PERFORACIÓN

1 PERFORACIÓN DE POZOS En la industria petrolera, la perforación de pozos juega un papel importante durante la etapa de la exploración y producción de petróleo. La perforación de un pozo contempla varias etapas que dependen de la profundidad y de las presiones existentes en el subsuelo, entre otras. A continuación describiremos algunos factores que forman parte de esta actividad. 1.1 MECHAS DE PERFORACIÓN. El Proceso de perforar un pozo en el subsuelo requiere de la utilización de mechas de perforación. Su selección más adecuada y las condiciones de trabajo representan un factor muy importante en la perforación. La mecha de perforación es un componente mecánico ubicado al extremo inferior de la sarta, su función principal es la de penetrar las formaciones encontradas en el subsuelo. 1.1.2 TIPOS DE MECHAS DE PERFORACION En el mercado existe una gran variedad de mechas de perforación entre las cuales se encuentran las tricónicas, Compactos De Diamantes Policristalinos (PDC), Diamantes naturales, Toma núcleos etc… 1.1.2.1 MECHAS TRICÓNICAS Las mechas tricónicas son comúnmente utilizadas en la industria de la perforación petrolera, constan de tres conos que giran alrededor de sus ejes, a medida que la mecha avanza en el fondo triturando la formación, la misma está conformada por: cortadores, cojinetes, depósito de lubricante, cuerpo de la mecha, jets o boquillas y la rosca. 1.1.2.2 MECHAS DE COMPACTOS DE DIAMANTES POLICRISTALINOS (PDC) Las mechas PDC consisten en una capa de cristales de diamante sintético unido a compuestos de carburo de tungsteno a través de procesos de alta temperatura y presión. Son mecánicamente resistentes al desgaste y permiten mantener altas tasas de penetración siempre y cuando hayan sido seleccionadas y operadas correctamente. Las partes de una mechas PDC son: cortadores cilíndricos, Insertos de protección del calibre, boquillas, cuerpo, aletas, compactos de diamantes, trompa, flanco y región del calibre. 1.1.2.3 MECHAS DE DIAMANTE NATURAL Las mechas de diamante natural son utilizadas para perforar secciones duras del subsuelo, la cara de la mecha consiste de una gran cantidad de elementos cortantes colocados en una matriz de carburo de tungsteno. Las mechas para formaciones muy duras contienen una mayor cantidad de piedras pequeñas (0.07 a 0.125 quilates), mientras que la de menor dureza contienen pocas piedras y de mayor tamaño (0,75 a 2 quilates). 1.1.2.4 MECHAS TOMA NUCLEOS Las mechas toma núcleos poseen la forma de un anillo, la misma perfora en la dirección del anillo exterior y el interior. El agujero del centro recoge un cilindro de roca que es recuperado para realizar principalmente estudios petrofísicos en un laboratorio, mientras que el externo permite construir el hoyo de la sección perforada. 1.1.3 HIDRAÚLICA DE LA MECHA El uso adecuado de la hidráulica, permite que el área por debajo de la mecha sea correctamente limpiada, al eliminar los recortes productos de la perforación se optimiza la tasa de penetración. 1.1.4 POTENCIA HIDRAULICA La potencia hidráulica es calculada por la salida de la bomba y la presión de circulación. Las diferentes pérdidas de presión a lo largo del sistema de circulación disminuyen la potencia hidráulica. Es necesario minimizar estas pérdidas para realizar la operación con mayor eficiencia. La primera perdida de presión ocurre en los equipos de superficie y normalmente es insignificante. Esta pérdida ocurre desde la bomba de lodo hacia el manguerote. Mientras el fluido es bombeado a través de la tubería de perforación, se crea una fricción originada por el mismo fluido y las paredes de la tubería, ocurriendo así una perdida presión en el trayecto, cuando mayor es la profundidad de la columna mayor será la caída de la presión. Existen varias formas de disminuir las pérdidas de presión como: restricciones mínimas en el anular, baja densidad y viscosidad del fluido, uso de lodos base aceite, selección adecuada del diámetro de las boquillas de las mechas, entre otras. 2.1 FLUIDOS DE PERFORACIÓN Los fluidos perforación son utilizados durante las operaciones y cumplen con diversas funciones tales como: • La suspensión de los ripios al detener la circulación. • Transporte de recortes hacia la superficie. • La lubricación y enfriamiento del ensamblaje de fondo y la mecha de perforación. • Brindar la presión hidrostática necesaria para contener los fluidos de la formación. • Ofrecer estabilidad del hoyo, evitando derrumbes. • Suspensión de la sarta de perforación. • Formación de revoques en el hoyo. Existen diversos efectos secundarios y problemas operacionales causados por el diseño inadecuado o el uso inapropiado del fluido tales como: • Daños a la formación. • Reducción de la tasa de penetración • Efecto pistón al bajar la tubería y succión al sacar la tubería. • Inestabilidad del hoyo. • Desgaste en las bombas de lodo. • Pérdidas de circulación. • Arremetidas. • Pega de tubería. 2.2 PRUEBAS EN CAMPO DE LOS FLUIDOS DE PERFORACIÓN. Las propiedades de los fluidos son determinadas en los taladros de perforación por el personal especializado, con la finalidad de monitorear continuamente sus características y mantenerlas en los rangos diseñados. Las principales propiedades medidas al fluido son: • Densidad del lodo. • Viscosidad. • Características de filtración. • Análisis del filtrado. • Temperatura. 2.1.1 DENSIDAD DEL LODO Para determinar la densidad del lodo se utiliza la balanza convencional y la presurizada. Si el lodo contiene una cantidad significativa de aire debe utilizarse la balanza presurizada. El procedimiento adecuado para realizar un ensayo con la balanza de lodo es el siguiente: 1.- Instalar la base del instrumento de forma nivelada. 2.-Llenar la copa lavada y secada con el lodo a ser pesado. 3.- Colocar la tapa sobre la copa y asentarla lentamente, asegurándose que un poco de lodo salga del agujero de la tapa. 4.- Usar la bomba para agregar lodo en la copa bajo presión Llenar la bomba con lodo, colocar la bomba sobre las conexiones de la copa y empujar el iston hasta que no pueda agregarse más lodo. 5.- Lavar todo el lodo de la parte exterior de la copa. 6.- Colocar la cuchilla sobre el punto de apoyo y mover la pesa corrediza a lo largo del brazo graduado hasta que la copa y el brazo estén balanceados. 7.- Leer la densidad del lodo en el borde izquierdo de la pesa corrediza. 8. Informar los resultados. 2.1.2 PROPIEDADES REOLÓGICAS La medición de las propiedades reológicas del fluido de perforación son importantes para medir los cambios de presión en un pozo durante una maniobra, analizar la contaminación por sólidos, determinar la capacidad del lodo para elevar los recortes hacia la superficie. Las propiedades principales del fluido son la viscosidad y la resistencia del gel. Las mediciones de viscosidad son realizadas usando el embudo Marsh. La viscosidad de embudo es la cantidad de tiempo (segundos) requeridos por un cuarto de galón de lodo para pasar a través de un tubo de 3/16 pulgadas (4,8 mm) sujeto al fondo de un embudo de 12 pulgadas (305 mm) de largo. Para asegurar resultados confiables es necesario utilizar un embudo que este limpio y libre de deformaciones y abolladuras. 1.- cubrir la tapa del tubo con el dedo, añadir el lodo a través de la tela hasta que el nivel alcance el fondo de la misma. 2.- Sacar el dedo de la descarga, y observar el tiempo en segundos requerido para que en un cuarto de galón (0,946 litros) de lodo fluya hacia fuera del embudo, la cantidad de segundos es la viscosidad de embudo. Una medición de las propiedades reológicas se obtiene con el viscosímetro Fann. Este instrumento utiliza un manguito rotativo alrededor de un cilindro para dar lecturas de la resistencia a fluir del fluido de perforación. Las lecturas son tomadas a 300 y 600 rpm para determinar la viscosidad plástica (VP) y el punto cedente. Para determinar la VP, la lectura de 300 rpm se resta de la lectura de 600 rpm. La viscosidad plástica mide la resistencia al flujo causada por la fricción entre las partículas de sólidos suspendidos y la fase líquida del fluido, la medición se expresa en centipoise (cp). El punto cedente es la medición de la resistencia a fluir causada por las fuerzas de atracción entre las partículas dentro del fluido. Se determina restando la VP medida de la lectura de 300 rpm. El espesamiento del fluido son medidos a 10 segundos y 10 minutos después de que se detiene. 2.1.2 ENSAYO DE PERDIDA DE FLUIDO Una de las propiedades más importantes es la velocidad de filtración. Es la cantidad de pérdida de agua en el lodo hacia las formaciones permeables y de la cantidad de lodo o revoque sobre las paredes del pozo. El procedimiento para realizar el ensayo se describe a continuación: 1.- Armar las partes del filtro prensa, utilizando un papel de filtro seco. 2.- Llenar el depósito de lodo a más o menos ½ pulgada del tope del lodo. Llenar la celda hasta el tope. Puede usarse nitrógeno en lugar de aire o dióxido de carbono. (No debe usar oxigeno). 3.- Con el cilindro graduado permitir que la presión de gas sea aplicada a través de las reguladoras para obtener 100 psi (6,9 bares con una tolerancia de mas o menos 5 psi (0,3 bares). Nunca abrir la válvula de gas a una reguladora que no está ajustada a la presión mínima Abrir o cerrar el paso de presión al filtro prensa con el tornillo regulador de presión. 4.- Después de 30 minutos aliviar la presión y leer la cantidad de agua perdida o filtrado en (ml). Sacar el filtro de papel con el revoque y enjuagar el exceso de lodo. El espesor del revoque se lee en 1/32 pulgadas más cercano. 2.1.3 ENSAYO DE CLORURO El ensayo de sal o cloruros es necesario para monitorear la contaminación de sal y determinar la cantidad de sal en lodos preparados a base de con sal. El procedimiento es siguiente: 1.- Medir una muestra de volumen entre 1 cc y 10 cc y diluir en aproximadamente 50 cc de agua destilada. 2.- Agregar unas gotas de fenolftaleína, en el caso de tomar un color rosado agregar ácido sulfúrico hasta que desaparezca completamente. Si se han agregado fosfatos en grandes cantidades agregas de 10 a 15 gotas de solución de acetato de calcio. 3.- Agregar de 4 a 5 gotas de indicador de cromato de potasio con la finalidad de obtener un color amarillo brillante. 4.- Agregar gota a gota de solución de nitrato de plata en forma continua. El punto final de la titulación se alcanza cuando la solución muestra un color naranja. Si no hay cambio de densidad del filtrado con concentración de sal en aumento entonces el cálculo se realiza de la siguiente manera: Contenido de CL en MG/Litro= cc de nitrato de plata/cc de muestrax1000 Para expresar en partes por millón se realiza de la siguiente manera: Ppm=mg por litro /dens de sol.(g/cc)% %por Peso= mg por litro/10000xdens de sol (g/cc). 2.1.4 DETERMINACIÓN DE LA TEMPERATURA Entre las propiedades reológicas del fluido más importantes está la temperatura, sin embargo los métodos para calcular la temperatura en el fondo del pozo no puede determinarse con precisión en el laboratorio, por lo tanto la temperatura es medida con un termómetro en la línea de flujo de salida. 3.1 PROBLEMAS EN EL FONDO DEL POZO Durante la perforación de un pozo, existen diversas situaciones operacionales que pueden ser determinadas al observar indicadores en la superficie del taladro y en los diversos datos que son monitoreados, tanto por la cuadrilla de perforación como por el personal que supervisa en la locación, a continuación describiremos algunos de los problemas operacionales más frecuentes: 3.1.1 PEGA DE TUBERÍA Existen varias razones por las cuales puede ocurrir una pega de tubería durante las actividades de perforación o viajes de tubería, a continuación vamos a describir algunas de ellas. 3.1.1.1 PEGA DIFERENCIAL Esto sucede cuando la presión hidrostática o la presión en el pozo se hace mayor que la presión de la formación. Este problema ocurre principalmente cuando la columna de fluido está detenida, cuando el perforador intenta mover la sarta, encuentra que no hay movimiento hacia arriba o hacia abajo y que la sarta pierde la posibilidad de rotar, sin embargo la circulación no es restringida. Este problema puede ser minimizado manteniendo una densidad de lodo mínima requerida para el intervalo de perforación. La ubicación de los estabilizadores en el ensamblaje de fondo y el uso de portamechas en forma de espiral ayudan a minimizar el problema. 3.1.2 OJOS DE LLAVE Un ojo de llave es un canal estrecho que reduce la zona lateral del pozo cerca de la sarta, usualmente es una curva abrupta en el pozo tal como una pata de perro, Este canal no permitirá que las conexiones para barras de la sarta pasen debido a que su diámetro es más grande. La circulación es normal y si la sarta de perforación no se atasca puede ser movida hacia arriba y hacia abajo. Los cambios repentinos en el ángulo o dirección encontrados en formaciones blandas y semi blandas usualmente causan esto. Esta situación puede ser evitada usando cambios mínimos en el ángulos limitándolos a alrededor de 3 grados por cada 100 pies perforados. Una práctica muy utilizada es la de rectificar el área donde se sospecha que se encuentre la pata de perro. 3.1.3 PERDIDA DE CIRCULACIÓN Las pérdidas de circulación pueden ocurrir por varios motivos, estas pérdidas pueden ser parciales o totales, a continuación se detallan algunos de los motivos por los cuales pueden ocurrir las pérdidas de circulación: • Efecto pisto al bajar la sarta de perforación. • Presión de fricción en el anular. • Fallas. • Fracturas en la formación. • Baja presiones de formación. • Zonas cavernosas. • Formaciones poco consolidadas. • Pruebas de fugas muy extendidas. Las pérdidas parciales o totales pueden ocurrir normalmente en áreas de alta permeabilidad, si son zonas conocidas su tratamiento debe ser planificado durante la etapa previa a la perforación. Las pérdidas de circulación deben ser tratadas con el mayor de los cuidados. Al ocurrir una pérdida de circulación el nivel de fluido en el pozo baja, reduciendo la presión hidrostática y permitiendo que se produzca una arremetida en el pozo. Existen algunas medidas que pueden contribuir en la reducción de los riesgos de una pérdida de circulación, entre ellas están: • Mantener las propiedades del lodo de acuerdo a lo diseñado. • Evitar incrementar los caudales en la bomba de lodo por encima de lo planificado. • Bajar la tubería lentamente evitando el efecto pistón. • Planificar y monitorear correctamente las pruebas de integridad de presión o pruebas de fuga. • Tratar el lodo con material obsturante en zonas de alto riesgo de pérdidas. • Reducir la tasa de penetración en áreas ladronas. 3.1 PERFORACIÓN DIRECCIONAL La perforación direccional nace ante la necesidad de alcanzar objetivos en el fondo del pozo cuyas coordenadas difieren de las de superficie, igualmente para la construcción de pozos horizontales se requiere la utilización de ensamblajes de fondo especiales. 3.1.1 HERRAMIENTAS DE DESVIACIÓN Las herramientas de deflección son equipos especiales que están diseñados para perforar pozos que presentan algún tipo de desviación. Actualmente existe una amplia gama de equipos y herramientas utilizadas para cambiar la dirección de un pozo. La selección de las herramientas dependen de varios factores como: • Temperatura de las formaciones. • Presencia o ausencia de casing. • Factores económicos. • Dureza de la formación. • Presencia de pozos cercanos. 3.1.2 MOTORES DE FONDO Esta herramienta es una de las comunes dentro de la perforación direccional. Presenta múltiples ventajas que se exponen a continuación: • Minimiza el mantenimiento de la sarta debido a que se elimina su rotación. • Perfora eficientemente a altas velocidades. • Perforará pozos de calibre pleno. Los motores de fondo pueden ser usados tanto para perforar pozos rectos o inclinados, como para cambiar el ángulo del pozo. Cuando se utilizan motores de fondo pueden colocarse estabilizadores de ángulo y de tipo aleta sobre los motores y colocarse otro estabilizador encima de ellos. 3.1.3 MECHAS CON JETS DESVIADOS Este tipo de herramientas son usadas únicamente en formaciones muy blandas, consiste en una mecha de conos con rodillos con la particularidad de que tienen dos conos y tres boquillas con una medida diferente. Esta mecha es bajada al pozo con una orientación específica de acuerdo a la dirección determinada por el perforador direccional. 3.1.4 EFECTO PÉNDULO Con este ensamblaje de fondo se utilizan estabilizadores a 30, 60 y 90 pies sobre la mecha, esto causará un efecto de tendencia a caer hacia la parte inferior, disminuyendo el ángulo del pozo a medida que se perfora. 4.1 REGISTROS ELÉCTRICOS Los registros eléctricos están formados por varios componentes y son herramientas para obtener datos del pozo en el cual son corridos. A continuación se encuentran los perfiles más comunes y como son utilizados para la obtención de datos. 4.1.1 POTENCIAL ESPONTANEO La curva de potencial espontaneo (SP) es una medición de corriente natural que existe en el pozo debido a la interacción del agua de formación y los fluidos de perforación. Este potencial es causado por la acción electrocinética y/o electroquímica. El uso de este registro es para determinar las proporciones de arena-lutita la resistividad del agua de formación y la calidad y grado de porosidad y permeabilidad que posee la formación. 4.1.2 REGISTRO SÓNICO Este tipo de registro consiste en la emisión de un sonido que viaja a través de roca. La velocidad a la que viaja el sonido a través de la formación depende de los fluidos contenidos así como de la composición de la roca Debido a que el tiempo de transmisión sónico varía de acuerdo a las cantidades relativas de roca y fluido la porosidad puede ser determinada con exactitud. 4.1.3 REGISTROS GAMMA RAY La intensidad de las emisiones de los rayos gamma varía en las diferentes rocas sedimentarias. Este tipo de registro puede ayudar a identificar las lutitas y las areniscas dado que mide radioactividad natural de los sedimentos, es por ello que el registro permite construir la litología de una sección geológica completa. Las formaciones limpias, tales como areniscas, normalmente tendrán niveles más bajos de radioactividad en ausencia de contaminantes. El uranio, torio y potasio son responsables de los rayos gamma que se detectan mediante la herramienta. 4.1.4 REGISTROS DE DENSIDAD Esta herramienta en lugar de medir los rayos gamma que se producen dentro de la formación, emite hacia la formación rayos gamma. A medida que la porosidad de la formación se incrementa, la formación tiene menor densidad. 4.1.5 REGISTROS DE NEUTRON Los neutrones se encuentran presentes en el núcleo de todos los elementos a excepción del hidrogeno. Normalmente hay más hidrogeno en la lutita o arcilla que en las calizas o areniscas que están llenas de fluido. Un registro de neutrones indica el tipo de roca que hay en la formación que está siendo estudiada. Debido a que la curva del neutrón es afectada principalmente por el hidrógeno en el espacio circundante y dado a que los fluidos tales como el agua, gas y petróleo contienen hidrogeno la curva responde a las variaciones en la porosidad. Sin embargo mientras los poros estén llenos de fluido, habrá más hidrógeno cuando la porosidad aumenta. En consecuencia la curva del neutrón registrará esta menor intensidad. 5.1 CASING El casing es una tubería fuerte de acero utilizada en pozos de petróleo y gas para brindar una presión hermética desde el yacimiento a la superficie. El casing cumple varias funciones importantes: • Evitar derrumbes en el pozo. • Evitar la contaminación de los acuíferos • Evitar que las formaciones que contienen petróleo, agua o gas se comuniquen entre sí1. • Aislar el agua del intervalo de producción • Ofrecer un medio para controlar la presión de pozo y de su interior. • Permitir la instalación de equipos de completación en el pozo. Existen varios tipos de casing los cuales describiremos a continuación: 5.1.1 CASING CONDUCTOR El casing conductor normalmente no tiene conexiones y es soldado en la locación. En áreas donde se encuentran formaciones muy blandas o poco consolidadas a baja profundidad. Usualmente este tipo de casing es colocado antes de que el taladro sea llegue a la locación. 5.1.1 CASING DE SUPERFICIE El casing de superficie usualmente es colocado para evitar que el pozo se derrumbe y para evitar la erosión de formaciones blandas. Normalmente representa el punto de inicio de los equipos de cabezal y conexiones que permanecerán en el pozo durante la etapa de producción. 5.1.2 CASING INTERMEDIO El casing intermedio posee varias funciones. Entre las cuales se encuentran: • Brindar protección contra las zonas de pérdida de circulación. • Proteger las zonas de alta presión • Sellar estructuras de sal y formaciones hidratables. 5.1.3 CASING DE PRODUCCIÓN El principal propósito del casing de producción es aislar todos los fluidos del yacimiento o reservorio. Este casing contribuirá además con la protección de la tubería de producción que será instalada en el pozo. 6.1 CEMENTACIÓN DEL POZO La cementación es el proceso de mezclar una lechada de cemento con ciertos aditivos para posteriormente ser bombeada al pozo. El cemento es utilizado para los siguientes fines: • Brindar adherencia entre el casing y la formación. • Otorgar soporte a las paredes del casing. • Restringir el movimiento del fluido. • Sellar las zonas de perdida de circulación. 6.1.1 SELECCIÓN DEL CEMENTO Durante la selección del cemento deben ser especificadas algunas condiciones de fondo del pozo entre las cuales se encuentran: • Profundidad del pozo • Presión • Temperatura • Diagrama mecánico Entre los factores a considerar para la selección del cemento se encuentran: • Tiempo de espaciamiento y bombeo. • Viscosidad • Densidad. • Resistencia a la corrosión. • Fuente del agua a utilizar para mezclar la lechada. • Resistencia a la compresión. 6.1.2 ADITIVOS DEL CEMENTO Cuando el cemento se encuentra sin aditivos especiales normalmente es definido como cemento neto. Sin embargo, la complejidad de las formaciones exige el uso de ciertos aditivos que contribuyan con la efectividad de las actividades de cementación en los pozos. Los aditivos se clasifican usualmente de acuerdo a su función. Los más comunes son los aceleradores retardadores, aditivos para pérdidas de fluido ajustadores de densidad, dispersantes materiales para pérdida de circulación y aditivos auxiliares. 7.1 TALADROS DE PERFORACIÓN Los taladros de perforación son los equipos utilizados para la perforación de los pozos, tanto en tierra firma como en operaciones costa afuera, los mismos están compuestos por cinco sistemas que se mencionan a continuación: • Sistema de levantamiento. • Sistema de rotación. • Sistema de circulación. • Sistema de potencia. • Sistema de seguridad. 7.1.1 SISTEMA DE LEVANTAMIENTO El sistema de levantamiento está conformado por los siguientes equipos: • La torre o cabria de perforación. • La subestructura. • La planchada. • El malacate. • El bloque corona. • El bloque viajero. • El gancho. • Los elevadores. • La guata de perforación. 7.1.2 SISTEMA DE ROTACION El sistema de rotación está conformado por los siguientes equipos: • La mesa rotaria. • Los accesorios rotatorios. • La unión giratoria • El cuadrante. • La tubería de perforación. • El topdrive. 7.1.3 SISTEMA DE CIRCULACION El sistema de circulación está conformado por los siguientes equipos: • Bombas de lodo. • Líneas de descarga y de retorno. • Tubo vertical. • Manguera de perforación. 7.1.4 SISTEMA DE POTENCIA El sistema de potencia está conformado por los siguientes equipos: • Motores primarios. • Sistema de transmisión de potencia. 7.1.5 SISTEMA DE SEGURIDAD El sistema de seguridad está conformado por los siguientes equipos: • La unidad acumuladora. • El conjunto de válvulas (BOP). • El múltiple de estranguladores. • La línea de matar.