UNIVERSIDAD VERACRUZANA FACULTAD DE CIENCIAS QUÍMICAS POZA RICA – TUXPAN
“Control de pérdidas de circulación durante la ocurrencia de un brote” TESIS QUE PARA OBTENER EL TÍTULO DE: INGENIERO PETROLERO
PRESENTA Agustín Camarillo Cortés
DIRECTOR Ing. Alexander R. Montoya Vázquez
POZA RICA DE HIDALGO, VER., JULIO DE 2016
Contenido
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CAPÍTULO I: INTRODUCCIÓN .....................ERROR! 1 BOOKMARK NOT DEFINED.
1.1
Planteamiento del problema
1.2
Objetivo General
1.3
Objetivos Específicos
1.4
Justificación de la investigación
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.......................................................................... Error! Bookmark not defined. ................................................................. Error! Bookmark not defined. .............................................. Error! Bookmark not defined.
2 CAPITULO II: MARCO TEÓRICO (REVISIÓN DE LA LITER ATURA Y ANTECEDENTES) ....................................................... ERROR! BOOKMARK NOT DEFINED. 2.1 Materiales y buenas prácticas empleadas durante operaciones de cementaciones primarias de TRs. (Casos de aplicación) .................................................. Error! Bookmark not defined. 2.2
Consideraciones sobre las operaciones en aguas profundas Error! Bookmark not defined.
2.3
Pozos de alta presión y alta temperatura (AP/AT)
2.4
Equipos
2.5
Pozos horizontales y de alto ángulo
2.6
Pozos multilaterales
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3 CAPÍTULO III: TIPOS Y CLASIFICACIÓN DE LAS PÉRDID AS DE CIRCULACIÓN ............................................................. ERROR! BOOKMARK NOT DEFINED. 3.1
Definición y clasificación de las pérdidas de circulación ....Error! Bookmark not defined.
3.2 Alternativas para la perforación de pozos con pérdida de circulación en formaciones vugulares o con gradiente bajo ................................................................. Error! Bookmark not defined. 3.3
Diferencia entre las fracturas naturales y las fracturas inducidas .. Error! Bookmark not
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3.3.1 3.3.2 3.4
Fracturas Naturales .................................................................Error! Bookmark not defined. Fracturas Inducidas .................................................................Error! Bookmark not defined. Medidas preventivas y materiales para remediación de pérdidas de circulación Error!
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3.5
Determinación de la profundidad y severidad de la pérdida de circulación .........Error!
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CAPÍTULO IV: MÉTODOS DE CONTROL DE BROTESERROR! BOOKMARK NOT
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4.1
Definición de un Brote
4.2
Causas por las que ocurre un brote
4.3
Indicadores de la ocurrencia de un Brote durante la perforación ...Error! Bookmark not
................................................................ Error! Bookmark not defined. ......................................... Error! Bookmark not defined.
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4.4
Concepto del Tubo en “U” ........................................................ Error! Bookmark not defined.
4.5 Métodos Convencionales de Control de Brotes .................... Error! Bookmark not defined. 4.5.1 Método del Perforador ............................................................E rror! Bookmark not defined. 4.5.2 Método del Ingeniero ..............................................................E rror! Bookmark not defined. 4.6
Ventajas y desventajas de los Metodos Convencionales de Control de Brotes ..Error!
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5 CAPÍTULO V: ALTERNATIVAS DE SOLUCIÓN PARA EVIT AR LA OCURRENCIA DE PÉRDIDAS DE CIRCULACIÓN DURANTE LAS OPERACIONES DE CONTROL DE BROTES. ................................... ERROR! BOOKMARK NOT DEFINED. 6
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONESERROR! BOOKMARK NOT DEFINED.
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LISTA DE REFERENCIAS, BIBLIOGRAFÍA YANEXOSERROR! BOOKMARK NOT
DEFINED.
CAPÍTULO I. INTRODUCCIÓN
Este proyecto de investigación, basado en el análisis y propuesta de soluciones a las pérdidas de circulación cuando ha ocurrido un brote, lo hace bastante interesante y de mucha utilidad para el ingeniero petrolero que está enfocado a actividades relacionadas con la ingeniería de perforación y terminación de pozos. Las pérdidas de circulación son el problema número uno en la perforación de pozos petroleros, tanto por la frecuencia con la que estas ocurren, sino que también por su repercusión en los costos y tiempos de la perforación del pozo petrolero, ya sea por las operaciones encaminadas a la remediación o por la pérdida de fluidos de perforación, que generalmente son base agua para las secciones superficiales e intermedias, y base aceite para las etapas de producción.
La aplicación inadecuada de métodos para control de brotes, o su aplicación tardía puede causar irremediablemente pérdidas de circulación, pérdidas de circulación inducidas, debido al represionamiento adicional que se requiere al desplazar y eliminar el fluido invasor (aceite o gas) del espacio anular. Cuando en las operaciones de control de brotes, se observan variaciones erráticas de la presión inicial de circulación o presión final de circulación, cuando la variación del diámetro del estrangulador no manifiesta un valor congruente de presión, puede asumirse con gran exactitud que se tiene una pérdida de circulación, como problema secundario o a consecuencia del brote. Ante una situación combinada de un brote con pérdida de circulación, entra la duda de que problema debe solucionarse primero. Para controlar un brote con los métodos convencionales, ya sea el método del perforador o método del ingeniero, debe 1
aplicarse una presión en el fondo del pozo, ligeramente superior a la presión del yacimiento, y para lograr ese objetivo necesariamente se tienen que generar en el espacio anular, presiones superiores a la presión hidrostática del fluido, con el cual se estaba perforando. Si inicialmente se estaba controlando un brote, y ahora ya se tiene pérdida de circulación, de acuerdo a la investigación y conclusiones de este proyecto, ahora la prioridad debe ser controlar y remediar la pérdida de circulación y posteriormente controlar el brote, debido que para controlar un brote debe tenerse el sistema circulatorio hermético, es decir sin fugas en algunas de sus ramas (dentro de la sarta y espacio anular). A manera de una conclusión inicial e introductoria, el control de un brote con pérdida de circulación se convierte en un problema mayor, que lo hace más complejo en su solución y debe conocerse de forma integral y combinada los problemas de pérdidas de circulación y brotes, todo con el fin de acortar los tiempos de solución y no correr el riesgo de abandonar una sección del agujero o incluso el pozo. En el capítulo no. I de este trabajo de investigación se definen los aspectos fundamentales de los que constará el proyecto, el planteamiento del problema, los objetivos generales y específicos; y la justificación correspondiente. En el capítulo no. 2 de este trabajo de investigación se plantea el marco teórico, es una información de forma resumida e interpretada de los más relevante y actualizado que se ha publicado con referencia a las pérdidas de circulación y metodologías de control de brotes, información necesaria e importante que permitirá que la investigación sea novedosa y con un enfoque particular no tratado en otras fuentes de información.
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En el capítulo 3 de este trabajo de investigación, se plantea de forma específica la problemática de las pérdidas de circulación, enfatizando en los aspectos que utilizaremos de forma conjunta en la parte relacionada con el desarrollo y nos permitirá llegar a conclusiones coherentes. En el capítulo no. 4 de este trabajo de investigación, se plantea puntualmente las causas de los brotes, formas de identificarlos y los métodos convencionales para un control y remediación óptimo, dando prioridad a los métodos del perforador y método del ingeniero. En el capítulo no. 5 de este trabajo de investigación, se analizan las pérdidas de circulación que ocurren durante el control de un brote, presiones que se srcinan en el fondo, así como en la sección más débil cercana a la zapata; alternativas para solucionar el problema combinado y la propuesta de un modelo pérdida-brote para solucionar esta problemática.
PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA Las pérdidas de circulación es uno de los problemas que tiene una repercusión importante en la perforación de pozos petroleros, debido a los tiempos no productivos que estas ocasionan, por las pérdidas económicas que representan las pérdidas de fluidos y el riesgo secundario de una pegadura u ocurrencia de un brote. Es importante continuar investigando y estableciendo alternativas de solución ante la ocurrencia de pérdidas de circulación durante el proceso operativo de control de brotes.
OBJETIVO GENERAL. El objetivo general de esta investigación, es realizar un análisis integral de dos problemas asociados, como son las pérdidas de circulación y los brotes simultáneamente, y establecer alternativas de solución. 3
OBJETIVOS ESPECÍFICOS. -Analizar la literatura reciente sobre pérdidas de circulación y control de brotes. -Analizar un caso de un pozo con aplicación de metodologías de pérdidas de circulación y control de brotes simultáneamente. -Llegar a conclusiones que sean útiles en operaciones de perforación de pozos.
JUSTIFICACIÓN DE LA INVESTIGACIÓN. La investigación se justifica plenamente, porque actualmente se ha publicado información reciente sobre pérdidas de circulación y control de brotes, pero de forma desvinculada en las operaciones de perforación de pozos. No existen análisis que traten la problemática de una pérdida de circulación cuando se controla un brote y su solución para no abandonar alguna sección del agujero o incluso el pozo.
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CAPÍTULO II MARCO TEÓRICO (REVISIÓN DE LA LITERATURA Y ANTECEDENTES GENERALES) Materiales y buenas prácticas empleadas durante cementaciones primarias de tuberías de revestimiento
operaciones
de
Las pérdidas severas de circulación producidas durante las operaciones de cementación ponen en peligro al pozo. Para limitar el impacto potencial de la pérdida de circulación, los ingenieros generalmente reducen la densidad del lodo, reducen las caídas de presión por fricción durante la circulación, o realizan operaciones de cementación por etapas cuando se realiza una cementación primaria de TR. Sin embargo, estas prácticas no siempre funcionan. Las operaciones de cementación que utilizan fibras químicamente inertes (obturantes), permiten mitigar los problemas
de pérdidas de circulación sin comprometer la eficiencia operativa ni la calidad de la lechada o del fraguado del cemento. Las pérdidas de circulación cuestan a la industria cientos de millones de dólares por año en términos de producción diferida, así como en erogaciones necesarias para abordar problemas de perforación, reparar trabajos de cementación primaria defectuosos y reparar pozos con daños producidos por pérdidas de circulación. La pérdida de circulación es la reducción o ausencia total de flujo de fluido por el espacio anular. La pérdida de circulación de fluido constituye un riesgo durante las operaciones de perforación y cementación efectuadas en yacimientos de alta permeabilidad, en zonas depresionadas, y en formaciones débiles o naturalmente fracturadas, vugulares o cavernosas.
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La circulación puede deteriorarse incluso cuando las densidades de los fluidos se
mantengan dentro de los márgenes de seguridad habituales; gradiente menor que el gradiente de fractura de la formación. Prevenir las pérdidas de circulación antes de que estén fuera de control es crucial para el logro de operaciones seguras y rentables desde el punto de vista económico. Si bien los ingenieros definen a la pérdida de circulación de distintas maneras, en general puede ser clasificada como filtración cuando las pérdidas son inferiores a 1.5
m3/hr (10 bl/hr). Las pérdidas de retorno parciales implican pérdidas de más de 10 bl/hr, pero algo de fluido retorna a la superficie. Durante la pérdida de circulación total, no sale ningún fluido por el espacio anular, en este caso extremadamente severo, el pozo quizá no retenga una co lumna de fluido aunque se detengan las bombas de circulación. Si el pozo no permanece lleno de fluido, la altura vertical de la columna de fluido se reduce y la presión ejercida sobre la formación expuesta disminuye. En consecuencia, otra zona puede fluir dentro del pozo mientras la zona de pérdida primaria está admitiendo fluido. En cas os
extremos, puede producirse la pérdida del control del pozo, con consecuencias catastróficas. Aun en situaciones menos severas de filtración y pérdi das parciales, la pérdida de fluido hacia una formación representa un costo financiero que debe abordar el operador. El impacto de la pérdida de circulación está directamente relacionado con el costo del equipo de perforación, el fluido de perforación y la velocidad de pérdida
en función del tiempo. Por otra parte, los elevados costos diarios asociados con el equipo de perforación en aguas profundas y en otras áreas operativas de frontera, hacen que todo tiempo invertido para mitigar problemas de pérdidas de circulación sea extremadamente costoso. Durante las operaciones de cementación, la pérdida de circulación generalmente se traduce en insuficiente llenado de cemento en el espacio anular, ya sea por pérdida 6
durante la etapa de bombeo o por retorno del cemento después de detener las bombas. Cuando esto sucede, el nivel final del cemento se encuentra por debajo del
nivel de colocación planeado. La pérdida de circulación durante la cementación puede producir problemas de perforación en los tramos subsiguientes del pozo o un aislamiento inadecuado de las zonas. Otras consecuencias perjudiciales, tales como pérdidas de fluido o corrosión causada por la deficiente distribución del cemento
alrededor de la tubería de revestimiento, quizás no se manifiesten por muchos años, al cabo de los cuales es probable que estos problemas resulten imposibles de solucionar. En ciertas situaciones, las operaciones correctivas de la cementación, conocidas como cementaciones forzadas (o a presión), bastan para reparar el daño, pero se trata de procedimientos costosos y lentos cuyo índice de éxito es en generalmente bajo. En casos extremos, la pérdida de circulación total puede producir un brote, reventón, pérdida completa del control del pozo o un colapso de las paredes del pozo. Ejemplos tomados de Medio Oriente, del Sudeste Asiático, del Mar del Norte y de América del Norte, demuestran la eficacia de la tecnología avan zada en el abordaje
de problemas de pérdidas de circulación durante la cementación del pozo. Procedimientos comunes para encarar las pérdidas de circulación durante la cementación ante la presencia de pérdidas de circulación durante las operaciones de cementación, los ingenieros seleccionan diversas técnicas y materiales para aliviar el problema. Si se producen pérdidas de circulación, un procedimiento clave consiste en localizar la zona de pérdida. Los medidores de flujo de fondo de pozo, medidores de flu jo o molinete, levantamientos, registros de temperatura, o la inyección y vigilancia rutinaria mediante trazadores radioactivos, revelan zonas de pérdidas de circulación. La 7
localización de una zona de pérdida también se pone de manifiesto si se producen pérdidas inmediatamente después de la penetración de la barrena. Una vez identificada la zona de pérdida, pueden iniciarse los tratamientos o acciones
para evitar pérdidas adicionales. En ciertos casos, basta con reducir la densidad del lodo o la lechada para evitar pérdidas significativas. La densidad de la lechada puede reducirse energizándola (espumándola) o agregándole extensores; partículas o materiales de baja densidad que permiten la adición de cantidades de agua extra. El bombeo de diferentes sistemas de cementación como la lechada de llenado y la lechada de amarre puede evitar ciertos problemas de pérdida de circulación. La limitación de las caídas de presión por fricción durante la colocación de la lechada, permite mitigar algunos problemas de pérdidas de circulación, porque al reducirse la caída de presión por fricción también se reduce la presión ejercida por la lechada sobre la formación. El ajuste de las propiedades reológicas de la lechada mediante la utilización de dispersantes, la modificación de las concentraciones de aditivos para pérdidas de fluido y agentes anti fraguado, la utilización de lechadas con distribuciones de tamaños de partículas optimizadas, o la reducción de la velocidad de bombeo, pueden aliviar las pérdidas de circulación durante las operaciones de cementación. Algunas compañías optan por implementar operaciones de cementación por etapas, en las que porciones individuales de una zona son cementadas por separado utilizando herramientas especiales que aíslan cada etapa. Las operaciones por etapas disminuyen la altura de la columna de cemento, reduciendo la presión dinámica y la presión hidrostática. No obstante, las operaciones de etapas múltiples también plantean el riesgo de contaminación del fluido entre una etapa y la otra, y las herramientas para
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cementaciones por etapas constituyen un punto débil de la columna de revestimiento. Otra alternativa para la reducción de pérdidas durante la cementación es la utilización de una lechada de cemento tixotrópica sensible al esfuerzo de corte, que se gelifica cuando cesa la circulación; estos cementos desarrollan gran resistencia de gel, y no fluyen bien hacia una formación, taponando la zona. Los ingenieros también pueden ajustar los diseños de los tubulares o las profundidades de asentamiento de la tubería de revestimiento en base al modelado por computadora. El modelado ayuda a los operadores a combinar diferentes técnicas para limitar las pérdidas durante la cementación. Sin embargo, las innovaciones recientes introducidas en los materiales de cementación están ayudando a los operadores a combatir las pérdidas de circulación. Tecnología de cementación poco frecuente para problemas de pérdida de circulación durante décadas, los especialistas en cementación incorporaron granos, fibras, escamas, u otros materiales para prevenir las pérdidas de circulación en las lechadas de cementación. Si bien los LCMs pueden mitigar los problemas de pérdidas de circulación, muchos LCMs resultan difíciles de dispersar en las lechadas, además de que cuesta mezclarlos y bombearlos utilizando el equipo de cementación convencional. El bajo peso específico de ciertos LCMs hace que floten en la superficie de la lechada. La incapacidad de algunos de estos materiales de dispersarse en la lechada o de humedecerse adecuadamente con el agua, ha ocasionado problemas de taponamiento, tanto en los equipos de mezclado como en los equipos de fondo de pozo. Las fibras del cemento con fibras avanzadas CemNET, diseñadas con dimensiones
óptimas, en general menos de 12 mm [0.5 pulgada] de largo y 20 micrones de 9
diámetro, son químicamente inertes y resultan compatibles con la mayoría de los sistemas y aditivos de cementación a temperaturas de hasta 232°C (450°F). Estas fibras pueden agregarse en la localiza ción del pozo y se pueden combinar con las
porciones de lechada que serán colocadas en las zonas potenciales de pérdidas de circulación. La ventaja principal de las fibras CemNET es su capacidad para dispersarse
fácilmente en la lechada de cementación. A d iferencia de las fibras convencionales, las fibras CemNET están recubiertas con un surfactante especial que mantiene las
fibras unidas cuando están secas, pero que además las ayuda a dispersarse y mezclarse sin dificultad cuando se incorporan a la lechada. Si se agregan en concentracio nes óptimas, las fibras CemNET forman una red de obturación, pero no alteran las propiedades críticas de la lechada o del cemento, tales como tiempo de densificación, propiedades reológicas , pérdida de fluido,
contenido de agua libre, resistencia a la tracción, resistencia al esfuerzo de corte y resistencia a la compresión. Mediante la incorporación de fibras avanza das, los operadores pueden evitar problemas tales como topes de cemento bajos, la necesidad de implementar operaciones de cementación forzada, así como pérdidas de cemento y fallas de pozos más serias. Cuando la acción de obturación de las fibras en la lechada de cemento sella las zonas de pérdidas de circulación, se pierde
menos lechada durante las operaciones de bombeo. Experimentos de laboratorio han demostrado la eficacia de las lechadas cargadas de fibras en el taponamiento de zonas de pérdidas de circulación, incluyendo fracturas
simuladas y formaciones de alta permeabilidad. Los experimentos también confirmaron que la longitud de las fibras consti tuye un parámetro crítico para el
sellado de las fracturas; sin em bargo, las fibras deben ser sufi cientemente cortas para impedir que se tapone el equipo de bombeo. Las concentraciones de fibras más altas resultaron más efectivas, pero aumentaron el riesgo de afectar la reología de la lechada. 10
Para concentraciones de fibras altas, el aumento de la cantidad de dispersante
ayudó a mantener la bombeabilidad de la lechada. Para ayudar a los ingenieros responsables del diseño de las lechadas a superar los desafíos asociados con las pérdidas de circulación en el campo. Un programa de computación puede utilizar árboles de decisiones para analizar los casos de pérdidas de circulación y luego recomienda el mejor tratamiento a seguir para controlar las pérdidas. Independientemente de si se trata de pérdidas parciales o totales, o de si la aplicación corresponde a perforación o cementación, el Asesor de Pérdidas de Circulación permite examinar los datos de pozos, los tratamientos para pérdidas de circulación previos, la velocidad de pérdida estimada y la estratigrafía del tramo de pozo expuesto. A partir de estos datos de entrada, el programa de computación ayuda a identificar el tipo de pérdida y calcular su profundidad. Una vez seleccionado el tratamiento, el programa proporciona datos técnicos completos para su diseño. La optimización de la selección y el diseño de los tratamientos para pérdidas de circulación normalmente ayudan a los operadores a reducir el volumen de lechada de cementación que bombean. La estimación exacta del volumen de lechada requerido para una operación implica menos volúmenes de cemento excedente, lo que a su vez reduce los costos de eliminación del cemento. Como lo demuestran los ejemplos que se presentan a continuación, la selección de la lechada y el diseño y ejecución de los trabajos correctos contribuyen al éxito del tratamiento con la tecnología CemNET.
La Mitigación de los problemas de pérdidas de circulación en Medio Oriente en las rocas carbonatadas son co nocidas no sólo por sus prolíficas reservas de petróleo y gas, sino también por los problemas de pérdidas de circulación. La Abu Dhabi Company for Onshore Oil Operations (ADCO) se enfrenta a estos problemas 11
regularmente durante la perforación de las formaciones Umm El Radhuma y Simsima. En el pasado, la compañía trataba de controlar las pérdidas de circulación mediante operaciones de cementación por etapas y de relleno del espacio anular utilizando cementos livianos y colocando tapones durante las operaciones de cementación primaria. Ninguno de estos procedimientos es satisfactorio porque cualquier tubería de revestimiento que no esté rodeada de cemento, queda expuesta a la acción corrosiva de las salmueras. No obstante, el operador sigue realizando operaciones de relleno del espacio anular cuando se producen las pé rdidas más severas a fin de proteger al máximo la tubería de revestimiento frente a la corrosión. Recientemente, ADCO cementó dos pozos utilizando lechadas que contenían fibras CemNET. Durante la perforación de uno de los pozos, la velocidad de pérdida de circulación alcanzó 23.8 m3/hr (150 bl/hr), aunque se bombe aba un fluido de perforación relativamente liviano de 1091 kg/m 3 (9.1 lbm/gal) de densidad. Entonces, se planificó una lechada de cementación más pesada—1283 kg/m3 (10.7 lbm/gal) de
manera que al operador le preocupaba la ocurrencia de pérdidas adicionales.
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Se bombeó entonces una combinación de lechada cargada de fibras con lechada liviana de alto desempeño, seguida de una lechada de amarre de 2002 kg/m3 (16.7 lbm/gal) de densidad. Después de recuperar todo el retorno consistente en 21.3 m 3 (134 bl) de fluido de perforación en la superficie, sin experimentar dificultades en la mezcla o el bombeo de las lechadas ADCO consideró exitosa la operación. El segundo pozo sufrió pérdidas a velocidades aún superiores —79.5 m3/h (500 bl/h) durante la perforación con lodo de 1036 kg/m3 (8.65 lbm/gal) de densidad. La compañía decidió asentar la tubería de revestimiento a 152 m (500 pies) por encima de la posición planificada srcinariamente para abordar las pérdidas. Se mezcló una lechada ultraliviana con una densidad de 959 kg/m 3 (8.0 lbm/gal) en la superficie, con fibras CemNET. Esta lechada fue seguida de una lechada de cola de
1882 kg/m3 (15.7 lbm/gal) de densidad. Si bien no se esperaban retornos, se observaron algunos retornos parciales en la superficie. Para proteger la tubería de revestimiento de la corrosión provocada por la salmuera, se efectuó una operación de relleno del espacio anular. No obstante, el volumen de lechada bombeado para el relleno del espacio anular se redujo en aproximadamente un 40%, o 15.9 m 3 (100 bl), porque se había colocado más lechada CemNET en el espacio anular durante la operación de cementación primaria. A la luz de estos resultados, ADCO programará utilizar las lechadas CemNET en forma rutinaria. Aplicación de tecnología de cementación avanzada en Asia El campo gigante Duri, situado en Sumatra, Indonesia, ha estado sometido a inyección de vapor de agua para la recuperación asistida de sus reservas de petróleo pesado desde 1985. El 3
operador, P.T. Caltex Pacific Indonesia (CPI), produce más de 32,575 m /día [205,000 barriles por día] de petróleo de 6,800 pozos. Los pozos que explotan yacimientos de areniscas situados a una profundidad de 61 a 274 m [200 a 900 pies], tienen terminaciones con empaques de grava. 13
Las pérdidas de circulación en estos yacimientos no consolidados y con fallas, a menudo demandan operaciones correctivas de la cementación. La reciente introducción de la tecnología CemNET, que limita la necesidad de implementar operaciones correctivas de la cementación, está reduciendo los costos de cementación. Anteriormente, hubo algunos intentos de aplicar diversas técnicas de cementación en el campo Duri, tales como tapones de cemento con diversos LCMs incorporados y cemento primario energizado, tixotrópico o de otro tipo. Aunque estas técnicas llevaron el índice de éxito de la cementación primaria al 60%, el índice de ineficiencia siguió siendo inaceptablemente elevado.
Para mejorar el índice de éxito de la cementación, CPI bombeó tapones CemNET lechada de cementación de 1797 kg/m 3 (15.0 lbm/gal) de densidad con 7.1 kg/m3 (2.5 lbm/bl) de fibras en los casos de pérdidas de circulación total. En ciertas
circunstancias, un tapón de cemento de 0.8 m 3 (5 bl) permitió remediar las pérdidas, si bien en los casos más severos no se detuvo la fil tración. A continuación, CPI decidió utilizar la tecnología CemNET en la lechada de cementación primaria para remediar las pérdidas de circulación, agregando 2.5 lbm/bl de fibras durante el bombeo de una lechada de cementación de 1893 kg/m 3 (15.8 lbm/gal) de densidad. En un caso, un pozo del campo Duri sufrió pérdida de circulación total durante la perforación, lo que fue reducido a pérdidas por filtración después de la colocación de un tapón CemNET. No obstante, este pozo fue cementado con éxito utilizando la lechada CemNET. De los 98 tapones CemNET más recientes del campo Duri, 63 permitieron remediar completamente las pérdidas de circulación, y en otros 18, las pérdidas se redujeron. De 30 trabajos de cementación primaria donde se utilizaron fibras CemNET, 28
tuvieron una cobertura de cemento completa. En general, el índice de éxito de la
cementación aumentó del 60% al 85%. Mediante la utilización de tecnología CemNET, CPI ahorra 32 horas de tiempo de equipo de perforación por pozo, porque 14
la operación de cementación inicial suele ser exitosa y se necesitan trabajos de remediación con mucha menor frecuencia. CPI está descubriendo otras aplicaciones para la tecnología CemNET en otros campos que opera. Por ejemplo, se bombean lechadas CemNET a través de tubería flexible para aislar los disparos que producen agua.
Remediación de pérdidas en el sector británico del Mar del Norte Shell Expro experimentó severas pérdidas de circulación en el campo Brent, situado en el sector británico del Mar del Norte, en yacimientos atravesados por pozos de alcances extendidos y casi horizontales. Este campo petrolero, que comenzó a producir petróleo en 1976, posee importantes reservas de gas disuelto en zonas petroleras residuales. La compañía implementó operaciones de despresurización para recuperar el gas liberado del petróleo, interrumpiendo la inyección de agua en 1998. La despresurización dio como resultado una ventana operativa más estrecha entre la presión de poro y la presión de fracturamiento, porque el gradiente de los esfuerzos a los que está sometida la formación disminuyó al declinar la presión de yacimiento. La perforación exitosa de las seccio nes de lutitas exigió una densidad de fluido de perforación mínima para evitar el atascamiento de la tubería y contrarrestar la inestabilidad de las arenas y las lutitas interestratificadas. La combinación de la ventana de presión estrecha con la reducción del gradiente de fracturamiento también planteó serios problemas durante las operaciones de cementación de pozos. Para garantizar que los pozos del campo Brent pudieran ser cementados con éxito, los ingenieros simularon las operaciones de cementación para optimizar las velocidades de bombeo, la eliminación del lodo y las densidades de circulación equivalentes.
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En el pozo BD-42s4 del campo Brent Delta, perforado en el año 2002, los ingenieros enfrentaron pérdidas de circulación potenciales. Este pozo de reentrada fue perforado con un sistema rotativo orientable Power Drive para recuperar gas del yacimiento Statfjord. La sección del pozo de 81⁄2 pulgadas de diámetro, con un a inclinación de 57°, y la sección de 6 pulgadas, con una inclinación de hasta 72°, no experimentaron pérdida de circulación alguna durante la perforación. Sin embargo, todos los pozos del campo Brent perforados en el año 2002 sufrieron pérdidas durante la perforación o la cementación, de modo que los planes de cementación para el pozo BD-42s4 del campo Brent Delta fueron adaptados de acuerdo con las necesidades de cada caso. El operador cementó 305 m [1000 pies] de tubería de revestimiento de 7 pulgadas después de perforar el tramo de 81⁄2 pulgadas. Los 76 m (25 0 pies) inferiores cubrieron la Formación Statfjord. La cementación primaria deficiente de la sarta de revestimiento de 9 5⁄8 pulgadas hizo que la sarta de 7 pulgadas necesitara 1,000 pies de cemento efectivo para aislar las zonas en forma eficaz. Después de bombear un lavado quí mico no densificado y un espaciador densificado para la eliminación del lodo, los ingenieros bombearon la lechada de cemento. A esta lechada, densificada hasta 1 ,737 kg/m3 (14.5 lbm/gal) de
densidad, se incorporaron fibras CemNET para mitigar pérdidas potenciales. La operación se desarrolló según lo planificado y el retorno se restableció a la superficie, indicó la ausencia de pérdidas durante la cementación. El siguiente tramo, que atravesó el yacimiento Statfjord, experimentó pérdidas de retorno parciales de 10 m3/h (66 bl/h) al sacar la columna de perforación del pozo. Antes de bajar la tubería de revestimiento de 4 1⁄2 pulga das, se bombeó LCM, pero las pérdidas continuaron,
aumentando a 19 m 3/h (122 bl/h) antes de la cementación.
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A raíz de las altas presiones existentes en el fondo del pozo, el éxito de la operación de cementación era crítico para la producción futura. Durante el bombeo de una lechada de 14.5 lbm/gal con fibras CemNET, las pérdidas se redujeron a 6.8 m 3/h (43
bbl/h) y hubo retorno a la superficie. Una exitosa prueba de presión de la tubería de revestimiento después de fraguado el cemento indicó que las zonas estaban correctamente aisladas. Como quedó demostrado en este pozo del campo Brent, la nueva tecnología de cementación puede impedir o minimizar las pérdidas de circulación sin restringir otros aspectos de las operaciones. En realidad, estas operaciones no requirieron ningún equipo extra para evitar costosas pérdidas de fluido.
Prevención de zapatas húmedas en el sector noruego del Mar del Norte, en uno de los campos petroleros del área Tampen del sector noruego del Mar del Norte, Statoil asienta una tubería de revestimiento de 18 5⁄8 pulgadas en formaciones de arenas deleznables. Históricamente, los pozos del área Tampen han tendido a generar resultados de pruebas de admisión (LOT, por sus siglas en inglés) pobres en la zapata de la tubería de revestimiento, debido a un fenómeno c onocido como “zapata húmeda.” Se tiene una zapata húmeda cuando el cemento no fragua alrededor de la
zapata o cuando el cemento se filtra hacia zonas de pérdidas de circulación. En un sentido más general, toda vez que un perforador no toca, o contacta, cemento duro alrededor de una zapata, se habla de zapata húmeda. Ante un caso de zapata húmeda, Statoil habitualmente realizaba operaciones de cementación forzada para obtener resultados correctos en las pruebas de admisión, pero este trabajo correctivo de la cementación implicaba un costo alto. Llevada a una situación límite, una LOT inadecuada podría requerir una sarta de menor diámetro que lo planificado y que la economía de producción no resultara tan favorable, o que fuera imposible perforar la formación objetivo. Trabajando con Schlumberger, Statoil desarrolló nuevas prácticas de cementación para resolver el problema de la zapata húmeda. 17
Estas prácticas incluyeron la reducción de la densidad de la lechada inicial y la cementación de la sección correspondiente al tramo de la zapata con una lechada de amarre. Aunque estas técnicas permitieron reducir la cantidad de zapatas húmedas, el problema no fue eliminado. En consecuencia, Statoil comenzó a bombear lechadas de amarre que contenían fibras CemNET. Hasta la fecha, se cementa ron dos pozos utilizando lechadas de cola CemNET; ambas operaciones resultaron exitosas y no requirieron trabajos correctivos (arriba). Al igual que otras operaciones de cementación con CemNET, las fibras fueron mezcladas y bombeadas con facilidad. Prevención de problemas de pérdidas de circulación en América del Norte. Las operaciones terrestres en América del Norte comprenden una enorme variedad de desafíos en yacimientos de edades geológicas y litologías diversas. No obstante, muchas operaciones de perforación de todo el continente tienen algo en común, las pérdidas
de
circulación.
Recientemente,
numerosos
operadores
lograron
contrarrestar con éxito los problemas de pérdidas de circulación utilizando la tecnología CemNET. En el Occidente de Virginia, EUA, Cabot Oil y Gas Corporation necesitaban un excelente aislamiento por zonas en un yacimiento productor de baja presión en el que se implementaría estimulación por fracturamiento hidráulico. Al igual que la mayoría de los pozos del área, este pozo fue perforado utilizan do aire como fluido de perforación, lo que a menudo se traduce en pérdidas de circulación durante la cementación. Debido al bajo gradiente de fracturamiento de algunas de las formaciones, el cemento tenía que ser liviano, pero el tratamiento de estimulación planificado exigía que el cemento también fuera du rable.
En operaciones de cementación previas, 12 de 41 sartas de tubería de revestimiento de producción habían requerido operaciones correctivas de la cementación. Después de estudiar estos resultados, Cabot empleó una variedad de sistemas de 18
cementación avanzados, arrojando cada uno de ellos resultados cada vez mejores. En un comienzo, Cabot utilizó cemento de llenado regulado RFC, que es una mezcla tixotrópica y expansiva de cemento Pórtland y yeso; una formulación aparentemente ideal para evitar pérdidas de circulación y proveer buena adherencia del cemento en zonas ladronas. Aunque la lechada RFC ha sido diseñada para volverse rápidamente inmóvil después de su colocación, las pérdidas continuaron. El paso siguiente fue agregar fibras CemNET a la lechada de cementación RFC. Este sistema arrojó mejores resultados en lo que respecta a la obtención de las alturas del cemento. Más adelante, Cabot decidió reducir la densidad de la lechada utilizando el aditivo de cementación KOLITE para lechadas de baja densidad. Los sólidos granulares livianos KOLITE tienen una distribución granulométrica específica concebida para combatir las pérdidas de circulación. Aunque este aditivo produjo ciertas mejoras, las alturas de cemento siguieron siendo subóptimas, de modo que se agregaron fibras CemNET a las lechadas KOLITE. Este sistema ha generado los mejores y más reproducibles resultados logrados hasta la fecha en términos de altura del cemento, necesaria para cubrir múltiples zonas de interés. Para satisfacer mejor las necesidades de contar con lechadas livianas y a la vez duraderas, Cabot utilizó posteriormente un sistema de lechada LiteCRETE con fibras CemNET a fin de lograr el aislamiento por zonas.
En un pozo de 1,067 m [3500 pies] de profundidad, se colocaron 639 m [2095 pies] de cemento en el espacio anular en lugar de perderlos hacia la formación. Aunque este resultado mantiene la tendencia hacia un mejoramiento constante de la cementación, Cabot continúa evaluando la utilización de la mezcla LiteCRETE y CemNET para pozos futuros. Hasta la fecha, Cabot ha utilizado lechadas CemNET en 51 trabajos de cementación. Las mejoras introducidas en las operaciones de cementación no se limitaron a la selección de la lechada; los ingenieros de Cabot y Schlumberger también 19
desarrollaron pautas para la utilización de lechadas más livianas, reduciendo el contenido de agua y minimizando la viscosidad de la lechada y las pérdidas de fluido. A cientos de millas del Occidente de Virginia, la Formación Pérmica Brown Dolomite del Panhandle de Texas, EUA, presenta importantes problemas de pérdidas de circulación. Este yacimiento naturalmente fracturado tiene propensión al daño como resultado de las excesivas pérdidas de lodo de perforación y cemento. Miles de barriles de cemento fueron bombeados en esta formación en intentos por compensar las pérdidas de circulación. En un pozo del Condado de Roberts, Texas, Brighton Energy LLC descubrió pérdidas de circulación totales en la Formación Brown Dolomite. Dos intentos de detener las pérdidas utilizando tapones de cemento convencionales fracasaron. Al cabo de una semana de pérdidas de tiempo de equipo de perforación, Brighton decidió interrumpir el bombeo de volúmenes masivos de cemento como tratamiento para prevenir las pérdidas de circulación. En la zona de pérdidas de circulación de la Formación Brown Dolomite se colocó un tapón CemNET. La severidad de las pérdidas provocó la ruptura del tapón al reanudarse la perforación. Se bombeó entonces un segundo tapón CemNET, que logró sellar la zona de pérdidas de circulación con éxito. Brighton pudo continuar con las operaciones de perforación con circulación completa y logró ahorrar aproximadamente 26,000 dólares por día en términos de tiempo de equipo de perforación, pérdidas de lodo y otros materiales. Ahora tiene proyectado utilizar la tecnología CemNET durante la cementación de los pozos problemáticos de la Formación Brown Dolomite. Aproximadamente 3,200 km [2,000 millas] al norte del Panhandle de Texas, las capas de carbón y otras formaciones someras del sur de Alberta, Canadá, muestran propensión a las pérdidas de circulación. Sin embargo, resulta difícil predecir qué pozos experimentarán problemas de pérdidas de circulación; estos problemas no afectan consistentemente a determinadas formaciones o áreas. En ciertas formaciones, particularmente en las 20
capas de carbón, esa inconsistencia es el resultado de la distribución errática de la roca. Para proteger los recursos de agua subterránea, los pozos de gas someros de esta región deben tener retorno de cemento a la superficie. Al igual que otros operadores del área, PanCanadian Energy, ahora EnCana Corporation, habitualmente bombeaban volúmenes sustanciales de lechada excedente para colocar suficiente cemento a fin de proteger los recursos de ag ua
subterránea, pero el costo de eliminación del exceso de cemento era elevado, porque los pozos se perforaban con mínima perturbación de la superficie y no se disponía de instalaciones para su eliminación en la localización. Dada la economía marginal de estos pozos de gas someros, el operador investigó otras metodologías, tales como el cambio de los fluidos de perforación, pero sólo logró un éxito limitado. La mayoría de los demás procedimientos tendían a aumentar el tiempo de perforación sin resolver los problemas de pérdidas de circulación. En realidad, las pérdidas de circulación se producían normalmente después de la perforación; durante las operaciones de cementación. PanCanadian también quería minimizar las operaciones correctivas de la cementación en los pozos de gas someros. Previamente, el operador había probado LCMs granulares y laminares para combatir las pérdidas de circulación, pero estos materiales resultaron ineficaces.
Durante el desarrollo de un proyecto consistente en 77 pozos, PanCanadian y Schlumberger optimizaron los procedimientos de bombeo y las concentraciones de CemNET. El retorno del cemento mejoró, lo que permitió a la compañía reducir los volúmenes de lechada después de la cementación de los 10 primeros pozos. A medida que avanzaba el proyecto, se reducía la cantidad de lechada con fibras CemNET; sin embargo, el operador siguió bombeando menos volumen de cemento excedente, redujo los costos de eliminación y eliminó las operaciones correctivas de 21
la cementación. Después de analizar los resulta- dos del proyecto de 77 pozos, Pan Canadian pudo disminuir en otro 25% los volúmenes de lechada cargados de fibras, lo que redujo el retorno de cemento a aproximadamente 2 m 3 (12.6 bl). Los numerosos cambios introducidos en los procedimientos y materiales de cementación con el tiempo, se tradujeron en reducciones de costos. Cuando los problemas de pérdidas de circulación son previstos durante las operaciones de cementación primaria, el diseño cuidadoso de la lechada y los trabajos de cementación son esenciales: sólo existe una oportunidad de realizar el trabajo con éxito. La nueva tecnología, incluyendo la tecnología CemNET, abordará los efectos colaterales más serios frente a una amplia gama de condiciones de temperatura y densidades de lechadas. Solución claramente demostrada para los problemas de pérdidas de circulación, se han bombeado más de 1,300 trabajos CemNET en capas de carbón, yacimientos agotados, yacimientos fallados y fracturados, rocas carbonatadas, areniscas y lutitas de todo el mundo. Sin lugar a dudas, seguirán proliferando nuevas aplicaciones para estas excepcionales lechadas de cementación fibrosas.
CONSIDERACIONES SOBRE LAS OPERACIONES EN AGUAS PROFUNDAS En los pozos perforados en aguas profundas se utilizan los mismos principios básicos de control que en los pozos estándar. Sin embargo, algunas situaciones que se consideran "especiales" en los pozos estándar, son rutinarias en los pozos en aguas profundas. A continuación, se indican los puntos adicionales a considerar.
TOLERANCIA DE INFLUJO EN HOYOS DE DIÁMETRO REDUCIDO El pequeño espacio anular en los hoyos de diámetro reducido ocasiona que el mismo volumen de influjo presente en un pozo convencional se extienda mucho más 22
en ellos. Esto reduce la presión de fondo en forma proporcional, haciendo que sean necesarias presiones de estrangulamiento más altas para mantener la presión de fondo constante. Estas presiones de estrangulamiento son aplicadas directamente a la zapata de revestimiento a medida que se circula el influjo afuera del pozo. El resultado es que los pozos con hoyos de diámetro reducido tienen una tolerancia de influjo mucho menor comparada con la de los pozos convencionales.
MÉTODOS DE CONTROL DE POZOS EN HOYOS DE DIÁMETRO REDUCIDO Es necesario modificar ligeramente los dos métodos de circulación convencionales para adaptarlos a las condiciones particulares de los hoyos de diámetro reducido y llegar a: -Método de Esperar y Pesar para hoyos de diámetro reducido -Método del Perforador para hoyos de diámetro reducido
Método de Esperar y Pesar – Cálculos - para Hoyos de Diámetro Reducido El método de esperar y pesar (método del ingeniero) utilizado en agujeros de diámetro reducido incluye pasos adicionales que contemplan las altas pérdidas de presión en el espacio anular. Al igual que con el método convencional, el punto inicial del programa de bombeo es la presión inicial de circulación de la tubería de perforación (en inglés, abreviada como ICP). La presión de circulación de la tubería de perforación disminuirá en proporción a medida que el lodo pesado es bombeado desde la superficie a través de ella. Después de que el lodo pesado llega a la barrena, la presión de la tubería se mantiene constante hasta que el estrangulador
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esté completamente abierto. De ahí en adelante la presión de circulación aumentará automáticamente hasta llegar a Presión Final de Circulación. La diferencia fundamental entre los métodos convencionales y el que se utiliza en los agujeros de diámetro reducido es que la magnitud del aumento final de la presión, debido a las pérdidas de presión anular es mucho más alta en el caso de los pozos con agujeros de diámetro reducido. El aumento significativo en la presión de la tubería de perforación se toma en cuenta utilizando una nomenclatura ligeramente diferente. Se utilizará el término presión intermedia de circulación (en inglés, abreviada como IntCP) para identificar la presión que se mantendrá mientras el lodo de control circula por el anular hacia la superficie. La presión final de circulación (en inglés, abreviada como FCP) será la presión obtenida cuando el lodo de control circula por el estrangulador. 1. Después de que se haya asegurado el pozo y estabilizado las presiones, calcular la densidad del lodo para controlar la formación, PLC.
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PLC (ppg) = [SIDPP (psi) ÷ [0.052 x PVV (pies)]]+ OMW (ppg) Donde: PLC = Peso del Lodo de Control (ppg) PVV = Profundidad Vertical Verdadera (pies) OMW = Densidad del lodo Original (ppg) El margen de viaje no se incluye en el cálculo de la densidad del lodo de control, esto se hace para evitar presión adicional innecesaria que pudiese provocar la fractura de la formación. 2. Calcular la presión inicial de circulación: PIC = SCRP + SIDPP - PPA En que: PIC = Presión Inicial de Circulación PPA = Pérdida de Presión Anular 3. Calcular la Presión Intermedia de Circulación: PIntC = ( SCRP - PPA) x PLC/OMW 4. Calcular la Presión Final de Circulación:
PFC = SCRP x PLC/OMW 5. Calcular las emboladas de la superficie a la barrena:
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Volumen interior de la sarta de perforación/ (Volumen/embolda) 6. Calcular el tiempo de bombeo desde la superficie a la barrena: Total de Emboladas de la superficie a la barrena/Emboladas por minuto 7. Una vez se hayan concluido los cálculos anteriores, completar el llenado del formato de control y graficar la presión de la tubería de perforación contra las emboladas de la bomba y el tiempo, como se indica a continuación: a. Indicar la presión inicial de circulación PIC en la parte izquierda de la gráfica. b. Ubicar la presión intermedia de circulación, PIntC en la parte derecha del gráfico. c. Unir los dos puntos con una línea recta. d. Utilizar la siguiente fórmula para calcular la caída de presión por incremento y completar la tabla que aparece en la parte inferior. (PIC - PIntC)/10 = Caída de presión por incremento. En el renglón "tiempo", colóquese un “0” en la parte izquierda de la escala y el
tiempo total para bombeo del lodo pesado desde la superficie hasta la barrena en la parte derecha. Dividir el tiempo total entre 10 para calcular los minutos por incremento.
f. En el renglón "emboladas", colocar “0” en la parte izquierda del gráfico y el total de
emboladas hasta la barrena en la parte derecha. Dividir el total de emboladas entre 10 para calcular las emboladas por incremento.
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Por ejemplo, si son necesarias 1,000 emboladas para llenar la sarta de perforación con velocidad reducida de 20 emboladas por minuto y una presión inicial de circulación de 1,000 psi con una presión intermedia de circulación de 500 psi, el programa de bombeo sería el siguiente:
Programa operativo del Método de Esperar y Pesar en Agujeros de Diámetro Reducido Circulación de lodo pesado a la Barrena 1. Una vez se haya concluido el gráfico de la hoja de control y se haya aumentado el peso del lodo al valor requerido, alistar el equipo para iniciar la circulación a través del estrangulador. Abrir la válvula del múltiple de estrangulamiento, ubicada aguas arriba del estrangulador (o la de aguas abajo si es aplicable), colocar los contadores de emboladas en cero y asegurar que exista una buena comunicación con el operador del estrangulador. 2. Una vez se hayan estabilizado las presiones, llevar la bomba a velocidad reducida de circulación mientras se ajusta la presión del anular en el estrangulador igual a las pérdidas de presión anular por fricción, previamente determinadas, PPA. 27
3. Una vez que la bomba adquiera la velocidad deseada y se hayan estabilizado las presiones, registrar la presión real de circulación en la tubería de perforación. Si la presión real de circulación es igual o se encuentra cercana al valor de la presión inicial de circulación calculada, PIC, continuar con el bombeo y ajustar la presión de la tubería vertical de acuerdo con el programa. Si la presión real de circulación es muy diferente de la PIC, parar la bomba, cerrar el pozo e investigar la causa. Verificar que no exista presión atrapada. Es probable que cualquier diferencia marginal entre la presión real y la presión calculada sea debida al hecho que la PPA que se utilizó para calcular la PIC fuese imprecisa. Es posible determinar un valor más aproximado de PPA, y por ende, una presión intermedia de circulación corregida, a partir de la presión inicial de circulación, como sigue: PPAreal = (Presión inicial de circulación real) - SIDPP + SCRP PIntC = (SCRP - PPAactual) x PLC / OMW Así, es posible corregir el programa de bombeo tomando en cuenta las presiones de circulación ajustadas.
Circulación del lodo pesado a la Superficie 1. Cuando el lodo pesado entra al espacio anular, el operador del estrangulador debe mantener constante la presión de la tubería de perforación (en PIntC) hasta que el estrangulador se abra completamente. De ahí en adelante, la presión de circulación aumentará hasta llegar a presión final de circulación, PFC.
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2. Una vez que retorne el lodo de control descontaminado y se considere que la circulación ha finalizado, parar las bombas y verificar el flujo del pozo a través del estrangulador antes de abrir los BOPs. Se debe tener en cuenta que, durante la circulación, llegará un momento en que la presión hidrostática del lodo pesado en el anular sumada a la PPA equilibrará la presión de la formación y el estrangulador estará completamente abierto. Esto ocurrirá antes de que el lodo pesado llegue a la superficie y se deben tomar las precauciones para garantizar que se finalice la circulación.
Método del Perforador en agujeros de Diámetro Reducido Primera Circulación (desalojo del fluido invasor) 1. Una vez se hayan estabilizado las presiones, hacer los preparativos para iniciar la circulación a través del estrangulador. Abrir la válvula del múltiple de estrangulamiento, ubicada aguas arriba del estrangulador (o aguas abajo si es aplicable), colocar los contadores de emboladas en cero y asegurarse que exista una buena comunicación con el operador del estrangulador. 2. Llevar la bomba a velocidad reducida para el control del pozo mientras se ajusta el estrangulador de tal forma que se reduzca la presión del revestidor en una proporción igual a las pérdidas de presión anular por fricción, previamente determinadas PPA. Este ajuste debe durar el mismo tiempo que le toma a la bomba alcanzar la velocidad de régimen lento de circulación. Esto podría tomar 20-30 segundos. Una caída más pronunciada de la presión en el estrangulador reducirá la presión de fondo y podría permitir la entrada de otro influjo, mientras que una caída menos acentuada aumentaría la presión de fondo y se presentaría un riesgo de fugas. 3. Cuando se establece la velocidad de control reducida el operador del estrangulador debe observar el manómetro de la tubería de perforación y mantener 29
la presión (PIC calculada) constante hasta que el influjo sea retirado del pozo. Registrar la presión del revestido justo antes de parar el bombeo. Esta presión en el revestidor deberá permanecer constante en la segunda circulación mientras se circula el lodo pesado hasta la barrena. 4. Aumentar el peso del lodo en el sistema hasta tener el valor calculado para controlar la formación.
Segunda Circulación – Lodo de Control a la Barrena 1. Llevar la bomba a velocidad reducida de control mientras se ajusta el estrangulador de tal forma que se reduzca la presión del revestidor en una proporción igual a las pérdidas de presión anular por fricción, previamente determinadas, PPA. Este ajuste es idéntico al realizado en la primera circulación. 2. Cuando se establece la velocidad de régimen de control el operador del estrangulador debe observar el manómetro de la tubería de perforación y seguir el programa hasta que el lodo pesado llegue a la barrena. Esto ocurrirá cuando la PIC disminuya hasta llegar a PIntC.
Segunda Circulación - Lodo de Control a la Superficie 1. Cuando el lodo de contención entra al espacio anular, el operador del estrangulador mantendrá constante la presión de la tubería de perforación hasta que el estrangulador se abra completamente. Continuar la circulación hasta que el lodo pesado llegue a la superficie.
La presión de circulación de la tubería de perforación aumentará hasta llegar al mismo valor de PFC, determinado en el Método de Esperar y Pesar.
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DIAGRAMA DE DECISIÓN EN EL CONTROL DE POZOS DE DIÁMETRO REDUCIDO
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POZOS DE ALTA PRESIÓN Y ALTA TEMPERATURA – AP/AT. Se define un pozo de alta presión / alta temperatura (AP/AT) como aquél en que la presión del cabezal del pozo podría alcanzar o exceder 70,000 kPa (10.000psi) en las condiciones que se crean debido al cierre de una columna de gas, srcinada en la zona de mayor presión, o en que la temperatura del cabezal del pozo podría alcanzar o exceder 150 ºC/300 ºF en las condiciones creadas por un flujo incontrolado desde la zona de mayor presión, a través del múltiple de estrangulamiento abierto. Las operaciones de perforación en pozos de AP/AT requiere de una especial planificación, procedimientos operativos y equipos, en particular cuando se utiliza lodo a base de aceite (LBP). A continuación un listado de algunas de las precauciones,
procedimientos
y
equipos
más
importantes,
a
considerar
conjuntamente por el técnico del equipo, superintendente y la Compañía Perforadora antes de que se inicie la etapa de perforación de un pozo de AP/AT.
PLANIFICACIÓN - Se realizará un simulacro para estimar las máximos gastos de flujo de líquido y de gas así como la temperatura del cabezal del pozo que pudieran alcanzarse si ocurriera un flujo incontrolado proveniente de la zona de mayor presión, a través del múltiple de estrangulamiento abierto. - Es necesario elaborar planes específicos, preparar las instrucciones por escrito y entregarlas a todo el personal antes del inicio de las operaciones. Dichos planes e instrucciones contemplarán los procedimientos /acciones no comunes a realizar para evitar o reaccionar a cualquier problema de control del pozo. - El programa de revestidor incluirá planes para la instalación de una sarta de revestimiento de contingencia. 32
- Instalar arietes de revestimiento en los BOPs para introducir el revestidor de producción. Considérese no utilizar arietes de diámetro variable.
PROCEDIMIENTOS OPERACIONALES Se deben considerar los siguientes procedimientos (aplicables únicamente cuando se perfora en la zona de AP) y la persona encargada dará instrucciones específicas a la cuadrilla.
Prevención de Influjos - Limitar la ROP (Velocidad de Penetración) para que una conexión se haga después de circular los fondos arriba, de tal forma que su valor no sea mayor que: Tiempo Fondo Arriba (hrs.) x ROP = 9.14 m (30 pies) Es decir, la ROP (en m/hr ó en pie/hr) < 9.14 (ó 30 pies)/tiempo fondo arriba (en horas) El razonamiento que se utilizó para calcular el valor de 9.14 m (30pies) es el siguiente: Cuando se perfora por vez primera en un yacimiento de alta presión es posible que la presión de la formación solamente pueda ser equilibrada dinámicamente. Puede ocurrir un influjo cuando se suspenden las bombas durante una conexión.
La forma de evitar que ocurra más de un influjo, es necesario alcanzar una circulación fondo arriba antes de parar las bombas para añadir otra junta de tubería. Si se perfora con un "top drive" las conexiones se hacen cada tramo de tres juntas y
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se puede utilizar el valor de 27.43 m (90 pies) por hora como límite para la Velocidad de Penetración, ROP. Una vez que se perfora en un yacimiento continuo y se ha establecido que existe un sobre equilibrio estático en el tope del yacimiento, deja de existir el motivo para la restricción de la ROP. - Verificar el flujo en todas las conexiones. - Tener un niple de asentamiento instalado en la sarta. Lanzar por la tubería una válvula de contraflujo tipo dardo, antes de proceder a retirar la sarta del hoyo (excepto en los viajes cortos). - La persona encargada o su delegado debe estar en la estación del perforador mientras se saca la tubería del agujero descubierto. - Si se sospecha de un influjo por suabeo, efectuar una circulación de los fondos hacia arriba a través del estrangulador. - Mantener listo un tramo de tubería de perforación (parada) con una válvula de seguridad de apertura plena conectada en la parte inferior del tramo si se está perforando con Empuje de Cabeza Rotatoria, “Top Drive”, para facilitar l a
desconexión de la cabeza giratoria y la instalación de las herramientas de control a nivel del piso del taladro de perforación. - El personal de supervisión debe completar un curso especial de entrenamiento en control de pozos de AP / AT antes de iniciar las operaciones de perforación. - Limitar la extracción de núcleos a intervalos cortos (10m, 30pies) y circular varias veces mientras se saca la tubería del hoyo, para minimizar el riesgo de influjo provocado por el gas que pudiera salir de los núcleos. 34
Detección de Influjos Los métodos y procedimientos de detección, también se aplican a los pozos de AP/ AT. Sin embargo, se recomienda utilizar equipo adicional, como las herramientas de medición MWD para detectar la cima de la formación de AP/AT. Se debe garantizar que los indicadores de nivel del tanque de viajes y los sensores de flujo estén correctamente instalados y calibrados. Utilizar un área mínima de superficie en volumen activo de los tanques para mejorar la sensibilidad de detección de influjos/ganancia en los tanques.
Procedimientos de Control - Debe emplearse un gasto de circulación reducida para no sobrepasar la capacidad del equipo superficial. Se deben tener procedimientos que cubran los casos en que se sobrepase o sea posible sobrepasar la capacidad operativa del separador lodo/gas o los límites de temperatura de los estranguladores. La expansión de gas después del estrangulador podría ocasionar temperaturas bajas que causen obstrucciones en el múltiple de estrangulación o en el separador lodo/gas. - Considerar la utilización del método de reversión del influjo a la formación, “bullheading” o represionamiento por el espacio anular, si se sospecha que el
volumen de influjo sobrepasa los valores especificados.
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EQUIPOS Equipo Auxiliar - Se debe disponer de una bomba para inyección con una presión de trabajo de 15,000 psi y que sea capaz de mantener regímenes lentos de circulación 0.5 a 1.0 barriles/min. - Se debe instalar una línea de control con presión de trabajo de 15, 000 psi que conecte la bomba de inyección y el piso del equipo de perforación. - Seleccionar todo el equipo principal de control de presión para servicio con H2S. - Los múltiples de estrangulamiento y de control deben contar con un medio de inyección para el anticongelante. - El múltiple de estrangulamiento debe tener instalado medidores de temperatura del fluido antes de pasar por el estrangulador, para ayudar a evaluar la temperatura del cabezal del pozo (excepto cuando los BOPs ya están equipados con éstas), y después del estrangulador para ayudar a evaluar los riesgos de formación de hidratos, con lectura remota en el panel de operación del estrangulador. - Los múltiples de estrangulación y de control deben estar equipados con líneas de alta presión 10,000 psi como mínimo para conducir los fluidos al quemador, con válvulas operadas a distancia para abrir la línea y para cerrar la línea del separador lodo /gas.
- El separador lodo/gas debe estar provisto de un medio para controlar la carga (usualmente un registrador diferencial de baja presión que muestre las lecturas en el panel remoto del estrangulador.
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- Opcionalmente, se añadirán las instalaciones necesarias para calentar e inyectar lodo de baja presión en el separador. - Se deben revisar el diseño y la capacidad del separador lodo/ gas para garantizar una capacidad adecuada. De ser necesario, se debe proveer un separador adicional. Nota: En algunas situaciones, ha sido necesario utilizar líneas de ventilación con diámetro de 8" a 10" y longitud de 4 a 6 m. - Se deben utilizar magnetos de canal o sumergidos en los tanques para monitorear el desgaste del revestidor, cabezal del pozo y BOPs. Dichos magnetos se deben limpiar e inspeccionar a intervalos regulares que no sobrepasen las 12 horas de rotación. Igualmente, se recomienda realizar un estudio con un calibrador electromagnético en el revestidor colocado por encima de las formaciones de AP/AT, antes de perforar la zapata del mismo. Si los magnetos de zanja recolectan demasiadas partículas metálicas, y /o se nota un desgaste anormal de las bandas protectoras de la tubería de perforación, es necesario volver a probar con presión el revestidor y /o realizar estudios más exhaustivos de su espesor de pared con el calibrador electromagnético.
Conjunto de Preventores (BOPs) En el Mar del Norte se siguen los procedimientos del Instituto del Petróleo, Londres Parte 17, “Well Control During the Drilling and Testing of High Pressure Offshore
Wells". Estos requerimientos son los siguientes:
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Para los BOPs superficiales usados en plataformas o en equipos auto elevables de perforación (Jack-Up), se utilizará, como mínimo, un (1) preventor anular de 10 K psi y cuatro (4) preventores de ariete. En el caso de los BOPs submarinos se utilizará, como mínimo, dos (2) preventores anulares de 10 K psi y cuatro (4) preventores de ariete de 15 K o más.
MATERIALES - La resistencia a la temperatura de los elastómeros de todos los BOPs que van a estar expuestos a los fluidos del pozo, será más alta que la temperatura máxima estimada en el cabezal del pozo o en el conjunto de preventores por un período de exposición continua al menos igual a la duración del pozo. Dichos elastómeros deben estar certificados para soportar los valores máximos de temperatura y presión por lo menos durante una hora. (La temperatura máxima es la temperatura que se podría alcanzar cuando es necesario permitir un flujo incontrolado a través de la línea de estrangulamiento durante una hora). - Hasta que se haya concluido la terminación, se debe mantener una cantidad suficiente de lodo pesado para controlar el pozo y mantener el agujero lleno hasta que sea posible obtener material adicional.
POZOS HORIZONTALES Y DE ALTO ÁNGULO PROCEDIMIENTOS DE CONTROL DE POZOS HORIZONTALES
En los pozos horizontales o altamente inclinados, se aplican los mismos principios básicos que en los pozos verticales o desviados. Como de costumbre, se calculan los equivalentes de peso del lodo utilizando la profundidad vertical. Sin embargo, existen algunos puntos adicionales a considerar, y estos son los siguientes: 38
- El propósito de perforar un pozo horizontal es mejorar la recuperación de hidrocarburos al incrementar el área de yacimiento que se encuentra expuesta a nivel del hoyo abierto para aumentar consecuentemente las ratas de producción. Por lo tanto se debe considerar que las tasas de flujo de los influjos, en caso de que se presenten, son mucho mayores que en los pozos verticales. Se debe prestar especial atención a los procedimientos utilizados en los viajes cuando el yacimiento se encuentra expuesto. - Es posible que las presiones de cierre en caso de influjo sean iguales en la tubería de perforación y en el ánulo, aunque haya ocurrido un influjo de grandes proporciones. Esto dependerá de la longitud de la sección del agujero descubierto. Esto no es un problema. Sin embargo, implica que no es posible revisar la validez de los datos del influjo. Por lo tanto, se debe considerar siempre la posibilidad de que el agujero contenga un influjo grande. - Existe una probabilidad más grande de que ocurra un efecto de suabeo cuando se encuentra expuesta una mayor área del yacimiento. Se debe entonces seguir estrictamente el procedimiento correcto de viajes. En los viajes de tubería hacia fuera del hoyo, es necesario verificar el flujo cuando la barrena salga de la sección horizontal. Existe una gran posibilidad de que la sección horizontal del pozo esté llena de fluidos del yacimiento aunque el pozo esté muerto.
Es por lo tanto importante que se tomen todas las precauciones cuando se regresa la tubería al yacimiento después de hacer un viaje. Cuando la tubería se encuentra de nuevo en el fondo, se recomienda revisar el flujo después de que se haya
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circulado parcialmente, ya que para entonces el influjo puede estar lo suficientemente alto en el pozo para ser detectado. Si se presenta un influjo durante los viajes, es posible que no se pueda dejar caer la válvula tipo dardo y bombearla por la tubería. Esto dependerá del ángulo del agujero en el punto en que se encuentra el niple de asentamiento para el dardo. Si no es posible lanzar o asentar el dardo en el niple, se debe conectar a la sarta en la superficie una válvula preventor de flujo interno.
La presión estática se puede calcular en cualquier momento durante el proceso de control con la siguiente ecuación :
Donde: SIDPP es la presión de Cierre en la tubería de perforación. TVDP es la profundidad vertical donde se encuentra el lodo pesado en un momento dado. TVDT es la profundidad vertical total del pozo. En la ecuación se puede ver que cuando la TVDP es igual a la TVDT, el lodo de control se encuentra en el punto de profundidad vertical total, el cociente es igual a uno y la presión estática es cero. Contrariamente, la presión dinámica en cualquier momento durante la operación de control está relacionada con la profundidad medida a la que se encuentre el lodo pesado. La presión dinámica aumentará a medida que se bombea el lodo de control. En cualquier momento durante la operación, se puede determinar esta presión a partir de la siguiente ecuación:
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Donde: MDP es la profundidad medida del lodo de control en ese momento MDT es la profundidad total medida del pozo FCP es la presión final de circulación SCRP es la presión de circulación a velocidad reducida A medida que el lodo de control es bombeado a lo largo de la tubería, el lodo más pesado aumentará la presión dinámica. Esta debe aumentar desde presión circulación a velocidad reducida, inicialmente registrada, hasta presión final de circulación calculada. Esto depende únicamente de la profundidad a la cual se encuentra el lodo pesado en la tubería de perforación. La diferencia FCP - SCRP es el aumento calculado de la presión de la bomba. Cuando la MDP sea igual a la MDT, el lodo de control se encuentra en la barrena y la presión dinámica es igual a la FCP. Cuando la MDP es pequeña, entonces la presión dinámica es similar a la SCRP. Mientras se bombea el lodo en la barrena, la Presión de Circulación es simplemente la suma de las Presiones Estática y Dinámica. Presión de Circulación = Presión Dinámica + Presión Estática El factor principal a considerar cuando se suman la presión dinámica y la presión estática del pozo es que ambas recalcularon considerando el mismo punto físico de la sarta. Si se considera cómo incluir este concepto en la hoja de control sería necesario diseñar otra Hoja de Control. En cambio, se ha decidido elaborar un anexo o extensión a la Hoja de Control Original. Toda la información requerida para la elaboración de este anexo o extensión es transferida desde la hoja estándar. Se utiliza entonces el anexo para determinar la relación correcta de las presiones de circulación versus las emboladas de la bomba.
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POZOS MULTILATERALES Siempre que se mantenga un aislamiento hidráulico adecuado, es posible aplicar la metodología de control de pozos existentes, y considerar cada hoyo por separado. En caso contrario, los cálculos necesitarán tener en cuenta la formación más débil en cualquiera de los hoyos, la posibilidad de tener influjos de los brazos multilaterales y la diferencia de peso del lodo en los hoyos. La detección de influjos depende de las señales de advertencia existentes, de la ganancia de lodo en los tanques y el incremento en el flujo del retorno. La ganancia en los tanques es más sensible a los influjos de baja intensidad, y el incremento en el flujo del retorno es más sensible a los influjos de alta intensidad. Algunas señales indicativas de un influjo en el hoyo activo serían un incremento repentino en la tasa de perforación o una presión de cierre del revestidor, mayor que la presión de cierre en la tubería. Al aplicar el método de Control Volumétrico, la presión de tubería permanece estática en tanto que la del revestido aumenta en forma continua. Una indicación de que ha ocurrido un influjo en el hoyo estático que la presión de cierre de la tubería de perforación es igual a la presión de cierre del revestidor, o que ambas presiones aumentan durante el control volumétrico. Se puede utilizar tanto el Método de Esperar y Pesar como el Método del Perforador, dependiendo de la tasa de migración del influjo, política de la compañía, etc. Nótese que, si el influjo proviene del hoyo estático, entonces la profundidad del mismo debe tomarse desde la unión de las ramas o brazos del pozo. Se deben tomar las precauciones necesarias para evaluar el punto más débil en cada uno de los hoyos, debido a que una operación de control en la unión pudiera ocasionar pérdidas en uno de éstos.
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CAPÍTULO III TIPOS Y CLASIFICACIÓN DE LAS PÉRDIDAS DE CIRCULACIÓN DEFINICIÓN Y CLASIFICACIÓN DE LAS PÉRDIDAS DE CIRCULACIÓN Las pérdidas de circulación se definen como el flujo no controlado del fluido de perforación, hacia una zona donde se pierde el fluido de perforación (lodo). Representa uno de los problemas comunes que ocurren en la perforación de pozos petroleros. La prevención total de las pérdidas de circulación es imposible, pero reducir la posibilidad de que estas ocurran si lo es, aplicando metodologías, y materiales correctamente. El no prevenir adecuadamente la ocurrencia de las pérdidas de circulación, incrementa significativamente el costo de la perforación y el riesgo de la pérdida del pozo. La pérdida de circulación o pérdida de retorno, es la pérdida parcial o total de fluido de perforación hacia las formaciones. La pérdida de circulación ocurre cuando la permeabilidad o la fractura de alguna formación, permite que el fluido de perforación fluya y se pierda, dando como resultado una pérdida parcial o total del fluido. Los problemas potenciales en la perforación de pozos, asociados a las pérdidas de circulación son: -Pérdida de fluido de perforación -Pérdida de tiempo operativo -Cementación deficiente de las tuberías de revestimiento -Pegaduras de la sarta de perforación -Uso de tuberías de revestimiento adicionales -Profundidad del objetivo no alcanzada -Ocurrencia de brotes -Problemas de pesca 43
-Reventones subterráneos (underground blowout) -Accidentes humanos y ambientales -Abandono del pozo En una pérdida circulación parcial, el fluido de perforación continúa circulando por el espacio anular hacia la superficie, con cierto gasto perdido hacia la formación. En una pérdida de circulación total, el gasto total del fluido de perforación no retorna hacia la superficie y se pierde en la formación. Figura 1. Si se decide continuar perforando con pérdida de circulación total, se le denomina “perforación ciega”, lo cual no es una práctica común en la perforación de pozos, solo
si las formaciones arriba de la zona de pérdida de circulación están mecánicamente estables y sin contenido de hidrocarburos.
FLUJO
PÉRDIDA DE CIRCULACIÓN PARCIAL
FLUJO
PÉRDIDA DE CIRCULACIÓN TOTAL
Figura 1. Diferencia entre Pérdida de circulación Parcial y Pérdida de Circulación Total 44
ZONAS DE PÉRDIDA DE CIRCULACIÓN Y SUS CAUSAS En base a investigaciones de Al Ubaidan et al., 2000; Algu et al., 2007; Bell et al. 1987; Davidson et al., 2000; Ferras et al., 2002. La prevención total de las pérdidas de circulación se considera prácticamente imposible, porque es inevitable perforar hasta el objetivo, sin atravesar algunas formaciones naturalmente fracturadas, cavernosas, vugulares, no consolidadas con permeabilidad alta y formaciones depresionadas. Figura 2.
Figura 2. Zonas potenciales de pérdida de circulación 45
FORMACIONES CON POROSIDAD Y PERMEABILIDAD ALTA Las pérdidas de circulación pueden ocurrir en formaciones con porosidad y permeabilidad alta, del orden de 14 Darcies, en formaciones generalmente someras y no consolidades, en arenas someras, gravas, zonas de calizas y dolomitas, formaciones con fracturas naturales, con fallas y zonas de transición en carbonatos y lutitas consolidadas. En las formaciones altamente porosas y permeables ocurren pérdidas de circulación parciales que se incrementan gradualmente en tanto estas se propagan. La severidad de la pérdida de circulación parcial depende de la magnitud de la permeabilidad. La razón principal para prevenir las pérdidas de circulación de zonas someras, es porque estas causan erosiones significativas del agujero, convirtiéndose muchas veces en cavidades amplias que ocasionan problemas en la cementación de la tubería de revestimiento, ya sea la tubería de revestimiento conductora o superficial.
FORMACIONES VUGULARES Y CAVERNOSAS En las Formaciones de calizas con cavernas, dolomitas y otras formaciones con porosidad secundaria, puede ocurrir pérdida de circulación total, de magnitud severa y súbita, generalmente acompañada de velocidades de penetración alta y errática. Formaciones de esta naturaleza generalmente pueden predecirse e identificarse, analizando los reportes de perforación en campos de desarrollo. Las zonas vugulares o cavernosas generalmente están asociadas con carbonatos de baja presión (calizas o dolomitas) o formaciones volcánicas. En las calizas, los vúgulos se crean por el flujo continuo de agua, que disuelve parte de la matriz de la roca, creando espacios vacíos, que muchas veces se llenan de hidrocarburos.
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Cuando estas formaciones vugulares se perforan, se manifiesta un súbito incremento en la velocidad de perforación (ROP) y pérdida de circulación severa. Figura 3. El volumen, continuidad y severidad de la pérdida de circulación, depende del grado en que los vúgulos estén interconectados. De manera similar, los vúgulos y las cavernas pueden desarrollarse durante el proceso del enfriamiento del magma volcánico.
Figura 3. Presencia de vúgulos en una roca ALTERNATIVAS PARA LA PERFORACIÓN DE POZOS CON PÉRDIDA DE CIRCULACIÓN, EN FORMACIONES VUGULARES O CON GRADIENTE BAJO Las pérdidas de circulación deben analizarse y remediarse de forma diferente, según se trate de profundidades someras, o pérdidas de circulación a profundidades donde las formaciones tienen presiones anormales. La perforación ciega (la perforación sin retorno de fluidos) es segura y se realiza en muchas partes del mundo, es un método efectivo para remediar los efectos de las pérdidas de circulación en calizas vugulares y formaciones con gradientes bajos, y así poder continuar con la perforación del pozo.
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Para la implementación de la perforación ciega en formaciones vugulares, deben realizarse 2 análisis antes de tomar la decisión de perforar ciego.
1.-DETERMINAR EL NIVEL DEL FLUIDO (ESPEJO). Para realizar la determinación del nivel del fluido, primeramente se debe registrar el aumento de peso de la sarta cuando se estaba perforando, observado en el indicador de peso al ocurrir la pérdida de circulación, y tomar en cuenta la pérdida de flotación. La siguiente fórmula nos dará la profundidad del nivel del fluido (espejo)
DOI =
∆ (−)
Donde: DOI =
Profundidad de interés (espejo del fluido)
∆W =
Cambio en el peso de la sarta
= BF =
Peso ajustado de la tubería de perforación Factor de flotación con el fluido en el agujero
Para este caso y como ejemplo, el cambio en el peso de la sarta es de 5,000 lb. El peso ajustado de la tubería de perforación ( ) es de 20.89 lb/ft. El fluido de perforación con una densidad de 9 ppg da un factor de flotación de 0.862. Realizando los cálculos se tiene que la profundidad de interés es 1734 pies, la cual es la profundidad aproximada a la que se encuentra el nivel del fluido (espejo)
DOI =
, (−.6) = 1,734 pies .9
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2.- CALCULAR EL GRADIENTE DE LA FORMACIÓN, FG (GRADIENTE DE FRACTURA):
(psi/ft) = (−) × Donde:
Gradiente de formación (psi/ft)
D DOI
Profundidad (ft) Profundidad del nivel de fluido (espejo) (ft)
Gradiente del fluido de perforación (MW × 0.052)
×. ×9. (psi/ft) = (6,−,7) = 0.33 / 6, Después de realizar el cálculo correspondiente, obtenemos que el gradiente de fractura de la formación (F G) es 0.33 psi/ft. Con esta información debe tomarse la decisión de realizar o no la perforación ciega. Si el gradiente obtenido (psi/ft) es menor al gradiente de 0.433 psi/ft del agua, la perforación ciega debe realizarse. Por lo tanto, no se debería gastar en el uso de materiales obturantes, tapones cemento o algo más.
La perforación con capa de lodo (Mud Cap Drilling) debería ser la segunda opción en la lista de prioridades. MCD es muy similar a la perforación ciega, ya que con el sistema MCD se perfora circulando agua por la barrena y se bombea lodo densificado por el espacio anular mientras se perfora. Se limpia el fondo por períodos con lodo viscoso para hacer un barrido de los cortes de la barrena. El sistema MCD es adecuado cuando se tienen formaciones descubiertas con baja y alta presión, debe realizarse en períodos cortos, profundidades perforadas de una a dos barrenas. Un ejemplo pudiera ser perforar con agua y bombear lodo de 11 lb/gal 49
por el espacio anular. En los viajes de sarta e introducción de tuberías de revestimiento, también debe bombearse lodo. No se recomienda la perforación ciega en zonas con gas, a menos que se realice un plan para usar una cabeza rotatoria y buena supervisión. Varias compañías perforadoras usan el UBD (perforación bajo balance) y les permite producir el pozo mientras se perfora, para lo cual tienen separadores y equipo para quemar el gas. En la lista de prioridades para resolver pérdidas de circulación en formaciones vugulares y de bajo gradiente de presión, y como tercera opción, debe bombearse baches de lodo viscoso, con una mezcla de diferentes obturantes, sin saturar el volumen total del lodo, ya que esto conlleva una serie de problemas colaterales que pueden empeorar el problema.
DIFERENCIA ENTRE LAS FRACTURAS NATURALES Y LAS FRACTURAS INDUCIDAS FRACTURAS NATURALES Las fracturas naturales existen en diversas formas, éstas pueden ser impermeables bajo condiciones de bajo balance. Estas pueden identificarse cuando las pérdidas de circulación ocurren al perforar formaciones que tienen un cambio litológico.
FRACTURAS INDUCIDAS Estas son identificadas cuando las pérdidas de circulación ocurren durante los viajes de la sarta, generalmente bajando. También se identifican cuando se inicia circulación con el lodo gelatinoso o por incremento en la densidad del fluido de perforación. Las fracturas inducidas ocurren cuando se excede la presión de fractura de la formación (Ivan et al., 2002).
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Las causas principales de las fracturas inducidas, se deben a la aplicación excesivas de presiones en el agujero, empleo de fluidos de perforación con densidad alta, presión de pistonéo aplicada al bajar la sarta, profundidad inadecuada de asentamiento de las tuberías de revestimiento, especialmente muy arriba de la zona de transición. Cuando una fractura es creada o abierta, debido a la aplicación de presión, puede ser difícil repararla y es muy probable que nunca recupere su resistencia srcinal. La pérdida de circulación puede continuar, aun cuando la presión aplicada sea reducida a su valor srcinal. Esta es la razón justificable del porque muchas veces es mejor pretratar el fluido de perforación, prevenir la pérdida de circulación y evitar que esta ocurra. Las presiones aplicadas al espacio anular del agujero perforado, muchas veces se debe al empleo de un gasto alto del fluido de perforación, lo cual ocasiona caídas de presión por fricción elevadas en el espacio anular, incrementando la densidad equivalente de circulación. Otras veces se debe a la realización de viajes rápidos de la sarta (presión de pistoneo), conocido en inglés como “surge pressure”. Estas dos condiciones, gasto y
viajes de la sarta, pueden inducir las fracturas o reabrir alguna previamente sellada. A menos que las zonas previamente selladas hayan sido probadas, siempre debería asumirse, que estas áreas serán puntos potenciales de pérdida de circulación. El cierre de un pozo por una condición de un brote de gas en formaciones someras, puede también ocasionar una pérdida de circulación. Una velocidad de penetración alta de la barrena durante la perforación, mejor conocida por sus siglas en inglés como ROP (Rate of Penetration), para un
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determinado gasto del fluido de perforación, incrementa la concentración de recortes y como resultado la Densidad Equivalente de Circulación (DEC). Si la profundidad de asentamiento de la tubería de revestimiento intermedia, se cementó arriba de la zona de transición de presión normal a anormal, la presión hidrostática ejercida, por el requerimiento de una mayor densidad del fluido de perforación (para sobre balancear la presión anormal), probablemente inducirá un fracturamiento en el agujero, en la parte inferior de la tubería de revestimiento. Las pérdidas de circulación debido a fracturas inducidas, son más comunes a profundidades cercanas a la zapata, y no a la profundidad a la que perfora la barrena, sobre todo si la tubería de revestimiento ha sido apropiadamente cementada, acorde a la profundidad de la ventana operacional respectiva. Controlar una pérdida de circulación por fractura inducida es más complicada que una fractura natural, debido a la naturaleza de la formación, de los efectos mecánicos de la perforación y de los aspectos geológicos (Sanders, 2003). El problema de pérdidas de circulación en formaciones depresionadas se incrementa debido a que la perforación de pozos se realiza a mayores profundidades y en formaciones explotadas. La presión de formación disminuye en la medida que se extraen los fluidos de la formación, llegando a tener un comportamiento de presión anormal baja. Perforar pozos de desarrollo nos permite correlacionar y afinar las densidades adecuadas, para cada sección de tubería de revestimiento, sin embargo, debe tomarse en cuenta el depresionamiento natural de las formaciones para no ocasionar fracturas inducidas.
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MEDIDAS PREVENTIVAS Y MATERIALES PARA REMEDIACIÓN DE PÉRDIDAS DE CIRCULACIÓN Con la finalidad de prevenir una pérdida de circulación, es muy importante mantener la densidad, la gelatinosidad, el punto cedente y la viscosidad del fluido de perforación en niveles lo más bajo posibles, que permitan perforar y obtener limpieza adecuada del agujero. Las viscosidades altas incrementan la densidad equivalente de circulación debido al aumento en las caídas de presión por fricción en el espacio anular, lo cual puede fracturar la formación. El suspender la circulación y reanudarla, causa turbulencias y erosiona el agujero cuando se perforan formaciones inestables, no así cuando la circulación es continua y estable. La circulación continua proporciona mejores enjarres, delgados e impermeables, que reducen la erosión del agujero descubierto. Una presión estable durante la perforación es lo más recomendable para minimizar la pérdida de fluidos hacia la formación.
El flujo de retorno por el espacio anular, generalmente se determina midiendo el volumen de fluido en las presas metálicas, o instalando medidores de flujo de retorno en la línea de flote. Cuando el gasto de retorno es menor al que se circula por la sarta, es un indicador de probable pérdida de circulación, probable porque hay la posibilidad de que se manifieste el efecto balón (balloning). La habilidad para detectar las diferencias entre el flujo de entrada y el flujo de salida, es determinante para identificar una pérdida de circulación, brote o efecto balón. La posibilidad de una pérdida de circulación puede reducirse reforzando el agujero, ya sea usando obturantes, lechadas, químicos sellantes y lodos con pérdida de filtrado bajo.
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Las técnicas de reforzamiento del agujero son parecidas a las técnicas de control de pérdida de circulación, la diferencia fundamental es que las técnicas de reforzamiento se enfocan en evitar una pérdida de circulación, en incrementar el gradiente de fractura y actuar de forma preventiva; mientras que controlar una pérdida de circulación es correctiva y enfocada a la reducción de la pérdida de circulación. La práctica común cuando se usan técnicas tradicionales en las pérdidas de circulación, es sellar la zona ladrona antes de continuar perforando. Usualmente se usan materiales obturantes, que se incorporan al fluido de perforación o se colocan tapones suaves y duros de diésel-bentonita-cemento. Los materiales obturantes generalmente se mezclan al fluido de perforación, estos pueden ser fibrosos (madera, fibra mineral, papel), laminados (papel celofan, mica) o granulares (cascara de nuez, grafito, carbonato de calcio), pueden usarse los obturantes combinados, incorporándolos al fluido de perforación y bombeados en baches para una efectividad mayor (Whitfill & Hemphill, 2003; Whitfill, 2008; Kefi et al., 2010). Los materiales obturantes están disponibles en el mercado en varios grados de tamaño, desde finos, medianos y gruesos, los cuáles deben usarse con criterio técnico para sellar zonas de pérdida de circulación de ligeras a medias. (Howard & Scott Jr., 1951). El tamaño y concentración de cada material obturante debe estar acorde a la severidad de la pérdida de circulación, y al tipo de fluido que se tenga en el agujero (Ivan et al., 2003). El tamaño del material obturante debe ser acorde a la severidad de la pérdida de circulación, aunque raramente se conoce la abertura que está tomando el fluido de perforación. La lógica se basa en que pérdidas de circulación ligeras tienen aberturas 54
pequeñas, y pérdidas de circulación medias a severas tienen aberturas grandes.
Figura 4.
Figura 4. Relación entre el tamaño de la fractura y la concentración de obturante.
El tamaño y secuencia de los materiales obturantes que se adicionan al fluido, debe estar en función de la abertura estimada de la zona de pérdida de circulación, con la finalidad que estos no obturen prematura y superficialmente si están demasiado grandes, o que estos sean tan pequeños que se pierdan con el fluido y no cumplan su función de sellar las zonas de pérdida de circulación. Figura 5.
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Figura 5. Optimización del tamaño y secuencia de los materiales obturantes
Debe considerarse no obturar las toberas de la barrena u otro elemento de la sarta de perforación. Concentraciones de obturantes arriba de 60 kg/m 3 (20 lb/bbl) no muestran efectividad. Obturante granular grueso, obturante fibroso de fino a grueso y obturante laminado grueso, se recomienda para pérdida de circulación total. Para el caso de pérdidas de circulación severas, la colocación de tapones, ya sea suaves
(diésel-bentonita),
duros
(diésel-bentonita-cemento)
son
altamente
recomendables (Ivan et al., 2003, Fidan et al., 2004; Romero et al., 2006). La bentonita pude cambiarse a atapulguita para fluidos base aceite. Estas mezclas reaccionan al contacto con el agua y forman una maza espesa y altamente viscosa que penetran y sellan las fracturas.
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Cuando los tapones diésel-bentonita o diésel-bentonita-cemento son circulados a través de la sarta deben colocarse baches de diésel para que esta mezcla no entre en contacto con el fluido base agua. La afinidad de la bentonita y el cemento con el agua causa una dureza y espesamiento rápido, que sella la zona de pérdida de circulación. Una relación de mezcla-lodo de 1:1 es apropiado inicialmente, posteriormente para una mayor dureza, una relación mezcla-lodo 2:1 completará el sellado instantáneo. Cuando sea necesario y con preventor anular cerrado, deberá forzarse el tapón con 150 a 200 psi aproximadamente. Figura 6. El inconveniente de estos tapones es que debe conocerse, y debe uno estar seguro de la profundidad donde está ocurriendo la pérdida de circulación. Este tipo de tapones son muy efectivos para pérdidas de circulación total y severa, para yacimientos depresionados y pozos con fluidos base agua. (Hang et al., 2005; Sanders et al., 2010).
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Figura 6. Secuencia operativa para la colocación de tapones Diésel-BentonitaCemento DETERMINACIÓN DE LA PROFUNDIDAD Y SEVERIDAD DE LAS PÉRDIDAS DE CIRCULACIÓN Localizar el punto exacto de la pérdida de circulación y restablecer las condiciones normales tan pronto como sea posible, es muy importante porque el costo del fluido de perforación se incrementa y pueden ocurrir problemas adicionales que incrementarán los costos operativos en general.
La probable localización (profundidad) de la zona de pérdida de circulación puede determinarse con información operacional disponible en el equipo de perforación y del pozo, así como de las formaciones perforadas. La zona de pérdida de circulación puede ser en el fondo o a cualquier profundidad del agujero descubierto. 58
LAS PÉRDIDAS DE CIRCULACIÓN NORMALMENTE SON EN EL FONDO SI: A) Ocurren mientras se perfora B) Si la pérdida de circulación ocurre simultáneamente a un cambio notable en la velocidad de penetración (ROP) y/o torque C) Si la pérdida de circulación se debe a fracturas naturales, fallas, cavernas, vúgulos, arenas o gravas con permeabilidad alta (información geológica obtenida de muestras de recortes o registros de correlación, quiebre en la velocidad de penetración con incremento de torque y asociado a la pérdida de circulación de manera instantánea).
LAS PÉRDIDAS DE CIRCULACIÓN NORMALMENTE NO SON EN EL FONDO SI: A) Ocurren realizando un viaje de la sarta, perforando con alto ROP o por incremento de la densidad del fluido de perforación. B) Son consecuencia de un cierre de pozo para control de un brote. C) Es debido a una concentración alta de recortes, de tal manera que aumentan la densidad equivalente de circulación del lodo, por arriba del gradiente de fractura de la formación, y por debajo de la última zapata de TR cementada. Contrariamente a lo que la mayoría cree, las pérdidas de circulación no ocurren en el fondo del agujero, estadísticamente se sabe que más del 50 % ocurren debajo de la última zapata de la tubería de revestimiento.
De acuerdo a investigación realizada por (Power et al. 2003; Wang et al. 2005; Chilingarian & Vorabutr 1981), existe en el mercado varias herramientas y métodos, que están disponibles para localizar la profundidad de la pérdida de circulación: -Análisis geomecánico a tiempo real 59
-Análisis geológico antes y durante la perforación del pozo -Registros geofísico en agujero descubierto -Registro radioactivo -Registro de temperatura -Registro de molinete Uno de los métodos más empleados es la toma de Registros de Temperatura, depende de la medición de un termómetro, que mide las deferencias en la temperatura del fluido y la temperatura de la formación. Se deben tomar dos registros, el primero es con la finalidad de conocer el gradiente de temperatura del pozo después que el fluido ha estado en reposo y en equilibrio con la formación. El segundo registro se toma inmediatamente después que se ha adicionado (circulado) fluido frío al pozo, al comparar los registros, la diferencia entre estos indicará el punto de pérdida de circulación. Figura 7. (Goins & Dawson, 1953).
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Figura 7. Determinación de la profundidad de la fractura por medio de registros de temperatura. DETERMINACIÓN DE LA SEVERIDAD DE LA PÉRDID A DE CIRCULACIÓN Es importante determinar la severidad de la pérdida de circulación, con la finalidad de realizar un buen control de la pérdida de circulación y tomar decisiones acertadas, respecto al material correctivo, tanto en su tamaño y función. De acuerdo a (Chilingarian & Vorabutr, 1981), la máxima pérdida de circulación debe ser del orden de 0.16 m 3/hr (≤ a 1 bl/hr). Esta pérdida de circulación puede ser calculada en función de la medición del volumen de fluido de perforación en las presas metálicas del equipo de perforación. Deben tomarse medidas preventivas si la pérdida de fluidos excede los 0.16 m 3/hr. La severidad de la pérdida de circulación puede determinarse mejor si se toma en cuenta tanto el volumen o gasto perdido de fluido de perforación y la altura de la columna. 61
PROBLEMAS DE LAS PÉRDIDAS DE CIRCULACIÓN EN LA CEMENTACIÓN DE TUBERÍAS DE REVESTIMIENTO Y TERMINACIÓN DE POZOS. La ocurrencia de pérdidas de circulación durante la cementación de tuberías de revestimiento, ocasiona que no se cubra anularmente con cemento alguna sección del agujero, lo que provocaría corrosión de la tubería, aislamiento deficiente de los intervalos productores y reducción de la seguridad del pozo. En las operaciones de terminación y reparación de pozos, las zonas de pérdidas de circulación pueden causar la pérdida de los fluidos de terminación, pérdida de tiempo operativo, daño a la formación y pérdida de las reservas de hidrocarburos.
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CAPÍTULO IV Métodos de control de brotes. DEFINICIÓN DE UN BROTE Un brote en la entrada de fluido de la formación al agujero perforado, el cual puede ser agua, aceite, gas o una combinación de estos.
CAUSAS POR LAS QUE OCURRE UN BROTE Un brote ocurre debido a que la presión del yacimiento es mayor a la presión ejercida por la columna hidrostática del fluido de perforación. Esta reducción de presión hidrostática puede ser a causa del uso de una densidad equivalente menor a la presión del yacimiento, también puede ser ocasionada esta reducción de presión hidrostática debido al no llenado apropiado al sacar la barrena. Las pérdidas de circulación y sobre todo cuando estas son totales pueden ocasionar una reducción de la longitud de la columna hidrostática y como consecuencia una reducción en su presión, motivo por el cual también son la causa de brotes.
INDICADORES GENERALES DE LA OCURRENCIA DE UN BROTE Estos son de manera general los indicadores más relevantes cuando ha ocurrido un brote: -Aumento en el volumen existente en las presas. -Aumento en el gasto de retorno del fluido, por el espacio anular. -Observación de flujo, sin estar operando las bombas de lodo. -Cuando en el tanque de viajes se observa, que el llenado es menor al volumen de acero extraído.
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INDICADORES DE LA OCURRENCIA DE UN BROTE DUR ANTE LA PERFORACIÓN -Aumento en la velocidad de perforación Un aumento en la velocidad de perforación, también llamado “quiebre en la velocidad de perforación” es cuando se observa que el tiempo por metro perforado es
significativamente menor al tiempo por metro perforado a profundidades inmediatas anteriores, este aumento en la velocidad de perforación puede ser un indicador temprano de que perfora una formación con presión anormal, con mayor porosidad y una sección con menor presión diferencial.
-DISMINUCIÓN DE LA PRESIÓN DE BOMBEO Y AUMENTO DE EMBOLADAS EN LA BOMBA La disminución de la presión de bombeo puede ser por varias causas, por ejemplo, un desprendimiento de una tobera en la barrena, una fisura de algún elemento tubular de la sarta, una reducción en la densidad del lodo o una reducción en el gasto de circulación. También puede ser la causa de un brote, debido a la entrada de un fluido de la formación, con menor densidad que el lodo con el cual se perfora, esto ocasiona una reducción en las perdidas de presión por fricción en el espacio anular y como consecuencia una reducción en la presión de bombeo.
-Lodo contaminado con gas La presencia de gas en el lodo, puede ser por el gas contenido en los recortes (gas de fondo), gas de conexiones y gas de viaje. Esta contaminación de lodo con el gas puede reducir la presión hidrostática a un valor menor de la presión del yacimiento y ocasionar un brote.
-Lodo contaminado con cloruros El aumento en la salinidad del lodo de retorno, puede ser un indicativo que se perfora una sección salina, pero también puede ser la incorporación de agua salada al pozo, lo cual podría ser un brote de agua salada. 65
-Cambio en las propiedades reológicas del lodo Todo cambio en las propiedades reológicas del lodo, puede deberse principalmente a la reducción de la densidad y contenido de sólidos en el lodo, pero también puede ser que se halla incorporado un volumen de fluido al agujero.
-Aumento en el peso de la sarta El aumento de peso en la sarta puede también ser un indicador de que el factor de flotación ha variado, es decir, el peso ha aumentado debido a la presencia en el espacio anular de un fluido de menor densidad, y esto ocasiona un aumento en el peso de la sarta.
PROCESO GENERAL PARA CONTROLAR UN BROTE Consiste en sacar del espacio anular el fluido invasor, ya sea agua, aceite o gas a la superficie, y aumentar la densidad al fluido, de tal manera que la presión hidrostática del fluido sea ligeramente mayor que la presión del yacimiento.
CONCEPTO DEL TUBO EN “U” El concepto del tubo en “U” es simila r a la configuración de un pozo petrolero, es
decir una columna (una rama) le corresponde a la sarta de perforación (TP) y la otra columna (otra rama) corresponde al espacio anular (EA). Cuando se circula el pozo y se homogeniza la densidad del lodo (en TP y EA), al suspender el bombeo (la circulación) las columnas del lodo en ambas ramas permanecen estáticas quedando los niveles del lodo en la superficie del pozo. El concepto del tubo en “U” es el principio conocido de “vasos comunicantes”, en
este concepto no se toma en cuenta el área del tubo o de la rama, lo que cuenta es la columna hidrostática (longitud vertical y densidad del fluido). Figura 8.
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Cuando se tienen diferencias en la densidad de las columnas (de las ramas) se manifiesta una presión diferencial en uno de los extremos y tenderán las columnas a equilibrarse si ambos extremos están abiertos. Esa es la razón por la cual, o fluye por la TP o fluye por la TR (Espacio Anular) sin bombeo, perdiéndose a la vista el espejo (nivel) del lodo. Esta situación podría interpretarse como una falsa ocurrencia de un brote. Figura 9. Es importante que el personal que labora en la perforación de pozos, conozca e interprete bien este Concepto del Tubo en “U” (Vasos Comunicantes) para no realizar
operaciones erróneas tratando de controlar un brote inexistente.
Figura 8.
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Figura 9.
Generalmente, el lodo de perforación tiene una densidad mayor que los fluidos del yacimiento (aceite o gas); de tal manera que cuando ocurre un brote, los fluidos que entran al pozo (agujero) causan un desequilibrio entre el lodo no contaminado que está dentro de la tubería de perforación y el lodo contaminado (mezcla de lodo con hidrocarburos) en el espacio anular. Esto srcina que la presión registrada al cerrar el pozo con el preventor, sea mayor en el Espacio Anular comparada con la TP (dentro de la sarta de perforación). Figura 10 y 11
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Figura 10. Figura 11.
La presión de cierre en la TP (PCTP) y la presión de cierre en la TR (PCTR) son dependientes de la presión del yacimiento y/o de las presiones hidrostáticas existentes en cada una de las ramas, como podemos apreciar en el ejemplo abajo indicado. Figura 12.
Figura 12. 69
Resulta importante realizar algun procedimiento de control de brotes, cuando este ha sido identificado con precisión y el pozo ya se ha cerrado con el preventor, de lo contrario la entrada de gas al agujero tenderá a subir hacia la superficie con casi su presión srcinal, que de acuerdo a investigación experimental, es aproximadamente a 300 m/hr, ocasionando elevadas presiones en la superficie, en la zapata y en el agujero en general, como puede observarse en el ejemplo planteado en la Figura 13.
Figura 13. MÉTODOS CONVENCIONALES DE CONTROL DE BROTES Existen diversos métodos de control de brotes, cuya finalidad fundamental es extraer el fluido invasor del agujero, manteniendo durante el proceso una presión ligeramente mayor que la presión del yacimiento, para evitar una entrada adicional. Los métodos convencionales son el método del perforador (circular y luego densificar) y el método del ingeniero (densificar y luego circular).
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MÉTODO DEL PERFORADOR El método del perforador consiste en la realización de dos ciclos de circulación, en el primer ciclo se elimina el fluido invasor con la misma densidad del lodo con el cual se perforaba, y en la segunda se desplaza el lodo srcinal con lodo de densidad de control. Figuras 14 y 15.
PRIMER CICLO DE CIRCULACIÓN
Figura 14. Para lograr la eliminación efectiva del fluido invasor, debe manejarse durante este ciclo una presión inicial de circulación (PIC), la cual es la suma de la presión de circulación reducida (PCR) y la presión de cierre en la TP (PCTP). Figura 14.
SEGUNDO CICLO DE CIRCULACIÓN
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Figura 15. El segundo ciclo de circulación con el método del perforador se realiza iniciando con la presión inicial de circulación (PIC) y concluyendo al llenar la sarta con lodo de control, con una presión final de circulación (PFC), la cual es equivalente a las caídas de presión en la sarta con la densidad de control. Todo el llenado del espacio anular con densidad de control se realizará con la presión constante PFC variando la abertura del estrangulador.
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MÉTODO DEL INGENIERO El método del ingeniero (densificar y circular) consiste en la realización de un ciclo de circulación, después que se ha identificado el brote y cerrado el pozo con el preventor, se procede a densificar el lodo a su densidad de control y simultáneamente se desplaza el fluido invasor y el lodo con densidad srcinal, hasta llenar completamente el pozo con densidad de control. Figuras 16 y 17.
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Figura 16.
Figura 17. 74
Como puede observarse en la figura, el ciclo de circulación se inicia con una presión PIC hasta concluir con una presión final de circulación (PFC) al llenar la sarta hasta la barrena, posteriormente se continúa con la presión constante PFC hasta llenar todo el espacio anular con densidad de control.
PIC
PFC
Espacio anular
Figura 18.
VENTAJAS Y DESVENTAJAS DE LOS MÉTODOS CONVENCIONALES DE CONTROL DE BROTES El método de control de brotes del perfrorador y el método del ingeniero, adecuadamente implementados, cumplen con mantener la presión en el fondo ligeramente superior a la presión del yacimiento, mientras se realiza el desplazamiento del fluido invasor hacia la superficie. Si embargo, con el método del ingeniero (densificar y circular) se generan menores presiones en la zapata de la TR anterior, debido a que teoricamente y de forma inmedita se inicia a circular fluido que 75
tiene densidad de control, y la presión se reduce de PIC (presión inicial de circulación) a PFC (presión final de circulación). Si lo anterior pudiera realizarse de forma inmediata, es decir, si pudiera circularse densidad de control inmediatamente, lo cual significa que ya se tenía preparado el volumen necesario de lodo con densidad de control, lo cual resulta casi imposible y poco costeable, el método del ingeniero (densificar y circular) sería el idóneo para controlar un brote. Por otro lado, con el método del perforador puede iniciarse de forma inmediata a desalojarse el fluido invasor, utilizando lodo con densidad srcinal con una presión inicial de circulación (PIC), durante el proceso de desplazamiento del fluido invasor, se generarán presiones ligeramente mayores en la zapata, mayores comparadas a las que se generarían con el método del ingeniero. Sin embargo, con el método del perforador se inicia a circular de forma inmediata, lo cual permite que durante el desalojo del fluido invasor (gas), este se expanda y reduzca su presión. En conclusión, en la realidad de los hechos, generalmente no se tiene en el equipo de perforación, volumen de lodo con densidad de control, que permita implementar el método del ingeniero, generalmente se tiene que acondicionar el volumen de lodo necesario a la densidad de control requerida, que para realizarlo se requieren varias horas, lo cual pudiera ser de 4 a 8 horas, dependiendo del volumen y de la densidad de control requerida. La horas de espera del acondicionamiento del lodo, con el pozo cerrado en un brote de gas, permiten que el gas ascienda con casi su presión srcinal hacia la superficie, ocasionando presiones altas en el agujero descubierto, tanto en el fondo del agujero como en la zapata, lo cual seguramente ocasionarán una pérdida de circulación, empeorando así el problema, teniendo ahora un brote y pérdida de circulación simultáneamente, como se analizó en la Figura 19.
76
Pérdida de circulación
brote
Figura 19.
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CAPÍTULO V. Análisis de un brote en el distrito Veracruz. Los pozos que actualmente se perforan en el Distrito Veracruz, cada vez son afectados por condiciones más difíciles de ambiente, profundidad, fluidos corrosivos y presión, no siendo esto factor limitante para alcanzar las metas trazadas por Petróleos Mexicanos en la búsqueda de hidrocarburos. El Veracruz cubre una superficie de 29,840 km2 y abarca parte de los estados de Veracruz, Puebla y Oaxaca, las columnas geológicas que se perforan corresponden a las edades Cenozoica y Mesozoica, productoras de aceite y gas. Por la importancia que en la perforación de pozos petroleros representa el control de brotes, ha sido necesario difundir continuamente procedimientos concretos a realizar y buscar nuevas alternativas que nos permitan evitar consecuencias graves. Los objetivos de este trabajo son dar a conocer un procedimiento de cálculo e introducir el concepto “Tolerancia de un Brote”, poco entendido y no empleado en Petróleos
Mexicanos. Se hacen adecuaciones para hacerlo practico y aplicable en el campo.
Teoría y definiciones. Atreves de los años, se han ideado diversidad de métodos para control de brotes, pero para que estos sean efectivos, deben cumplir con la condición principal de mantener una presión en el fondo ligeramente superior a la presión de formación. En todo brote, debe suponerse la existencia de gas y tomar las precauciones necesarias para su manejo en la superficie. Independientemente de que pueda calcularse o deducirse con cierta aproximación el fluido de formación que entro al agujero, con el registro de presiones en TP y TR, y aumento de volumen en las presas.
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Los métodos más difundidos y que han subsistido a través de los años, respecto al control de brotes, son: Método del Perforador y Método del Ingeniero. El Método del Perforador, se realiza en dos etapas: En la primera, se desplaza el fluido que entro al agujero hacia la superficie, con la densidad srcinal del lodo, manteniendo la presión correcta en la tubería de perforación. La secuencia teórica de eventos con el método de perforador es como sigue:
Evento 1, cierre del pozo. Evento 2, arranque de la bomba, hasta alcanzar el gasto y la presión predeterminadas.
Evento 3, elevación del gas hasta la superficie.
Evento 4, salida total del gas.
Evento 5, desplazamiento del lodo de densidad srcinal, con lodo de densidad de control por la tubería de perforación.
Evento 6, llegada del lodo con densidad de control a la barrena
Evento 7, llegada del lodo con densidad de control a la superficie.
El Método del Ingeniero se realiza en una etapa, retardándose las operaciones e control, el tiempo necesario para aumentar la densidad del lodo al valor calculado. El lodo con densidad srcinal será desplazado por el lodo con densidad de control, acorde al programa de presiones calculado.
La secuencia teórica de eventos que suceden con el Método del Ingeniero es como sigue:
Evento 1, cierre del pozo y aumento en la densidad del lodo al valor calculado. 79
Evento 2, arranque de la bomba, hasta alcanzar el gasto y las presiones predeterminadas.
Evento 3, llegada del lodo con densidad de control a la barrena.
Evento 4, elevación del gas hasta la superficie.
Evento 5, salida total del gas.
Evento 6, llegada del lodo con densidad de control a la superficie.
Desarrollo: Cuando se manifiestan perdidas de circulación durante el control de un brote con el Método del Ingeniero, probablemente consideraremos que se debe a una mala cementación de la última tubería de revestimiento o que el gradiente de fractura en el agujero descubierto es menor de lo calculado. Si se analizamos el Método del Ingeniero en el evento 1, las operaciones de control retardan el tiempo necesario para aumentar la densidad del lodo al valor del control. En este lapso, el volumen de gas que entro al agujero (burbuja) asciende hacia la superficie a una velocidad promedio de 300 m/hr, con casi su presión srcinal, lo cual probablemente genera conjuntamente con la columna del lodo, presiones mayores a las de fractura en el agujero descubierto. Lo cual no ocurre con el Método del Perforador, ya que inmediatamente se procede a desplazar el gas hacia la superficie, permitiendo que este se expanda controladamente y por consiguiente se generan presiones menores en el agujero descubierto, comparado con el Método del Ingeniero. Se presentan los datos de un pozo típico en el Distrito Veracruz para comparar más objetivamente las diferencias que existen al emplear alguno de los métodos convencionales en control de brotes: TR de 20 pg a 400 m. TR de 13 3/8 pg a 2,000 m. 80
TR de 9 5/8 pg a 4,500 m. TR dev 7 pg a 6,000 m. Profundidad al ocurrir el brote, 4,000 m. Diámetro del agujero, 12 pg. Diámetro exterior tubería de perforación, 5 pg. Diámetro de la tubería de revestimiento, 13 3/8 pg. Longitud de lastrabarrenas, 135 m. Diámetro de lastrabarrenas, 8 pg. Densidad de lodo, 1.20 g/cm 3. Aumento de volumen en las presas, 5 m3. Longitud del fluido invasor en el espacio anular, 132 m. Presión en TP inicial, 30 kg/cm 2. Presión en TR inicial, 40 kg/cm 2. Presión del yacimiento, 510 kg/cm 2. Densidad de control (con margen), 1.32 g/cm3. Presión de fractura en la zapata, 300 kg/cm 2. Densidad equivalente de fractura, 1.50 gr/cm 3. Formaciones perforadas, rocas del período Terciario. Durante el control de un brote, uno de los principales objetivos del responsable de la operación, es evitar alguna perdida de circulación, lo cual ocasionaría la transferencia de fluidos y presiones en el agujero descubierto, agravando el problema primario. De ahí que sea necesario realizar algunos cálculos sencillos para terminar con éxito la operación. Se considera aceptable para un análisis de campo, emplear la ecuación modificada de los gases ideales y tomar igual a uno el factor Z del gas, a las temperaturas y densidades de los mismos, ya que pueden considerarse como factores de seguridad.
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Cuando el gas llegue a la zapata, durante la circulación de un brote, empleando alguno de los métodos convencionales de control, es cuando la formación cercana a esta, tendrá una presión aplicada máxima. Análisis del ejemplo anterior con el Método del Ingeniero: ¿En qué tiempo podrán prepararse los 280 m 3 de lodo necesarios para un ciclo de circulación a la densidad requerida?; es posible que en 3 horas se preparen cuando menos las 3 presas, mientras tanto el volumen de gas ascenderá hacia la superficie con casi su presión srcinal. COMPORTAMIENTO DE PRESIONES EN EL ASCENSO DE LA BURBUJA. TIEMPO (hr)
PROF.
CIMA PRESION EN LA DENSIDAD
BURBUJA (m)
ZAPATA (kg/cm2)
EQUIVALENTE (g/cm3)
0.0
3,877
280
1.40
0.5 1.0
3,727 3,577
298 316
1.51 1.60
1.5
3,427
334
1.69
2.0
3,277
352
1.78
2.5
3,127
370
1.87
3.0
2,977
388
1.96
Como puede observarse en la tabla anterior después de media hora en el pozo cerrado, se generan presiones superiores a las de fractura, lo cual agudiza el problema, teniendo ahora, flujo y pérdida de circulación.
82
Análisis con el Método del Perforador. Como se apuntó anteriormente, en la primera etapa de este método se desplaza el fluido (gas), que entro al agujero hacia la superficie con la densidad srcinal del lodo. Cuando la base de la burbuja se haya desplazado a 2,150 m. aproximadamente se han circulado 109 m3 de lodo con densidad de 1.20 g/cm 3 (densidad srcinal), generando una presión hidrostática de 222 kg/cm 2; la presión interna del gas, será 288 kg/cm2 para que conjuntamente se aplique en el fondo la presión necesaria (510 kg/cm2) y evitar la entrada adicional del gas al agujero. El volumen del gas en el punto analizado será: kg
( )cm 2 = = 8854 Lt = ( kg )
*
cm
*Nomenclatura al final. Por lo tanto, la cima estará a 2,000 m (en la zapata) y es el momento en que ese punto estará sujeto a una presión máxima. La densidad equivalente a esa profundidad con 288 kg/cm2 es 1.44 g/cm 3, siendo aún tolerable comparado con la densidad equivalente de fractura anotado en el ejemplo. Después de analizado el comportamiento con los dos métodos, el del perforador resulta más práctico y seguro en control de brotes de gas, ya que se generan presiones menores en el espacio anular. El Método del Ingeniero debe emplearse cuando se trate de un brote de líquidos o cuando ya exista perdida de circulación.
83
La presión de fractura en el punto más débil del agujero descubierto debe servir principalmente para determinar si un brote de gas puede manejarse con éxito, sin provocar perdida de circulación. En la circulación de un brote de gas, la presión hidrostática generada por la columna de lodo debajo de la burbuja de gas más la presión interna de esta, debe ser igual a la presión del yacimiento, empleando cualquiera de los dos métodos convencionales de control. Por lo tanto:
=+ℎ La longitud que ocupa el volumen de gas con la presión interna necesaria puede calcularse con la siguiente formula:
= (P1V1)/(PyPhI) Cea La profundidad de la cima de la burbuja se deduce de la siguiente manera:
= La tolerancia de un brote (Tb) puede calcularse de la siguiente manera:
= . . . Donde la densidad equivalente del gas se estima en el punto más débil de fractura. Si Tb ≤ 0.03 estrictamente debe suspenderse la perforación, si se espera atravesar
algún intervalo que contenga hidrocarburos, o cuando menos extremar medidas de seguridad.
84
El controlar un pozo con pérdida de circulación pone en riesgo las operaciones, equipo y personal. En el menor de los casos atrasará significativamente el cumplimiento del programa de perforación. Es fundamental, que la cuadrilla de perforación este adiestrada para detectar oportunamente cuando ocurra un brote, ya que el volumen de gas que invade el agujero influye en la tolerancia del brote y por consecuencia, hay más posibilidades que ocurra una pérdida de circulación. Para efectos de cálculo en la tolerancia de un brote (Tb) puede considerarse adecuado un aumento de volumen en las presas de 7 m 3. En la tabla siguiente, se observa el afecto que tiene el volumen de fluido invasor (gas) en la tolerancia de un brote a circularlo hacia la superficie con el Método del Perforador. VOL.
DE
INVASOR
(m3)
FLUIDO DENSIDAD
TOLERANCIA
EQUIVALENTE DEL BROTE GAS EN LA ZAPATA
DEL
(g/cm3)
(gr/cm3) 3
1.40
0.10
5
1.44
0.06
7
1.47
0.03
10
1.52
0.02
Como puede observarse en la tabla y de acuerdo a los datos del pozo típico mencionado, es tolerable un volumen máximo de 7 m 3. La aplicación en el campo es de la siguiente manera: Se fija la invasión de un volumen de gas (5, 7, 10 m 3) que se puede detectar y manejar con éxito, para diferentes presiones de formación probables. La presión de 85
formación se expresará en densidad equivalente con incrementos de 0.05 g/cm 3 con respecto a la densidad srcinal.
DENSIDAD
DENSIDAD
TOLERANCIA
EQUIVALENTE
EQUIVALENTE
PRESION FORMACION
GAS EN EL PUNTO MAS
DEL BROTE
(g/cm3)
DÉBIL (g/cm3)
DEL
(g/cm3)
1.20 (srcinal) 1.25
1.39
0.11
1.30
1.48
0.02
1.35
1.59
0.09
El volumen de fluido invasor (gas) considerado en este ejemplo es de 5 m 3 y la densidad equivalente de fractura 1.50 g/cm 3. De acuerdo a los datos de la tabla anterior, puede tolerarse máximo un brote con densidad equivalente a 1.30 g/cm 3 y no de 1.50 g/cm 3 como pudiera confundirse. Si el pozo requiriera una densidad de 1.30 g/cm 3 por gasificación aportadas, estrictamente debería meterse una tubería de revestimiento o extremar las medidas de seguridad. En los reportes unificados de perforación, sería ideal agregar datos de la tolerancia de un brote a diferentes densidades, para que todos los que intervenimos en el buen desarrollo de las operaciones de perforación estamos conscientes de la magnitud de riesgo.
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Nomenclatura Py = P1
Presión inicial del gas o presión del yacimiento, kg/cm2.
P2 = Py PhI–
Presión del gas en alguna profundidad de análisis, kg/cm2.
V1
Volumen inicial de fluido invasor o aumento de volumen en las presas, I.
V2
Volumen que tendrá el gas sujeto a P2, I.
Hb
Longitud del gas en el espacio anular sujeto a P2, m.
PhI
Presión hidrostática del lodo, de la base de la burbuja al fondo, kg/cm 2.
Cea
Capacidad del espacio anular (agujero y TP.), I/m.
Hcb
Profundidad donde se localiza la cima de la burbuja sujeta a P2, m.
HI
Profundidad donde se localiza la base de la burbuja, m.
Tb
Tolerancia de un brote, g/cm3.
Def.
Densidad equivalente de fractura, g/cm3.
De. Gas
Densidad equivalente del gas sujeto a P2, g/cm3.
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CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES.
Conclusiones y recomendaciones. Las pérdidas de circulación pueden ocasionar otros problemas colaterales como brotes, reventones subterráneos, pegaduras y pescas, de ahí que es muy importante que la pérdida de circulación sea remediada lo más pronto posible, igualmente importante es también prevenirla hasta donde sea posible.
El método del Perforador, para control de brotes de gas, es el más práctico y seguro. Durante la perforación de un pozo, debe calcularse si es tolerable un brote de gas y así considerar la posibilidad de meter la tubería de revestimiento o cuando menos extremar las medidas de seguridad. Deben adiestrarse periódicamente las cuadrillas de perforación, para la pronta detección de algún brote y la obtención del éxito en el control, es necesario en la etapa probable productora, se disponga de un estrangulador ajustable operado a control remoto.
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LISTA DE REFERENCIAS Y BIBLIOGRAFÍA Lost Circulation: Joseph U. Messenger: Copyright 1985 by PennWell Publishing Company, Tulsa, Oklahoma Fluidos de control, lng. Alejandro Barriguete Peralta, Ricardo Chico Rodríguez. Un Siglo de la perforación en México. Septiembre del 2000. Oil Well Drilling Technology", By Arthur W McCray And Frank W Cole: Copyright 1973 b' the Un iversity of the Oklahoma Press. Publishing División of the University Akamine, A. Y., Bratton, T., Onyia, E., & Romanchock, M. (2003). Apllication of realtime resistivity and annular pressure data in reducing lost-circulation events. Paper
presented at the SPE/IADC Drilling Conference. Amsterdam, The Netherlands. Al Ubaidan, A., Esmail, W. J., Aborshaid, H., & Al Umair, M. (2000). Successful isolation of a loss circulation zone of a short radius horizontal in a highly fractured environment. Paper presented at the 2000 IADC/SPE Asia Pacific Drilling
Technology. Kuala Lumpur, Malaysia.
Algu, D. R., van Oort, E., Landgrave, S., Grant, L., & Hillburn, D. (2007). A systematic approach to drillling and delivering wells in severely depleted sands at ram powell (GOM). Paper presented at the 2007 SPE/IADC Drilling Conference. Amsterdam, The
Netherlands.
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