que (1,000 pies) de tirante, se permite un desplazamien-Barrenas e hidráulica la trayectoria de los pozos está definida, además de to del pozo de 15 m (50 pies), la cual es una toleran- Compensador de movimiento vertical (CMV) que en pozos profundos y complicados es proba- cia realista. Las barrenas deben ser adecuadas de acuerdo con ble no poder dar a los motores de fondo las condi- La aplicación más importante de un compensadorel fabricante, debido a sus mejoras sustanciales en ciones hidráulicas necesarias para un buen desem- Compensación de movimientos en la superficie de movimientos de la sarta de perforación (CMV),estructura de corte y sistema de rodamiento respec- peño, la premisa de la densidad equivalente de cir- es contrarrestar el movimiento vertical de la unidadto a las convencionales. La condición es respetar los culación hace preferible el uso de sarta rotatoria. Compensadores de cable de registros eléctricos de perforación que podría ser transmitido a la sartaparámetros óptimos de gasto, peso, torsión y velo- de perforación (ver figuras 30 y 31). Esta anulacióncidad de rotación, considerando que se usa un flui- Sarta de perforación Existe un compensador de movimientos para contra- del movimiento mejora la operación de los siguien-do en dos fases cuya densidad puede variar y pro- rrestar el movimiento vertical de la unidad de perfora- tes procedimientosvocar cambios en la flotación, en el peso sobre ba- En la sarta de trabajo se ajusta el diseño a la tensión18 27
    • Técnicas Especiales de Perforación Técnicas Especiales de Perforación sistencia compresiva de éstas. Como solución al- mente viable de menor densidad (0.87 gr/cm3) y terna y más generalizada se emplea un líquido mez- porque evita totalmente el desarrollo de problemas clado con gas en tal proporción que se obtenga la fisicoquímicos por la presencia de arcillas en la for- densidad equivalente necesaria, con las propieda- mación, lo que ocurre a menudo. des de lubricación y acarreo de recortes. Según el estado mecánico y la posición direccional del pozo, Agua: En yacimientos calcáreos depresionados, pro- se realiza el siguiente análisis: fundos (>5 mil m), con mínimo contenido de arci- llas y con gradientes de presión menores a 0.7 gr/ Fase gaseosa cm3, el uso de agua es la opción económicamente más factible, dado que el uso de diesel no garantiza Como en todas las operaciones que se realizan en conseguir circulación, lo que puede implicar la pér- un pozo, se trata de perforar con seguridad, al mí- dida de grandes volúmenes de fluido. nimo costo y en el menor tiempo posible. El gas más barato es el aire, pero utilizarlo implica riesgos de Salmuera: Puede contrarrestar el efecto de la corrosión y combustión espontánea, temas amplia- hidratación de arcillas, pero presenta complicacio- mente tratados en la literatura de perforación bajo nes operativas con el control de su densidad, ade- balance. Es común tener en los pozos las condicio- más de su mayor costo. nes de presión, temperatura y presencia de fluidos para caer en ambas situaciones, por lo que el gas Fluidos de baja densidad: Son emulsiones directas más utilizado es el nitrógeno, ya sea abastecido en (base agua) o inversas (base aceite) que dan como carrotanques provenientes de planta o producirlo resultado fluidos de densidad entre 0.87 - 0.95 gr/ en sitio, por medio de membranas. La decisión de cm3, según su formulación y uso. Tienen la ventaja usar uno u otro depende de la facilidad para con- de ser sistemas completos resistentes a contamina- trolar la calidad y pureza del gas y la rápida capaci- ciones. dad de respuesta del proveedor. Espumas: Recientemente se han logrado avances Existen diversos métodos para calcular el volumen significativos con el empleo de sistemas de espu- de gas requerido y obtener una columna estable con mas, en donde la fase continua es el líquido y la fase la densidad necesaria, pero todos están fundamen- dispersa es el gas. Permiten alcanzar densidades de tados en el comportamiento fisicoquímico y termo- hasta 0.6 gr/cm3, y su mayor complicación es su dinámico de los gases. Las diferencias las constitu- manejo en superficie. Figura 30. Sistema compensador de movimientos verticales. yen consideraciones particulares como tipo de gas y fase líquida que se use; además, la relación con Fluidos especiales para yacimientos (TIPO DRILL IN).-Perforación Sentando tubería de revestimiento los factores geométricos del pozo, la estabilidad del Son limpios y libres de sólidos inertes, cuyo costo surfactante empleado, a las diversas condiciones en- es significativo, su uso debe justificarse económica-El CMV mantiene virtualmente un peso constante El CMV permite también que la tubería de revesti- contradas en el pozo, las variaciones en la densidad mente en función de los beneficios de evitar daño alsobre la barrena, mejora la velocidad de perforación miento sea alojada con suavidad en su nido, hasta del gas por efectos de cambios en la temperatura y yacimiento.y aumenta significativamente la vida de aquélla. Ade- en condiciones adversas de oleaje o de movimiento presión; así como la incorporación de gases y líqui-más, permite cambios fáciles e instantáneos en el vertical, lo que de otra forma sería imposible. dos del yacimiento, todos estos elementos hacen Aditivospeso sobre la barrena al ajustar la presión en el CMV variar la composición y el comportamiento del flui-y sin tener que hacer viajes de tubería para agregar Seguridad en el control del pozo do, lo que pone de manifiesto lo complejo de su Se debe usar un agente surfactante que ayude a al-o quitar lastrabarrenas. análisis. canzar el patrón de flujo necesario para el buen de- El CMV hace que se cierren los arietes sobre la tube- sarrollo de la perforación. Puede seleccionarse unSentando el conjunto de preventores ría de perforación, eliminando el movimiento verti- Fase líquida espumante de tipo aniónico para generar suficiente cal y, por lo tanto, el desgaste de los elementos de tensión interfacial lodo-nitrógeno, y que la energíaCon el CMV se logra un sentado suave del conjunto empaque de los arietes y/o del preventor anular. La fase líquida que se usa normalmente, es la mis- cinética del gas arrastre al lodo, a los líquidos pro-de preventores sobre el cabezal del pozo, no sólo en ma que para el fluido de perforación normal para el ducidos por el pozo y mantengan el patrón de flujoforma más segura, sino aún en condiciones más se- Operaciones misceláneas campo. En función de las condiciones de los pozos, en los límites deseados, aun cuando haya menorveras de movimiento vertical, lo que no sería posible se emplea : control sobre la proporción de las fases por la pro-sin dicho elemento, lo que provocaría pérdida de El uso del CMV permite realizar operaciones que ducción de las formaciones. Por otro lado, eltiempo si se esperan mejores condiciones de oleaje. podrían no llevarse a cabo, ser obstaculizadas o sus- Diesel: Sobre todo por que es el líquido comercial- surfactante permite lograr suficiente capacidad de28 17
    • Técnicas Especiales de Perforación Técnicas Especiales de Perforaciónsión de los fluidos de la roca, como se ilustra en la 2).- Fluidos aligerados con nitrógeno y recuperación tensionadores del conductor marino.figura 22. Por su parte, la figura 23 ilustra una for- con separadores de vacío. Las técnicas y tecnologías básicas de-mación en la que no es posible utilizar la perfora- 3).- Fluidos líquidos aplicando menor densidad sarrolladas para los tensionadores delción bajo balance pues la densidad equivalente a su que la requerida y recuperación a presión at- conductor marino fueron aplicadas enestabilidad mecánica no permite usar densidades mosférica. los compensadores de la sarta de per-menores a su presión de poro, por lo que la zona de foración. Durante la operación de per- Consideraciones para forar, el peso de la sarta está soporta- seleccionar el fluido cir- do por los cilindros hidroneumáticos 9 @ I T D 9 6 9 Ã@ R V D W 6 G @ I U @ à 6 à G P T à 9 D A @ S @ I U @ T à culante a emplear del CMV y el de la barrena sobre el @ T A V @ S a P T Ã@ I Ã@ G ÃQ P a P Ãa Q 6 fondo del pozo. Los cilindros están  … ‚ p h † à € r p i  vp h € r  ‡ r Ãv  r † ‡ h i y r †  D E N S ID A D Como el fluido circulante intercomunicados a tanques de aire de debe realizar las funciones alta presión (lo mismo que en los D E N S ID A D normales de un fluido de tensionadores del conductor). El con- P R E S IÓ N D E E S T A B IL I D A D USADA P R E S IÓ N perforación y resolver los trol de la presión de aire en los tan- ´ M E C A N IC A DE problemas planteados por ques de alta presión determina el ni- PROFUNDIDAD FRACTURA la condición bajo balance, vel de tensión. Las técnicas apropia- éste debe reunir caracte- das de perforación con el CMV siem- NO EXISTE ZONA rísticas de densidad, lubri- pre requieren que el ajuste de tensión NO EXISTE I S T E ZONA DEN O E X DENSIDADES PARA O N A BALANCE Z BAJO D E PARA BAJO BALANCE cación y acarreo de recor- sea menor que el peso de la sarta de D E N S A ID A D E S P A R A B A JO tes, además de: perforación. BALAN C E VENTANA C O N V E N C IO N A L P R E S IO N D E a).- Evitar que se presen- Cuando la plataforma se mueve hacia PORO te corrosión en los ele- arriba, los cilindros de soporte deben mentos tubulares dentro reciprocar para extender el CMV y Figura 23. Ejemplo de rocas en donde no es aplicable la perforación bajo balan- Figura 25 del pozo. comprimir el aire de los cilindros a los ce porque el pozo se colapsará. Obsérvese que no existe área de bajo balance b).- Evitar que se genere tanques de alta presión. El gran volu- entre la presión de poro y la estabilidad mecánica. combustión espontánea. men de los tanques de aire de alta pre-bajo balance no está definida para esa formación, c).- Evitar inestabilidad química. sión controla la variación debida a lapues provocaría un colapso o derrumbe del pozo. d).- Tener el menor costo posible. compresión. Este movimiento recipro- cante mantiene la carga de soporteAsí, se tienen dos ejemplos generales de aplicación Cuando se requiere una densidad equivalente me- preseleccionada (tensión), mantenien-cuyas diferencias en costo y operación obligan a nor que la que se logra con fluidos líquidos, se pue- do prácticamente el mismo peso so-mencionarlos por separado: de optar por sistemas de fluidos ultraligeros con es- bre la barrena. feras de vidrio de baja densidad, tecnología recientea).- Cuando la densidad requerida puede alcanzarse que tiene limitantes en profundidad debido a la re- Cuando la plataforma se mueve hacia con fluidos líquidos. Figura 31. Compensador de movimientos verticales. abajo, los cilindros de soporte retienenb).- Cuando la densidad equi- d e 0 .0 1 d e 0 .1 0 d e 0 .2 5 d e 0 .4 1 d e 0 .4 1 al CMV. El movimiento hacia abajo tien- valente es tan baja que no a 0 .1 0 a 0 .2 5 a 0 .4 1 a 0 .8 3 a 0 .8 3 > 0 .8 5 pendidas porque la sarta de perforación se mueve de a poner más peso sobre la barrena, pero como los puede lograrse con líqui- simultáneamente con la unidad de perforación. cilindros conservan la presión preseleccionada, éstos dos y es necesario alige- retraen al CMV manteniendo la tensión y, en conse- rar un fluido base. gas gas Métodos básicos del funcionamiento del compen- cuencia, el peso sobre la barrena. Durante la retrac- sador de movimiento vertical ción del CMV, el aire se expande de los tanques a losPor lo anterior, y ante los re- cilindros, lo que conserva el nivel de presión deseado.tos planteados, en México se Todos los CMV de equipos marinos de perforaciónhan aplicado las siguientes son aparatos tensionadores que operan por medio Compensador montado en la polea viajeramodalidades de perforación gas de aire, funcionan con la diferencial de peso sus-bajo balance: pendido de la sarta de perforación y el nivel de ten- Entre la polea viajera y el gancho, se encuentra el sión calibrado en el CMV. El peso de la barrena es dispositivo tensionador con la función de soportar A IR E ESPUMA1).- Fluidos aligerados con ni- O R O C IO CON ESPUMA ESTABLE L IQ U ID O A IR E A D O L IQ U ID O igual al peso de la sarta de perforación, menos el la sarta de perforación y anular el movimiento verti- trógeno y recuperación a GAS GAS ajuste de la tensión en el CMV. Los niveles de la ten- cal. Su nivel de tensión es controlado por técnicas presión atmosférica. Figura 24. Diagrama de Lorenz para ilustrar las densidades equivalentes sión son controlados en la misma forma que en los idénticas al tensionador del conductor marino. que pueden lograrse con diferentes fluidos, o mezclas de ellos.16 29
    • Técnicas Especiales de Perforación Técnicas Especiales de PerforaciónCilindro tipo compresión pleta (el peso del conjunto excede el ajuste de ten- III. PERFORACIÓN BAJO BALANCE aire o nitrógeno a su fase líquida, permitiendo la en- sión). Cuando se llega al fondo del mar con el arreglo trada de fluidos de la formación al pozo, que debenEsta técnica aplica aire de alta presión al lado ciego de preventores, el contacto inicial sobre el cabezal del Introduccion circularse y controlarse en la superficie. El uso dedel cilindro, entre la polea viajera y el gancho. La pozo permitirá al compensador retraerse en su carre- esta técnica no se limita a formaciones de baja pre-lubricación y el control de seguridad se obtiene ra. Sin embargo, el compensador continuará sopor- La perforación en yacimientos depresionados con sión, pues también se aplica en pozos de alta pre-por la conexión de un tanque de baja presión de tando casi toda la carga (una cantidad igual al ajuste técnicas convencionales representa un gran reto en sión, con los mismos objetivos: reducir el riesgo deaire y aceite en el lado del vástago del cilindro. de tensión), dejando que el cabezal cargue solamente tanto enfrenta diferentes problemas en forma simul- atrapamiento por presión diferencial y hacer factibleUna cadena guarnida en los cilindros genera una la diferencia entre el ajuste de tensión y el peso del tánea, tales como: pérdidas totales de circulación, la perforación.carrera de compensación del doble de la carrera conjunto de preventores. Esta técnica permite el sen- brotes, pegaduras por presión diferencial,del cilindro. En otras palabras, una carrera de 2.7 tado (instalación) y la recuperación del conjunto de atrapamiento de sartas de perforación porm del cilindro proporciona 5.4 m de compensa- preventores en condiciones adversas de oleaje, lo que empacamiento, descontrol subterráneo, etc.,ción de movimiento. sería imposible de otra manera. lo que provoca diversas consecuencias, como que los pozos sólo se puedan perforar po-Operación de un compensador de movimientos ver- Sentado de la tubería de revestimiento cos metros dentro del horizonte productor, oticales bien que se tenga que invertir más para con- El procedimiento es similar al descrito para sen- trolar pérdidas o para operaciones riesgosas,Comienzo o inicio de la perforación tar el conjunto de preventores. Esta maniobra de todo lo cual tiende a incrementar el costo de sentar lentamente la T:R., permite llevar a cabo la la perforación.Después de ajustar el nivel de tensión deseado en el operación en condiciones de movimiento verti-CMV y hacer las conexiones en la sarta de perfora- cal bastante amplio, sin que ocurran daños a los Lo anterior obedece a que la densidad equi- Figura 21.ción, se baja la sarta en el agujero hasta que la barre- colgadores y sus sellos. valente necesaria para perforar cierta secciónna toca fondo. Al hacer contacto con el fondo se con- del pozo, contrasta con la que requiere otratinúa bajando la polea viajera para que la carrera del Sistema de tensionadores de líneas guía en plata- sección en tanto se trata de formaciones de diferen- La figura 21 compara algunos criterios de perfora-CMV llegue a su punto medio. Se podrá observar que formas semisumergibles te presión que requieren tuberías de revestimiento ción convencional con perforación bajo balance.el nivel de tensión del CMV siempre es menor que el adicionales, lo que no siempre es técnica y econó- Aplicación y casos generales de la perforación bajopeso total de la sarta de perforación. Por tanto, el Para que sean efectivos los cables guía del cabezal micamente factible; sin embargo, con la técnica de balancecompensador se extenderá a su longitud total antes submarino deben estar tensionados. Para mantener- perforación bajo balance es posible resolver talesque la sarta se levante de las cuñas. Cuando se llega al los a un nivel de tensión preseleccionado, se apli- problemas. La perforación bajo balance es aplicable en forma-fondo con la barrena, el compensador se retrae y can tensionadores hidroneumáticos a cada uno de ciones mecánicamente estables aun cuando se ma-empieza a soportar el peso de la sarta igual a su nivel los cuatro cables guías del cabezal y, normalmente, Ingeniería de diseño de la perforación bajo balance nejen presiones hidrostáticas menores que la pre-de tensión. Esta diferencia en peso y tensión es regu- a las líneas del control del conjunto de preventoreslada por el CMV sobre la barrena al bajar la polea via- (ver figura 32). Los tensionadores de los cables guías Aquí se explica la planeación deljera aproximadamente la mitad de la carrera total. El operan de la misma manera que los tensionadores pozo, desde la decisión de usar la 6QGD868DÏIÃ9@ÃG6ÃQ@SAPS68DÏIÃ76EP 76G6I8@…‚ph†Ã€rpivph€r‡rÃr†‡hiyr†perforador baja la polea viajera para mantener al CMV del conductor marino y están diseñados igual, ex- perforación bajo balance con base en DENSIDADreciprocante cerca de la mitad de su carrera y el peso cepto que son más pequeños. La operación normal las condiciones del yacimiento y las DENSIDAD PRESIÓNsobre la barrena será controlado por el CMV conser- de los tensionadores de los cables guía es a niveles expectativas de producción del pozo, P USADA PRESION DE DE POROvando la carga preseleccionada. de alta tensión para guiar el cabezal submarino, por hasta detalles como el uso de equi- R BAJO BALANCE FRACTURA O ejemplo, 4.5 y 7 toneladas (10 mil y 16 mil libras) po adicional, condiciones de opera- FEl uso del CMV para operaciones de perforación, son comunes, aunque después de sentar el equipo ción, capacitación del personal, et- U Npermite usar el perforador automático en equipos en el cabezal los niveles de tensión se reducen a 1 o cétera. Dflotantes. 4 toneladas (2 mil u 8mil lb) para reducir desgaste y I D fatiga en el cable de acero. Definición A PRESIÓN DESentado del conjunto de preventores D ESTABILIDAD Base guía temporal y permanente Se tiene una operación bajo balance MECANICA ZONA DE BAJO VENTANACon el CMV se puede sentar suavemente al con- cuando la densidad equivalente del BALANCE CONVENCIONALjunto de preventores en el cabezal submarino. La La base guía temporal es una estructura soldada con fluido de control se diseña inten- Figura 24.- Definición de la estabilidad mecánica de la formación en términos de Figura 22.técnica consiste en ajustar el nivel de tensión del CMV un circulo central, en donde se aloja el housing del cionalmente para que sea menor densidad equivalente. La perforación bajo balance es aplicable cuando se tienenunos cientos de libras menos que el peso del paquete cabezal de 30 pg. ( ver figura 33). que la presión de las formaciones rocas mecánicamente estables, aún con densidades de fluidos menores que laque se va a sentar en el fondo del mar. Cuando co- que se están perforando. El fluido presión de poro de la formación. Referencia 2.mienza a levantarse la sarta de la araña, se levanta la Esta estructura se utiliza para guiar la barrena al ini- puede tener densidad natural o in-polea viajera y se extiende el CMV a su carrera com- ciar la perforación. ducida, en cuyo caso se agrega gas,30 15
    • Técnicas Especiales de Perforación Técnicas Especiales de Perforación• Colocar la cabeza de cementación.• Circular tiempo de atraso.• Efectuar la cementación de la T.R.La aplicación de la técnica para perforar con Tube-ría de Revestimiento deberá implementarse única-mente en los pozos y campos que cumplan con lossiguientes requisitos: • Campos de desarrollo en explotación interme- dia o avanzada. Donde se requiere aumentar la rentabilidad de los proyectos de inversión (ac- tivos). Figura 20. El trabajo en equipo rinde su fruto. • En pozos verticales de someros a medianos con una profundidad promedio entre mil 500 y 3 mientas y servicios que serán utilizados durante mil metros. la perforación del pozo, para mejorar la logística y evitar los tiempos de espera. • Que requieran sólo 2 o 3 etapas para su perfo- ración. • Se deberán proporcionar anticipadamente los pro- gramas detallados de perforación a todo el per- • Que sus necesidades de producción se mane- sonal involucrado, para garantizar el buen desem- jen a través de diámetros reducidos. peño y optimación de la perforación con cualquier nueva técnica. • Que las conexiones a utilizar para este tipo de tuberías deberán tener valores a la torsión y • Es recomendable supervisar directamente la arrastre, igual o mayor que la correspondiente reología del lodo de perforación para mantener va- tubería de perforación utilizada normalmente lores bajos en la viscosidad plástica y punto de para hacer pozos similares. cedencia, para optimar la hidráulica durante la per- Figura 32. Tensionadores de líneas guías. foración. • Los diámetros de T.R. recomendables para utili- zar esta técnica son 4 ½", 5", 5 ½", 6", 6 5/8" y 7". • Se deberá conocer el gradiente de formación y fractura para mantener el gradiente del lodo muy La base guía permanente es un armazón estructural • Los campos deben de ser de desarrollo; por lo cercano al de formación durante la perforación, a que contiene cuatro postes guías removibles (ver Fi- tanto, las formaciones estarán perfectamente fin de evitar el riesgo de pegadura por presión di- gura 34), cuya función principal es proporcionar una identificadas y serán factibles de perforar con ferencial y también, de esta manera, incrementar guía rígida para sentar el conjunto de preventores y esta técnica. el ritmo de penetración. posteriormente el cabezal de 30 pg, colocándola so- bre la estructura temporal. • El costo de la intervención en el pozo Culebra • En la perforación deberán manejarse los pará- núm. 281 fue de $ 10.5 millones de pesos metros de operación dentro de un rango razona- El círculo central tiene una hendidura para el anillo ble, que permita utilizar eficientemente las tube- de retención en el cual se ancla el housing del cabe-Recomendaciones durante la perforación: rías y conexiones programadas en el diseño. zal de 30 pg.• Se requiere del compromiso y trabajo conjunto • La técnica de perforación con tubería de revesti- Los postes guía están asegurados en su receptáculo de los involucrados para asegurar el éxito de la miento es una alternativa más, para optimar la por medio de clavijas de 2 pg (51 mm), para su fácil operación y así obtener el mayor beneficio con la rentabilidad de los proyectos de inversión; sin em- instalación y remoción. Una clavija tiene un perno aplicación de esta tecnología emergente. bargo, no debe utilizarse indiscriminadamente para prevenir la rotación. Cuando son tensionadas para cualquier pozo o campo, sin antes hacer una las líneas guía, los postes salen seis pulgadas (152• Antes de iniciar la actividad operativa, es recomen- evaluación económica detallada de los pozos don- mm) hacia arriba de la base guía, lo que proporcio- dable tener una relación de los accesorios, herra- de se pretende utilizar esta técnica. Figura 33. Estructura guía temporal. na una amortiguación al anclar el equipo.14 31
    • Técnicas Especiales de Perforación Técnicas Especiales de Perforación conductores marinos: los usados para opera- • Colocar cuñas de piso. ciones de perforación y los usados para ope- • Desconectar con llave hidráulica, hasta observar raciones de producción. que ha salido más de la mitad del piñón y ha brin- cado ligeramente. Componentes básicos de un sistema conductor • Levantar lentamente el piñón y girar un cuarto de marino para perforación vuelta hasta soltarse la rosca, para evitar que se enganche el diente de tipo serie 500. La sarta del conductor para una unidad de per- • Colocar el protector de rosca al piñón. foración flotante está compuesta normalmente • Ayudar al chango a mover la lingada hacia los pei- de tramos de 15.25 m de largo, almacenados en nes, para estibar la tubería correctamente. cubierta durante el tránsito hacia la localización. • Continuar realizando esta operación hasta tener Los extremos de cada tramo tienen juntas inte- sólo 8 toneladas en el indicador de peso. grales de acoplamiento rápido. La junta telescó- • Se deberá colocar el collarín de seguridad a partir pica, que se encuentra en el extremo superior de este momento; ya que no se cuenta con sufi- del conductor, normalmente se diseña para un ciente peso en la sarta. Podríamos correr el ries- movimiento vertical entre 4.57 a 9.14 m. go de soltar la tubería, que caería al fondo. • Continuar sacando hasta recuperar los lastraba- El sistema de tensionadores se conecta al extre- Figura 18. Apriete óptimo de la TR. rrenas, estabilizadores y la barrena. mo fijo del barril exterior de la junta telescópica, • Eliminar herramienta y colocarla en los burros de para proporcionar la fuerza axial suficiente y pre- • Repetir esta operación hasta alcanzar la profundi- tubería. venir que la sarta del conductor se flexione. El dad programada. barril exterior y la sarta del conductor marino tie- Procedimiento para el manejo e introducción de la nen movimientos laterales, inducidos por el mo- Procedimiento para el manejo de la T.R. durante la T.R. para cementarla: vimiento lateral y longitudinal de la unidad, pero recuperación: no tienen movimiento vertical. Cuando ésta se • Checar si el árbol de válvulas es convencional o mueve verticalmente, se mueve junto con la ca- • Sacar la T.R. por lingadas de 28 m. aproximada- compacto. En caso de ser convencional se deberá misa interior de la junta telescópica. Las juntas mente ver figura 19 retirar la charola recolectora de lodo antes de em- esféricas colocadas en cada extremo del conduc- pezar la introducción de la T.R. Figura 34. Estructura guía permanente. tor marino permiten la rotación en cualquier di- • Colocar la zapata guía. rección entre 7 y 10 grados. Por lo regular, po- • Colocar 28 metros (2 tramos) de T.R.La unidad se lleva al fondo marino por el housing cos operadores instalan dos juntas esféricas, lo que • Colocar cople flotador.del cabezal de 30 pg, usando cuatro seguros los cua- es más confiable, pero resulta más costoso y su • Iniciar introducción de la tubería de revestimientoles se sujetan en el interior de éste, e impiden que instalación toma tiempo de equipo. por lingadas.la base guía rote. Los cuatro postes guía tienen una • Aplicar grasa API modificada para T.R., únicamen-ranura especial para la línea guía, alojan y sostie- El arreglo más común es usar una junta esférica en te en los piñones de las roscas HD-521, durante lanen a ésta y prevén su fácil remplazo ya sea por un la parte superior del conjunto de preventores, que introducción.buzo o un vehículo de operación remota (ROV). se sienta en el cabezal del pozo. Este se une a la • Utilizar la guía de enchufe para facilitar el centrado base guía, la que queda colocada en el conductor y conexión de la tubería.Las bases guías permanentes también pueden ser de 30 pg. • Apretar las conexiones con la llave hidráulica has-usadas para sentar los árboles de producción sub- ta el par de apriete óptimo de 6 mil libras - pie.marina y para guiar la herramienta de los riser del Juntas de conductor marino • Colocar los centradores de acuerdo al programa.Tie Back. La base cuenta con un extremo para alojar • Utilizar la araña de piso y el elevador de cuñasla brújula de balancín (nivelación horizontal). Los sistemas actuales usan líneas de matar y estran- para el manejo correcto de la T.R. gular integradas al tubo del conductor. Cuando los • Introducir la T.R. en lingadas hasta la profundidadConductores marinos (RISER) tramos del conductor se están armando al sentar y programada. conectar un tramo con otro, las líneas de matar y • Llenar cada 4 lingadas, utilizar el tapón de manejoUn conductor marino o riser se puede describir estrangular se conectan automáticamente. Los re- para proteger la rosca durante el llenado de la tu-como un conducto desde la plataforma al fondo querimientos del conjunto de preventores han sido bería.del mar, por medio del cual circula el lodo de per- el factor decisivo para determinar el diámetro y ca- • Se recomienda tener unos tramos cortos de Ran-foración y sirve como guía a la sarta de perfora- racterísticas del conductor marino y la fuerza re- go 2, para facilitar el ajuste de la tubería de reves-ción. (Ver figuras 35 y 36). Existen dos clases de querida de los tensionadores. Figura 19. Estibamiento de lingadas de TR. timiento al final de la introducción.32 13
    • Técnicas Especiales de Perforación Técnicas Especiales de PerforaciónHerramientas y accesorios para el manejo e intro- • Colocar collarín de arrastre al tubo para izarlo. Cuando se detecta un brote poten-ducción de la tubería: • Subir la T.R. a la rampa. cial, se bombea lodo por la línea de • Repetir este procedimiento hasta completar 4 tra- matar hasta el conjunto de preven-• Elevador de cuñas para T.R. de 5 ½", verificar que mos en la rampa. tores para restablecer el equilibrio el ajustador del elevador sea del diámetro exte- de presiones en el agujero. Cuan- rior de la T.R. do se presenta gas en exceso, se• Collarín de arrastre para T.R. de 5 ½". cierra el preventor esférico y el de• Collarín de seguridad para T.R. de 5 ½". arietes alrededor de la tubería de• Cuñas para T.R. de 5 ½". perforación. El gas en el múltiple de• Araña de piso para T.R. de 5 ½". estrangulación se elimina usando la• Juego de 3 sustitutos de kelly, de una longitud de línea de estrangulación. 40 a 45 cm. de un material igual o equivalente al de la T.R. Junta telescópica• Juego de 4 tapones para manejo de T.R. de 5 ½" con la conexión Hydril Tipo 521. Existen dos tipos de juntas telescópi-• Calibrador para T.R. de 5 ½", 17 lb/pie. cas usada en los conductores marinos.• Guía de enchufe para T.R. de 5 ½" con conexión La más común es la de sistema de ten- HD-521. sión constante, debido a que su man-• Llave de apriete hidráulico con capacidad para T.R. tenimiento es más fácil y porque man- de 5 ½", ver figura 16. tiene una fuerza igual en los cables de• Juego de 2 válvulas de pie de 5 ½". acero conectados a la camisa exterior• Grasa API modificada para T.R. Figura 17. Colocación de tramos de TR en aguje- de la junta telescópica. Este método ro auxiliar. utiliza un sistema de guarnido debajo del piso de perforación. • Durante la perforación meter un tra- mo al agujero auxiliar, ver figura 17. Otro tipo de junta usa el sistema • Al terminar de perforar la longitud del tensionador axial directo. Este es un kelly, levantarlo y colocar cuñas y colla- mecanismo donde los sellos y el ani- rín de seguridad mientras no haya sufi- llo guía de la junta telescópica, están ciente peso en la tubería. diseñados para compensar por pre- • Desconectar el tubo del sustituto del kelly. sión interna y tiene la doble función • Aplicar grasa API modificada para T.R. de permitir el movimiento vertical de únicamente a los piñones de las roscas la unidad de perforación y actuar Hydril HD-521. como un pistón tensionador directo. • Apretar el sustituto del kelly manual- mente al tubo colocado en el agujero En el extremo superior de la junta te- auxiliar (agujero de ratón). Esto evitará lescópica, se instala un desviador de que se dañen las roscas por conectar la Figura 35. Conductor marino (riser). flujo mediante el cual, dependiendo tubería de revestimiento no alineada de la magnitud del cabeceo, se en- con el kelly. vía el lodo gasificado a la temblorina • Enroscar con el kelly spinner a baja a través de la línea de flote o las líneas de venteo a velocidad para evitar dañar las roscas Líneas de matar y estrangular babor, estribor, a popa o proa de la unidad. Figura 16. Llave de apriete hidráulico. hasta que se pare el mismo.Procedimiento para el manejo de la T.R. durante la • Apretar con las llaves del equipo de perforación Estas líneas corren a lo largo del conductor hasta Efecto de flotación en conductores marinos (RISER)perforación: hasta alcanzar 6 mil libras -pie, verificar apriete en el conjunto de preventores a la altura de la junta el indicador de torsión del equipo de perforación, esférica. Existen varios diseños, pero el más utili- En el conductor marino la máxima tensión ocurre• La tubería deberá de: Inspeccionarse, medirse y ver figura 18. zado consta de tubos con vueltas de 360° para en el extremo superior y disminuye con la profundi- colocarse en el orden correspondiente para utili- • Levantar el kelly junto con el tramo de T.R. para dar la flexibilidad requerida al extremo inferior del dad del agua. En aguas muy profundas se requiere zarse durante la perforación. alinearlo y finalmente conectarlo con la sarta de per- conductor marino. Las líneas de matar y estran- de algún tipo de flotación adicional para mantener• Instalar el tapón de manejo al tubo, en la cama de foración. gular ayudan a controlar los cabeceos evitando al sistema tensionador dentro de los límites prácti- tubería. • Bajar con el swivel y continuar perforando. que éstos se conviertan en reventones. cos. Se debe recordar que la fuerza de arrastre de la12 33
    • Técnicas Especiales de Perforación Técnicas Especiales de Perforación corriente aumenta con el cuadrado de la velocidad y el diámetro del conductor marino. Esto quiere decir que el diámetro exterior de los cilindros adicionales de flotación debe reducirse al máximo. Se han usado cilindros de espuma y cámaras de ace- ro asegurados al conductor marino, aunque los pri- meros se deterioran rápidamente y requieren man- tenimiento constante. Uno de los requerimientos para los sistemas de conductores en aguas profundas, es que floten ´ neutralmente o ligeramente positivo, con la flota- ción distribuida a lo largo de una sección del con- ductor. Si una sección del sistema de conductor flota en exceso, la falla en una junta del mismo, lo enviará hacia arriba, como un cohete, a través del piso de perforación. Revisión analítica de sistemas de conductores Los análisis para el diseño de conductores mari- nos deben considerar los esfuerzos a que están sometidos: Figura 12. Barrena PDC de 8 ½". Figura 14. Lastrabarrenas helicoidales de 61/2". · Axial que se debe a la carga de los tensionadores, • Martillo de 6 ½". flotación del conductor, peso del conductor, den- • Junta de seguridad (Bumper) de 6 ½" sidad del lodo, fuerzas por corrientes marinas y • La tubería de revestimiento de 5 ½" 17 lb/pie N-80 fuerzas originadas por las olas. deberá ordenarse en rango 3 de acuerdo a la nor- · Radial es causado por la presión interna de la co- ma API 5CT, para que su longitud varie entre 13.90 lumna de lodo y por la diferencial de presión de y 14.50 metros. los cabeceos. • Las conexiones para esta tubería son Hydril Tipo · Fuerzas externas resultan de la presión hidrostática 521, ver figura 15 del agua. Sistema tensionador de riser marino en una plata- forma semisumergible El sistema normalmente cuenta con ocho tensiona- dores de conductor marino (80K) con carrera de 12.5 x 4 pies y capacidad de 80mil lb cada uno con po- leas de 52 pg y cables de 1 ¾ pg. Un conductor marino operado en un equipo de per- foración marina flotante fallará o se colapsará en ti- rantes de agua de 60 a 91 m. si no es soportado parcial o totalmente. El conductor está unido al fondo marino por medio del conjunto de preventores y no se puede unir fir- memente a la unidad de perforación flotante debi- Figura 13. Estabilizadores de aleta soldable. Figura 15. Junta Hydril tipo 521. Figura 36. Sistema del conductor marino.34 11
    • Técnicas Especiales de Perforación Técnicas Especiales de Perforación agujero auxiliar y aumentar la longitud del Stand do a los movimientos de la misma. El soporte tiene Capacidad de tensión Pipe y la manguera del cuello de ganso. que ser por tensión axial aplicada a la parte supe- rior del conductor y/o flotación a lo largo de la lon- Esta se determina para el máximo requerimiento de• La rampa deberá considerar la nueva longitud de gitud del conductor. Al incrementarse el tamaño del tensión. Varios tensionadores se utilizan en todos los la tubería, ver figura 9 conductor marino, la profundidad del agua, las con- sistemas de risers. Las unidades de tensionadores diciones del mar, la densidad del lodo, etc., también múltiples cuentan con gran capacidad y permiten la aumentan los requerimientos de tensión axial para operación segura con una unidad fuera de servicio proporcionar el soporte adecuado. o en mantenimiento. El cálculo de la tensión axial requerida es un pro- Carrera del cable de acero blema complejo de flexión de una viga con algunas variables. Esta solución matemática debe utilizarse La carrera del cable de acero del tensionador debe en todas las aplicaciones de campo; sin embargo, exceder el máximo movimiento vertical esperado de como regla general, para determinar una aproxima- la unidad de perforación flotante, mientras el conduc- ción de la magnitud de la tensión se utiliza el peso tor marino esté conectado al cabezal del pozo o a los del riser sumergido en agua y se considera la den- preventores. Hay que considerar los movimientos de sidad del lodo como factor de seguridad. mareas, ajustes al conectar el conductor marino y cam- bios en la condición de lastre de la unidad. La tensión nominal es la siguiente: T nominal = (peso del con- ductor marino en agua + peso del lodo de perfora- ción en agua) * 1.20 Este nivel de tensión man- tendrá el tramo inferior del conductor marino tensio- nado, al exceder el peso del conductor. Figura 10 Estiba en peines de TR de 5 ½". Los tensionadores nor- males que se usan son de 27 y 36 toneladas (60 mil y 80 mil lb) de capacidad por tensión. Estos son Figura 9. Reacondicionamiento de la rampa. usados en sistemas que se componen de 4, 6 y 8• Los peines de la changuera deberán abrirse en- tensionadores (ver figura tre 4 y 6 centímetros más que el diámetro ex- 37). Los tensionadores terior de la tubería de revestimiento a utilizar, del conductor marino son ver figura 10. operados mediante un mecanismo y el sistema• Se recomienda la implementación de un indica- debe tener capacidad dor de torsión como herramienta necesaria du- para monitorear conti- rante la perforación del pozo, ver figura 11 nuamente (sistema re- Figura 11 Indicadores de torsión. dundante) y funcionarHerramientas para perforar con tubería de revesti- eficientemente inclusivemiento: • Estabilizadores de 6 ½" x 8 3/8", ver figura 13. con un tensionador fuera • Lastrabarrenas (Drill Collars) de 6 ½" helicoidales, de servicio.• Barrena de 8 ½" PDC, ver figura 12. ver figura 14. Figura 37. Sistema tensionador del riser.10 35
    • Técnicas Especiales de Perforación Técnicas Especiales de PerforaciónVelocidad de respuesta · Cuenta con seis lámparas de yoduro de cuarzo de terciario, el objetivo es continuar con el desarrollo y Plan de desarrollo 1999 - 2003 intensidad variable. explotación de la arena (W-4) productora del cam-El tensionador debe tener capacidad para respon- · Panel de control de movimientos verticales y hori- po, las arenas productoras en estos campos se en-der a la máxima respuesta pico del movimiento ver- zontales: Con rotación a 320° y movimiento vertical, cuentran a las profundidades promedio de: LOCALIZACIONES LOCALIZACIONEStical de la unidad flotante. Esta respuesta será igual con lectura de posición a control remoto en superficie. WILCOX MSo mayor a la máxima velocidad vertical instantáneadel movimiento del equipo, que excede el prome- Selección del sistema de explotación FORMACION PROFUNDIDADdio de la velocidad vertical del equipo. Por lo antes mencionado, un punto clave en el de- E. YEGUA AFLORA AÑO NO. DE AÑO NO. DELa máxima velocidad V, puede ser calculada supo- sarrollo de campos en aguas profundas es determi- E. COOK MOUNTAIN 300.0 POZOS POZOSniendo que las olas son senoidales: nar cuál sistema utilizar: flotante o submarino. El E. WECHES 800.0 1999 (58) 1999 (02) 2000 (55) 2000 (16) sistema flotante se ha desarrollado mucho en los E. Q. CITY 900.0 2001 (56) 2001 (16)V= Movimiento vertical (pies) x K / periodo (seg.) últimos años, aunque la industria petrolera está acep- E. REKLAW 1450.0 2002 (45) 2002 (34) tando que el sistema submarino o el submarino com- E. WILCOX 1850.0 2003 (24) 2003 (31)Cilindro doble acción, tipo compresión binado con el flotante tendrán que ser el medio para ARENA W-1 2100.0 SUBTOTAL SUBTOTAL (238) (99) alcanzar los campos ultraprofundos. ARENA W-2 2200.0 727$/    Este cilindro hidroneumático es de doble acción. La ARENA W-3 2370.0 Tabla 3. Equipo de perforación convencional.presión actúa en el área del pistón y lo obliga a ex- El auge de los proyectos en aguas profundas se debe ARENA W-4 2470.0tenderse. La fuerza de extensión es igual a la pre- a que de éstos, frecuentemente se pueden obtener Equipo de Perforación:sión multiplicada por el área del pistón. Por ejem- gastos de producción impresionantes, lo cual com-plo, un cilindro con diámetro inferior de 14 pg, pre- pensa evidentemente los altos costos de explora- La perforación de estos pozos tiene una duración • El equipo de perforación es convencional figura 8.siona sobre las 154 pg del área del pistón a 2 mil lb/ ción y desarrollo. La industria se está enfocando a aproximada de 24 días para un pozo vertical y 27pg2, la fuerza de extensión sería de 308 mil lb. obtener los mayores beneficios de sus actividades días para un pozo direccional, los tiempos de per- de exploración y producción, y factores tales como foración se han optimizado con el desarrollo delVehículo de operación remota (ROV) la producción por pozo, son los que están condu- campo. Los costos actuales son de $ 14 y 15 mi- ciendo a la industria al desarrollo de campos en llones para pozos verticales y direccionales, res-El vehículo de operación remota es una de las he- aguas profundas, a pesar de los riesgos involucrados. pectivamente.rramientas indispensables parala perforación de un pozo en Las propiedades del fluido requeridas para perforaraguas profundas en una unidad estos pozos son:flotante de perforación (figura38). A continuación se describenlas principales características ETAPA PROF. LODO DENSIDADtécnicas del ROV "Scorpio": m. gr/cc 1 150 base agua 1.15 - 1.20· Capacidad de trabajo: 1000- 1500 m; 2 1500 base aceite 1.43 - 1.45· Dimensiones Alto:1.57 m, An- 3 2900 base aceite 1.82 - 1.85 cho:1.49 m, Largo 2.74 m;· Cuenta con 5 propulsores.· Potencia hidráulica: 75 HP a Los datos del yacimiento son: 2500 psi, 36 GPM, 1000 VCA, 3 fases, 50/60Hz. Presión del yacimiento (W-4) 310 Kg/cm2· Televisión: Vídeo cámara Temperatura del yacimiento 136 °C SIT de alta resolución con Gasto pronosticado 6.0 mmpcd un nivel bajo de luz, la cá- mara suministra 525 líneas Figura 8. Equipo de perforación convencional. a 60 Hz, El programa para los próximos cinco años se ha es-· Tiene un lente con corrección tablecido para un mejor desarrollo del campo, así • El equipo deberá acondicionarse para utilizar una de enfoque y mecanismos como una programación que nos permita de mane- flecha (kelly) de 15 metros de longitud. Para lo para sus movimientos vertica- Figura 38. Vehículo de Operación Remota (ROV S.S. Mata Redonda). ra eficiente optimizar la explotación del mismo. cuál se necesitará modificar la profundidad del les y laterales.36 9
    • Técnicas Especiales de Perforación Técnicas Especiales de PerforaciónII. PERFORACIÓN CON TUBERÍA DE REVESTI- lo que se conoce como práctica de perforar con tu- Por ejemplo, Shell señala que la mayor parte de sus generadores, los alimentadores de combustible y deMIENTO bería de revestimiento. desarrollos en el Golfo de México tienen pozos que agua de enfriamiento, así como los sistemas de ma- producen un promedio de 20 mil bl/día; con el desa- nejo de energía, distribuidores y generadores deIntroducción Antecedentes rrollo del campo Bonga, en Africa, se espera que al- energía continua deben estar diseñados para ser gunos pozos lleguen a tener producciones de más confiables y configurados para la redundancia.La tecnología emergente de la perforación de po- La Cuenca de Burgos corresponde al Distrito Reynosa de 40mil bl/día. Esto ha sido fuertemente apoyadozos empleando la Tubería de Revestimiento (Casing en la zona noreste de la República Mexicana (Figura por los avances que ha logrado la industria en mate- Todos los equipos deben tener la capacidad de iden-Drilling) se encuentra en etapa de prueba con bue- 7). Se caracteriza por ser un yacimiento productor de ria de diseños de terminaciones, perforación hori- tificar y estar preparados en cualquier momento sinos augurios para ser una tecnología rentable. gas. Entre los campos que componen la Cuenca de zontal y multilateral. se presenta una falla en el sistema de posicionamien- Burgos se encuentra el campo Arcabuz- Culebra, que to dinámico. Los problemas más serios de los siste-Aquí se describe la experiencia realizada en la Cuen- tiene una producción promedio diaria de 404 MMPCD, Debido al número creciente de equipos de perfora- mas de posicionamiento dinámico son el drive-offca de Burgos utilizando la T.R. como tubería de per- donde la producción por pozo varía de 2 a 4 MMPCD. ción para aguas profundas disponibles para explorar (desviación) y el drift-off (la deriva). Durante el drive-foración. estas áreas y al avance continuo en las tecnologías de off, el equipo es accionado hacia una posición lejos Dentro del campo ARCABUZ-CULEBRA se perforan perforación, se predice por ejemplo, la llegada de la del pozo, ocurre cuando el sistema de posiciona-La industria de la perforación, como toda empre- formaciones compuestas de lutitas y arenas del perforación sin risers en un futuro cercano. miento dirige al equipo lejos de la localización. Pue-sa preocupada por su perma- de ser provocado por una mala interpretación delnencia en el mercado, tiene Conceptos tales como la perforación sin risers y los sistema. El drift-off sucede cuando el equipo pierdeentre sus principales objeti- equipos de perforación submarinos pueden parecer potencia y las fuerzas ambientales lo empujan fueravos estar a la vanguardia en ciencia-ficción en este momento, pero se dijo algu- de la localización. En ambas situaciones, losla tecnología de perforación NUEVO LAREDO na vez lo mismo acerca de los sistemas LWD y MWD preventores deben cerrar el pozo y al riser antes depara ser competitiva en los (registros y medición durante la perforación, respec- que el sistema del mismo, el cabezal o la tubería demercados nacional e interna- tivamente). revestimiento sufran daños.cional, considerando que todaincorporación de tecnología La capacidad de realizar mejores caracterizaciones Manejo de energíadeberá de ser encaminada a y predicciones subsuperficiales también hace me-reducir los costos y/o a incre- ÁREA nos riesgosas estas operaciones, y posiblemente los El manejo de energía es clave para minimizar la po-mentar las utilidades de los OCCIDENTAL estudios sísmicos para encontrar y caracterizar ya- sibilidad de un apagón que el drift-off pueda provo-clientes. En este entorno, se cimientos y reservas sea la herramienta más efecti- car. Este sistema ha sido diseñado para que,decidió utilizar tubería de re- NVA. CIUDAD va para la exploración en aguas profundas. automáticamente, ponga en línea a los motoresvestimiento durante la perfo- GUERRERO cuando sea necesario, debido a variaciones de co- MIGUEL ALEMÁNración. MIER CAMARGO Problemas de perforación en aguas profundas y rriente. El sistema de manejo de energía está confi- VALADECES G. DIAZ ORDAZ ultraprofundas gurado para darle preferencia a los sistemas de po-El cambio básico consiste en sicionamiento antes que a cualquier otro, como po-eliminar la sarta de perforación CERRALVO REYNOSA RIO BRAVO En aguas ultraprofundas los pozos serán perfora- dría ser el piso de perforación o las bombas de lodo.y sustituirla por tubería de re- LOS HERRERAS MATAMOROS dos con equipos de posicionamiento dinámico. El sistema de manejo de energía debe identificarvestimiento. De acuerdo a la Aproximadamente se han perforado 58 pozos en efectivamente la potencia disponible y la consumi-perspectiva de las compañías GENERAL BRAVO aguas con tirantes mayores a los 5mil pies. Aunque da, con el fin de mantener un margen de la primeraque han utilizado este método CHINA este tipo de perforación ha sido, en general, de tipo adecuado para mantener el equipo en la localización.de perforación, han logrado un ÁREA V. HERMOSO exploratorio, esto cambiará conforme más compa-ahorro en el costo de 7 y 10 por CENTRAL ÁREA ñías empiecen a desarrollar las grandes reservas Sistemas de posicionamiento dinámicociento en el tiempo total de ORIENTAL descubiertas. NUE VO LE ÓNperforación. Los sistemas de posicionamiento dinámico utilizan Problemas de posicionamiento del equipo procedimientos de referencia de posición acústicosEn la Cuenca de Burgos, se rea- y satélites. Los acústicos incluyen líneas de fondolizó la adecuación de un equi- T A Para mantener el equipo en su localización se utili- largas (long-baseline, LBL), de líneas cortas (SBL) y M SAN FERNANDO GOLFOpo para poder perforar rotando A U zan sistemas redundantes computarizados de posi- de líneas ultra cortas (USBL). Generalmente, los LBL L DEla tubería de revestimiento has- IP A cionamiento dinámico, que reducen el riesgo de son más precisos y tienen menos variaciones con- S MÉXICOta el objetivo y evaluar tanto la costosas interrupciones provocadas por incapacidad forme se incrementa la profundidad. Pueden propor-resistencia de la junta como la para mantener la posición. Los sistemas de posicio- cionar una precisión de un círculo de 3 pies compa-del tubo a los esfuerzos de tor- namiento dinámico más refinados cuentan con pro- rados con los SBL o USBL, que tienen precisionessión y arrastre, dando origen a Figura 7. Cuenca de Burgos. cedimientos de redundancia triple y están basados de 0.5 por ciento respecto a la profundidad del agua. en múltiples referencias de posicionamiento. Los Sin embargo, en aguas profundas, los LBL tienen un8 37
    • Técnicas Especiales de Perforación Técnicas Especiales de Perforaciónritmo de actualización más lento que SBL o USBL. dinámico se moverán de la localización, alejándose Tuberías de revestimiento Ser competitivos nacional e internacionalmente,Todos los sistemas de referencia de posición acústi- de la trayectoria de la tormenta. El tiempo que se estar actualizados en tecnología de punta y per-cas requieren múltiples hidrófonos y transductores necesita para asegurar el pozo y recuperar el riser 1ª etapa 10,323 kg. 1ª etapa 6,370 kg. forar al menor costo posible.para una adecuada redundancia del sistema. Los de puede obligar a comenzar los procedimientos de 2ª etapa 63,697 kg. 2ª etapa 20,426 kg.referencia acústicos también son sensibles a las ca- abandono antes de tener la seguridad de que lapas termales que hay en las columnas de agua o a tormenta afectará la localización. Respecto a la distribución del equipo en una locali-los cambios significativos en salinidad. El ruido ge- zación terrestre, el área necesaria es de 25 x 32 m. ynerado por el movimiento de la embarcación (pro- Problemas de control de los preventores para un equipo convencional es de 100 x 100 m.vocado por el oleaje) o por otras fuentes acústicas figura 5 y 6, el movimiento del equipo se reduce depuede provocar fallas operativas. Los equipos para aguas ultraprofundas requieren siete a dos días y comprende desmantelar, trans- de preventores eficientes. En una falla del siste- portar e instalar.Los de posicionamiento operados vía satélite utili- ma de posicionamiento, aquéllos deben asegurarzan una tecnología llamada "Sistema Diferencial de el pozo y liberar el riser antes de que las condi- Preguntas y RespuestasPosicionamiento Global" (DGPS). Un proveedor co- ciones meteorológicas hagan fallar a éste o al pozomercial debe proporcionar un factor de corrección mismo. Los equipos para aguas ultraprofundas 1.- ¿Qué ventajas se obtienen al perforar con tube-o "diferencial" para interpretar las señales de los sa- utilizan un sistema electrohidráulico múltiplex para ría flexible?télites. Por lo general, estas señales llegan al equi- control de los preventores. Las funciones del arre-po por medio de dos diferentes trayectorias. Ade- glo se controlan por medio de una señal eléctrica Ahorro en costo y tiempo de perforación así comomás, normalmente los equipos cuentan con dos re- enviada para liberar la presión hidráulica almace- menor impacto ambientalceptores DGPS para redundancia. nada en los acumuladores de los preventores sub- marinos. Durante una desconexión de emergen- 2.- ¿Qué ventajas obtenemos al utilizar nuevas tec- Figura 6 Equipo convencional adaptado para perforarPosicionamiento cia, se pueden realizar 47 operaciones del arreglo nologías? con tubería flexible. en 30 segundos. En el diseño y fabricación delAunque se pone mayor énfasis en el diseño y la re- sistema de control de los preventores, es impor-gulación de los sistemas de redundancia, la mayor tante analizar por completo fallas y efectos a finparte de los problemas de posicionamiento son erro- de eliminar puntos potenciales. El mejor métodores humanos. La experiencia, el entrenamiento, los para minimizar los problemas en el campo es com-procedimientos y el ambiente de trabajo son más probar de manera rigurosa el sistema, lo que in-importantes que el equipo o los sistemas para evitar cluye: pruebas de precalificación de cada uno de GRUA BURROSestos problemas. los componentes; así como del sistema, simulan- TR/DC PERRERA do condiciones ambientales. BOMBA DE LODOS DEProblemas ambientales RELEVO Conector inferior del riser (LMRP)Corrientes cíclicas TRACTOR SUBESTRUCTURA El componente más crítico del arreglo que debe fun-En el Golfo de México, es una zona de fuertes co- cionar durante una desconexión de emergencia es UNIDAD DE TFrrientes, cercanas a la superficie se han encontra- el conector LMRP Si esta conexión no se libera cuan- . ACCESOdo corrientes mayores a los cuatro nudos. La co- do el equipo se mueve de la localización, puederriente cíclica provoca problemas de posiciona- dañarse al riser, al arreglo de preventores, al cabezal BOMBAmiento y de manejo de risers. La mayor fuerza am- y a la tubería de revestimiento conductora. Para evi- KOOMEY DE LODOS ESTRANGULADORbiental resulta cuando el viento y la corriente cí- tarlo, es necesario realizar, previamente, una prueba PRESASclica se encuentran desfasados 90°. Aun si el equi- de campo del sistema de desconexión de emergen- PRODUCTOS UNIDAD DE QUIMICOSpo se mantiene en posición, la corriente cíclica cia. Otro aspecto crítico es el alineamiento para una POTENCIApuede generar un ángulo en el riser, el cual no reconexión del conector.permite perforar. GENERADOR Otros sistemas para control de preventores AGUA CONTENEDORAbandono por huracán La mayor parte de los arreglos de preventores paraCuando se está operando en aguas profundas el aguas ultraprofundas cuentan con el apoyo de ve- COMBUSTIBLEabandono por huracán es preocupación importan- hículos operados a control remoto (ROV) para inter-te. Por lo general, los equipos de posicionamiento venir. Normalmente, ambos conectores y de dos a Figura 5. Distribución de equipo.38 7
    • Técnicas Especiales de Perforación Técnicas Especiales de Perforación tres preventores simultáneamente pueden operar- Problemas de control de pozos M /día se a través de una línea hidráulica temporal propor- cionada por el ROV. Esto suministra redundancia, Pérdidas de presión por fricción aunque se pueden requerir varias horas para lanzar 120 el ROV. En pozos en aguas ultraprofundas, las pérdidas de presión por fricción provocadas por la circulación a Existen sistemas de control, llamados de "hombre través de estranguladores y líneas de matar, son ma- 100 muerto" , que cierran el pozo si se pierde potencia yores que las generadas en pozos en aguas someras, eléctrica, hidráulica y comunicación con la superfi- esto se debe a la mayor longitud de la línea de matar y cie. El beneficio de este control es asegurar al pozo a las mayores viscosidades del fluido, provocadas por 80 y proteger el ambiente si hay una falla catastrófica las temperaturas más bajas. Muchos de los nuevos del sistema del riser. equipos diseñados para perforar en tirantes de agua 60 mayores a los 10 mil pies, utilizarán estranguladores y Con frecuencia, como un sistema de respaldo o líneas de matar con diámetros internos de 4 ½ pg en emergencia, se proponen los controles acústicos lugar 3 pg, que son los que se utilizan actualmente. 40 para los preventores. Aunque estos sistemas han Las líneas con diámetros internos mayores reducen la sido diseñados para funcionar bajo condiciones nor- contrapresión aplicada al pozo cuando se circula y 20 males de aguas profundas, existe preocupación de permiten mayores gastos de circulación. que el ruido provocado por un reventón en el pozo, enmascare la señal acústica de control y haga inúti- Formación de hidratos 0 les a estos sistemas. Acuatempa Franco Franco Franco TRONCOSO Los pozos en aguas ultraprofundas son más suscepti- Problemas de manejo de los Risers bles a la formación de hidratos por sus temperaturas Española Española Española más bajas que las encontradas en los tirantes conven- 27 36 1 11 108 El sistema de manejo de risers para aguas ultrapro- cionales de perforación costa fuera y la mayor colum- Figura 3. fundas debe desplegar, controlar y recuperar el riser, na hidrostática generada hace más difícil inhibir las el cual puede tener un periodo axial natural cercano condiciones de formación de hidratos. Los hidratos Con relación a los fluidos de perforación y tuberías al periodo de tirón del equipo. Al igual que los otros pueden ser un problema tanto en el agujero como en de revestimiento utilizados, tanto en diseños con- sistemas de los equipos para aguas ultraprofundas, el exterior del arreglo en pozos ultraprofundos. La Concepto Equipo Ahorro éste esta diseñado para desconexiones de emergen- mayor parte de los problemas por formación de conv. T.F. vencionales como con T.F se observa una reduc- ., % cia. Además, después de la desconexión, el riser hidratos que se enfrentan durante la perforación, ocu- ción del orden del 50 por ciento véase figura 4. Volumen de fluido 100 57 43 debe quedar liberado y sin carga hidrostática gene- rren después de un periodo en que no exista circula- rada por la densidad del lodo. Los tensionadores del ción. El método del perforador para circular brotes, Tubería de revestimiento 100 54 46 Diseño con Eq. Convencional Diseño con T.F. equipo, deben mantener un ángulo mínimo del riser que no requiere esperar para densificar el fluido de para reducir el desgaste potencial del mismo y del control puede reducir la posibilidad de que se formen. Menos personal 100 46 54 13 3/8” m. equipo de perforación en general. Circular el agujero proporciona una verdadera inhibi- 12 1/4” 9 5/8” 20m 17 1/2” de 2 a 10 m. ción cinética y agrega calor proveniente del equipo y Reducción de la localización 100 20 80 Otro gran problema es la predicción exacta del de las bombas. 9 5/8” 150 m. 8 1/2” 7” 150m comportamiento del riser liberado y colgado, es- 12 1/4” Mínimo tiempo de 100 33 77 pecialmente durante tormentas. El arrastre ejer- Los diseños del sistema de cabezal y de las conexio- instalación cido sobre el riser depende del movimiento de la nes han sido mejorados para minimizar la forma- embarcación y del perfil de las corrientes, lo que ción de hidratos en y alrededor de los preventores Menor en tiempo manejo 100 72 28 5 7/8” de TP 8 1/2” 7” 1500 m. ó 4 3/4” 4 1/2”ó 3 1/2” varía significativamente en toda su longitud. El in- submarinos. 1500 m dicador de peso con un riser libre de 6 mil pies Menor volumen de lechada 100 57 43 varia de 800 a 1,200 kip (1 kip = 1000 lbs.). Ade- También el fluido caliente circulando en los Figura 4. Geometría de Pozos más, como la tensión acumulada en el riser se preventores a un gasto máximo ha derretido los Reducción en tiempo 100 23 77 libera rápidamente durante una operación de des- hidratos que se habían congelado en el conector de de perforación Fluidos conexión de emergencia, la secuencia de desco- los preventores. Sin embargo, algunos pozos se han Menor tiempo en ejecución 100 75 25 nexión se diseña para permitir que los tensiona- tenido que abandonar permanentemente, cortando de obra dores levanten el LMRP del arreglo de preventores la tubería de revestimiento, porque el conector no 1ª etapa 11,252 l. 1ª etapa 5,418 l. Tabla 2. Ahorro en perforación 2ª etapa 54,187 l. 2ª etapa 25,447 l. y evitar que estén en contacto. pudo ser liberado debido a los hidratos.6 39
    • Técnicas Especiales de Perforación Técnicas Especiales de PerforaciónProblemas con la tubería de revestimiento Group) en el Reino Unido y el Norwegian Deepwater tros, parámetros de medición en tiempo real, para Barrena, motor de fondo, sustituto de flotación, dos Programme (Programa Noruego de Aguas Profundas), poder definir con oportunidad los pasos a seguir lastrabarrenas antimagnéticos, equipo de mediciónLa pegadura de tuberías de revestimiento representa están actualmente enfocados a calificar tecnología y durante el desarrollo de la intervención. durante la perforación (MWD), martillo hidráulico yun gran problema para cualquier equipo flotante, aun- técnicas para su uso en tirantes de agua de hasta 3 mil m. conector de tubería flexible.que es más crítico en equipos de posicionamiento di- Diseño de perforaciónnámico para aguas profundas. Por tal razón, estos La realidad no es tan simple, en tanto las condicio- Conexiones superficiales de control: deben ser acor-equipos toman precauciones especiales cuando se van nes de aguas profundas no son las mismas en todo En este punto, el diseño se lleva a cabo de manera simi- des a las presiones esperadas en el yacimiento ya introducir tuberías de revestimiento, como mante- el mundo. Las condiciones encontradas en el mar- lar al que se realiza para perforar con un equipo conven- contar como mínimo de un preventor doble con arie-ner un técnico electrónico en el cuarto de control del gen del Atlántico -frecuentemente con proyectos no cional, considerando los siguientes parámetros: tes de corte y ciegos. Carrete con salidas lateralesposicionamiento dinámico, un electricista en el cuarto tan profundos como los del Golfo de México, Brasil para la línea de flujo y estrangulador ajustable.de control del generador, el técnico de perforación en o el Oeste de Africa- pueden ser extremadamente Geometría del pozo: ésta se determina principal- Preventor cuádruple (con arietes de tubería, cuñas,el piso y al capitán monitoreando las condiciones cli- difíciles de manejar, en términos de viento, oleaje y mente por la profundidad y diámetro requerido. Con corte y ciegos ) de acuerdo al diámetro de la tuberíamatológicas. Los arietes de corte para tuberías de re- corrientes, ya que generan fuerzas sobre los siste- base en estos parámetros, seleccionar el diámetro y estoperos adecuados.vestimiento que pueden cortar tuberías de 13 5/8 pg, mas flotantes de producción, en los risers asocia- de las barrenas, que va en relación directa a la tube-88 lb/pie, reducen los riesgos de desconexión de emer- dos y en los cabezales submarinos. Por ejemplo, en ría de revestimiento que se requiera y a los asenta- Experiencias de perforación con T.F.gencia cuando se tiene tubería de revestimiento den- el invierno estas fuerzas son mayores 10 veces a mientos de la misma.tro del arreglo submarino. las generadas en el Golfo de México. Brithish En la región Norte se han perforado cinco pozos con Petroleum tiene experiencia de primera mano sobre Profundidad desarrollada: tomando en cuenta que el equipo de T.F uno en la Unidad Operativa Poza .,El colapso de la tubería de revestimiento también estas condiciones en los campos Foinaven y la perforación es con tubería flexible se debe consi- Rica el Acuatempa 27 y cuatro en la Unidad Operativaha sido un problema en aguas profundas. En oca- Schiehallion, al oeste de Shetland. Sin embargo, esta derar, por seguridad, un mínimo de 220 m. de tube- Altamira (Franco Española 1, 11, 36 y Troncoso 108).siones, debido a que fue introducida sin llenar la compañía experimentada aún está aprendiendo de ría flexible extra en el carrete. Los resultados se muestran en la tabla 1.sarta de tubería de perforación utilizada para intro- lo que esta región es capaz.ducirla. Normalmente, esto ocurre cuando la tube- Barrenas: con base en la experiencia para perforar MWDría de revestimiento es llenada pero la tubería de Además, alrededor del mundo, las condiciones del formaciones suaves se recomienda utilizar barre- Pozo Bna. Hta. Direcc. T.F. H.Fdo. M/día Tipoperforación se mantiene vacía. fondo marino en áreas activas de aguas profundas nas tipo PDC (diamante policristalino); para las de- Acuatempa 5 7/8” MWD-LWD 2 3/8” 4 ¾” 16 Mwd Lwd Direccional Dir presentan otros serios problemas de equipo subma- más formaciones se debe seleccionar de acuerdo 27Requerimientos de personal rino y también los acuíferos someros han represen- al código IADC (Asociación Internacional de Con- Franco 5 7/8” MWD Mwd 2 3/8” 4 ¾” 40.7 Horizantal Hor tado serios problemas de estabilidad. tratistas de Perforación). Española 36La construcción de equipos para aguas ultrapro- Franco 5 7/8” MWD Mwd 2 3/8” 4 ¾” 65.9 Horizantal Horfundas está en su apogeo, lo que incrementará uti- Uno de los principales aspectos aún en estudio, es Fluidos de perforación e hidráulica: como en la per- Española 1lización en los próximos años. Podrían llegar a hacer fluir hidrocarburos multifásicos "calientes" por foración convencional, el fluido de control debe ser Franco 4 3/4” MWD Mwd 2 3/8” 3 5/8” 103.4 Direccional Dirrequerirse entre 5 mil y 6 mil personas para operar medio de líneas localizadas en aguas frías, a veces compatible con la formación, enfriar adecuadamente Española 11la flota de 25 a 30 equipos para aguas ultraprofundas. casi congeladas, a través de grandes distancias, lo que la barrena, tener capacidad de sustentación paraPor tanto será necesario entrenamiento especializa- resulta frecuentemente inevitable. La formación de acarrear el recorte, mantener la estabilidad de las Troncoso 5 7/8” MWD Electro 2 3/8” 4 ¾” 105 Horizantal Hor 108do, aun cuando muchas de las operaciones en es- hidratos y parafinas en las líneas ha provocado pro- paredes del agujero y un bajo contenido de sóli-tos nuevos equipos sean similares a las que se rea- blemas de flujo y taponamientos; pero la industria se dos. Dependiendo de las necesidades operativas, Tabla 1. Pozos perforados.lizan en los ya existentes. La industria debe recono- encuentra aún en busca de métodos de limpieza, aun- también se debe considerar el fluido para perfora-cer que es necesario un enfoque de capacitación que varias soluciones por medios químicos, métodos ción bajo balance y el uso de fluido espumado. En la figura 3 se observa cómo se desarrolló lapara asegurar que el personal tenga las habilidades de calentamiento/aislamiento de la tubería y otras in- curva de aprendizaje, conforme se fue adquirien-de realizar operaciones en aguas ultraprofundas de vestigaciones están tratando de vencer el problema. Trayectoria del pozo: ésta se adecuará a los requeri- do mayor experiencia en el manejo de T.F. duran-manera segura y eficiente. mientos del yacimiento, pues prácticamente no exis- te la perforación y ésta va desde 16 m /día hasta Sin embargo, en términos de sistemas de producción, te limitación en cuanto a cumplir con las trayecto- llegar a los 105.Costos la industria sigue confiando en la viabilidad tanto de rias diseñadas, debido a que se perforan las forma- los sistemas flotantes de producción, tales como las ciones con sarta navegable. Se realizó una comparación entre la perforaciónPor otro lado, resulta indispensable reducir los costos barcazas flotantes de producción y almacenamiento convencional y con T.F y se obtuvieron los siguien- .actuales de desarrollo de campos en aguas profun- (FPSO), las plataformas con piernas tensionadas (TLPs) En la práctica se ha observado que, en perforación tes resultados:das. Sin embargo, el que algunas compañías puedan y semisumergibles; así como en los sistemas subma- vertical, la inclinación del agujero no debe excederproducir ahora de manera económica en aguas de casi rinos. Los avances sistemáticos que han tenido en los los 2 grados. Costo / Beneficio2 mil m de tirante quizá no siga siendo sorprendente, últimos años estos dos campos de tecnología, frecuen-en tanto que los principales proyectos mundiales, temente interrelacionados, tienen un efecto directo en Herramientas de fondo: los componentes típicos de En la tabla 2 se observa un ahorro considerable acomo el DeepStar en el Golfo de México, el PROCAP la capacidad de los operadores para accesar las reser- una sarta de perforación son: este respecto.2000 en Brasil, el AMJIG (Atlantic Margin Joint Industry vas en aguas profundas.40 5
    • Técnicas Especiales de Perforación Técnicas Especiales de Perforacióncon tubería flexible y entre otros los siguientes: Objetivo Expansión del mercadoModelo para flexion de tuberías (BUCLE 1).Modelo para diseñar sartas de tuberías de revesti- Perforar un pozo rápido, seguro y a bajo costo, Todos los nuevos desarrollos en estas tecnologías, han Estas cifras son impresionantes y nos muestran quemiento (CASING 2). se puede lograr ya que la T.F. no necesita conexio- fomentado el interés de las compañías petroleras por los desarrollos en aguas profundas no son una fron-Modelo para cementación de pozos (CEMENT 2). nes por ser continua, maneja menor volumen de desarrollar campos en aguas profundas y ultraprofun- tera irreal, sino que representan el futuro de la in-Modelo para esfuerzos en el agujero (CSTRESS 2). fluidos y acero que las tuberías de revestimiento. das. Como resultado, el mercado ha crecido masiva- dustria costa fuera.Modelo para arrastre y colapso de T.F (CTDRAG 1). . Asimismo evitan pegaduras ya que se tiene cir- mente en un periodo relativamente corto, creandoModelo para cambios en diámetro (CTGROWTH 1). culación continua. Al final esto redunda en bene- nuevas oportunidades de desarrollo, al mismo tiem- Hace veinte años, la perforación costa fuera noModelo para fatiga de T.F (CTLIFE 2). . ficios económicos. po que muchas de las operaciones convencionales enfrentaba problemas como la corriente cíclica yPaquete profesional para T.F. (CTPRO 1). costa fuera han ido decreciendo. los flujos en aguas someras que provocan granModelo hidráulico para pozo (HYDMOD 3). Otro aspecto importante a considerar y que se vuel- impacto en el éxito y los costos de la exploraciónModelo para esfuerzos triaxiales (TRIAX 1). ve pregunta obligada antes de dar cualquier paso Los hechos hablan por sí mismos. En 1998, existían y desarrollo de campos en aguas profundas. TodoModelo para control de pozos (WELCON 2). es ¿por qué utilizar un equipo de tubería flexible? cerca de 28 campos en aguas con tirantes de agua parece indicar que la nueva actividad de perfora- Por ser más económico al explotar formaciones so- mayores a los 500 m alrededor del mundo, produ- ción en aguas ultraprofundas enfrentará, de igualAplicaciones meras, con mejores condiciones de seguridad y mí- ciendo conjuntamente alrededor de 935 mil b/día. De manera, nuevos problemas. Pero la industria se nimo impacto ambiental. acuerdo a un reporte confiable, tan sólo las reservas beneficiará mejorando la seguridad y compartien-Entre las múltiples aplicaciones que tiene la tubería recuperables totales de esos mismos campos eran de do nuevas experiencias.flexible están: Existen consideraciones a tomarse en cuenta: la 8 mil 400 millones de barriles. Aún más importante, las metodología a seguir y la programación de la perfo- reservas mundiales de yacimientos descubiertas en aguas En las tablas 5, 6 y 7 se muestran algunas cifras rele-Limpiezas ración. profundas son de casi 43 mil millones de barriles con una vantes relacionadas con los desarrollos en aguas pro-Inducciones tendencia a ser de 100 mil millones de barriles. fundas.Estimulaciones MetodologíaCementaciones AGUAS PROFUNDASPescas Analizar la información disponible de pozos perfo-Terminaciones rados, recopilando todos los antecedentes como da- Tabla 5. Pronóstico de campos produciendo en aguas profundas entre 1998-2004Perforación tos históricos de perforación, columna geológica del Golfo de México Africa Lejano Resto del área de estudio, registros geofísicos, núcleos, Año (USA) Brasil Occidental Oriente Mundo TotalConsideraciones para perforar con T.F. gradientes de presión y de fractura y fluidos utiliza- 1998 16 11 0 0 1 28 dos etcétera. 1999 26 13 0 0 1 40 2000 35 15 2 0 2 54 2002 45 18 8 3 4 78 Diseño del pozo: analizar los 2004 53 21 12 5 5 96 requerimientos de producción Fuente: Deepwater Oil & Gas Monthly/SREA para que, con base en ello, se diseña la geometría del pozo. Tabla 6. Estimación de reservas mundiales probadas y probables en aguas profundas (MMBls) Infraestructura: con qué equi- Golfo de México América Africa Lejano po y accesorios se dispone (USA) del Sur Occidental Oriente Antártida Otros para desarrollar este método Probadas 6,500 17,000 8,500 8,000 - 3,500 alterno de perforación. Probables 12,000 15,000 15,000 21,000 18,000 5,500 Fuente: SREA Logística: este punto es impor- tante ya que conlleva un aho- rro significativo, si el suminis- Tabla 7. Porcentaje de campos futuros por método de desarrollo tro de materiales y accesorios Prof. (m) 300 350 400 450 500 600 700 800 900 1,000 1,500 2,000 2,500 se efectúa a tiempo. Plataformas 7 5 7 0 0 15 0 0 0 0 0 0 0 Plat. y equipo submarino 0 5 0 0 0 0 0 0 9 10 0 0 0 Perforación de Alcance Ejecución de la perforación y 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 Extendido la terminación: por ser la per- Sistemas flotantes de foración una operación relati- producción y 50 55 86 25 50 62 71 83 73 90 91 100 100 almacenamiento (FPS) vamente rápida es necesario Plat. y FPS 7 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 Figura 2. Perforación con T.F. contar con equipos de regis- Sistemas submarinos a 36 30 7 75 50 23 14 17 18 0 9 0 0 plataformas Fuente: Douglas-Westwood’s World Deepwater Report4 41
    • Técnicas Especiales de Perforación Técnicas Especiales de PerforaciónPreguntas y respuestas R: Deepstar en el Golfo de México, el PROCAP 2000 en Brasil, el AMJIG en el Reino Unido y el Programa1.-¿Cuál es la profundidad de tirante de agua paraconsiderar la perforación en aguas profundas? Noruego de Aguas Profundas. Técnicas Especiales GlosarioR: El criterio varía según los diferentes especialistasen el tema, pero se consideran tirantes de agua ma- RISER = Conductor marino de Perforaciónyores de 400 a 500 m. TLP = Plataforma de patas tensionadas2.-¿Cuál es la profundidad de tirante de agua a la SPAR BUOYS = Plataforma de mástil tipo boyaque se considera la perforación de agua ultra- CMV = Compensador de movimiento vertical PRESENTACIÓN GENERAL Conjunto de preventoresprofunda? ROV = Vehículo de operación remota Grúa y subestructura LWD = Registros continuos durante la perfora- La perforación de pozos cada vez resulta más riesgosa, Figuras 1 y 2R: Se considera de los 1500 m en adelante. ción profunda, costosa y se ve en situaciones más MWD = Medición durante la perforación comprometidas con el ambiente. Por eso es3.-¿Cuáles son los equipos especiales utilizados en BP = British petroleum cabeza indispensable utilizar algunas técnicas espe- inyectoralas unidades flotantes de perforación? FPSO = Barcazas flotantes de producción y alma- ciales, que nos permitan alcanzar los objeti- carrete de T.F. cenamiento vos de los programas de perforación en la bús- cabina de controlR: Stripper = Estopero preventores queda de hidrocarburos, con el mínimo de· Compensador de movimiento vertical (CMV) TF = Tubería flexible tiempo, máxima seguridad y al menor costo.· Conductores marinos TR = Tubería de revestimiento Este libro se ocupa de las siguientes técnicas· Tensionadores de las líneas guías RPM = Revoluciones por minutoR de perforación, a saber:· Tensionadores del conductor marino HD = Hydrill Vehículo de operación remota (ROV KELLY = Constante unidad de I. OPERACIONES CON TUBERÍA FLEXIBLE potencia STAND PIPE = Tubo vertical con múltiple de válvulas4.-¿Cuál es la tendencia de la perforación en aguas PDC = Barrenas Policristalinas Introducción unidad deprofundas y su importancia económica? DRILL COLLARS = Lastrabarrenas subestructura autoelevable bombeo SWIVEL = Unión giratoria En la última década la aplicación de la Tube-R: La perforación ha tenido un incremento en el CORRIDA= Introducción al pozo de tuberías o he- ría Flexible (T.F es uno de los aspectos más .) Figura 1. Diagrama de Tubería Flexible.ámbito mundial significativo en un periodo relativa- rramientas importantes de desarrollo tecnológico en lamente corto, creando nuevas oportunidades de de- IADC = Asociación internacional de contratistas industria petrolera. Tal es su importancia, que en la Dimensiones y características de la T.F.sarrollo. de perforación actualidad un buen número de pozos es interveni- PSI = Libras por pulgada cuadrada do con este sistema. De acuerdo con los principales fabricantes de tuberíaLas reservas mundiales descubiertas de yacimien- Ph = Presión hidrostática flexible, “Quality Tubing” y “Precision Tubetos en aguas profundas tiende a incrementarse con- PK = Presión del yacimiento Estos equipos intervienen en la perforación, termi- Technology” , ésta puede suministrarse en carretessiderablemente, son cifras impresionantes que nos nación y mantenimiento de pozos. Su facilidad de de 1” hasta 3 ½” y longitudes máximas de 25 mil pies.muestran que el desarrollo en aguas profundas no Referencias instalación, bajo costo y seguridad han permitidoes una frontera irreal, sino que representa el futuro ahorros significativos a la industria petrolera. En cuanto a peso y dimensiones, se enfrenta a lade la industria costa fuera. 1. Informe final del proyecto CDC-0406 "Asimilación limitante para conseguir los permisos de tránsito de la tecnología de perforación, terminación y repa- Aquí nos ocuparemos primordialmente de la utiliza- en las carreteras y a la capacidad de las embarca-5.-¿Defina qué es el posicionamiento dinámico en ración de pozos en aguas profundas" , Instituto Mexi- ción de la Tubería Flexible como un equipo de perfo- ciones para subirla en las plataformas marinas.una unidad flotante de perforación? cano del Petróleo, 1999. ración. Se hará una breve descripción del equipo en sí, componentes, herramientas de fondo, seguridad Las características que debe reunir la T.F son: .R: Es la técnica para mantener automáticamente la 2. Manual Offshore Operations por Ron Baker en de las instalaciones y aspectos económicos. Acero con bajo carbónunidad en una localización en el mar sin el sistema colaboración con International Association of Drilling Esfuerzo mínimo a la cedencia 70-80 000 psi.de anclaje, dentro de una tolerancia especificada por Contractors Houston, Texas y Petroleum Industry Componentes de equipo de Tubería Flexible (T.F) Tensión mínima de 80-90 000 lbs.el uso de vectores de empuje para contrarrestar las Training Service Canada 1985. Dureza máxima Rockwell de 22Cfuerzas de viento, olas y corrientes que tienden a 3. Revista Técnica Petroleum Engineer Internacional Unidad de bombeomover la unidad de la posición de interés. "DEEPWATER" Technology 1999. Unidad de potencia Software Carrete y tubería flexible.6.-¿En la actualidad, cuáles son los principales pro- 4. Información técnica recopilada de la S.S. Mata Cabina de control Petróleos Mexicanos cuenta con programas de cóm-yectos mundiales para perforar en aguas profundas? Redonda 1999. Cabeza inyectora puto para diseñar y operar durante la perforación42 3