Tomo09 tecnicas especiales de la perforacion

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Tomo09 tecnicas especiales de la perforacion

  1. 1. 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
  2. 2. 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
  3. 3. 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
  4. 4. 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
  5. 5. 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
  6. 6. 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
  7. 7. 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
  8. 8. 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
  9. 9. 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

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