Beneficios y Limitaciones de la perforación bajo balance Parte 1

La perforación bajo balance ofrece numerosos beneficios sobre la perforación convencional los cuales proporcionan las ventajas de reducir costos y mejorar la producción. Entre estos beneficios están :

• Mejora dramática de la rata de perforación.
• Mayor capacidad para mantener un hueco vertical en formaciones duras (sin tener que reducir el WOB y las RPM, como en la perforación convencional)
• Riesgo mínimo de perder circulación.
• Se evita la pega diferencial.
• Se protege el reservorio de daño a la formación, al evitar que haya invasión de fluidos y por lo tanto evitando el taponado mecánico de los poros por shales / arcillas hidratadas.

PERFORACIÓN BAJO BALANCE (Underbalanced drilling)

La perforación bajo balance (Underbalanced drilling) está definida como la perforación intencional de una formación cuya presión excede la presión hidrostática ejercida por la columna de lodo. El fluido de perforación puede ser lodo base agua o lodo base aceite, lodo aireado o espuma, o gas como aire, nitrógeno o metano.

Primeramente, la perforación bajo balance se usa para mejorar la ROP, elimina los riesgos potenciales de pega diferencial y pérdida de circulación., y protege las formaciones productoras. Pero en fin, la perforación bajo balance se hace para reducir el costo total de perforar un pozo y hacer producir un reservorio. Si este costo viene a ser mayor que con la perforación convencional, es de beneficio limitado.

Con la utilización del equipo adecuado, ciertos pozos pueden ser perforados bajo balance, y asi proporcionarán las ventajas de costos reducidos de perforación y producción mejorada. Es imperativo que todo el equipo de seguridad funcione perfectamente y que todo el personal tome las debidas precauciones ( lo que es cierto para todas las operaciones de perforación ) pues las patadas de pozo (kicks) son más severas y peligrosas.

Fisuras en la Sarta de perforación (Washouts) - Cavernas en el hueco (Hole Washouts)

Estas ocurren cuando el diámetro externo del anular se agranda. Es muy importante saber el diámetro real del pozo y la presencia de cavernas con el fin de calcular el volumen exacto de cemento requerido para sentar un revestimiento. Se realizan registros eléctricos de la medida del diámetro del pozo (caliper log) para determinar el diámetro exacto con su profundidad

respectiva.

Las cavernas en el hueco pueden ser ocasionadas por:

• Derrumbe de formaciones frágiles e inconsolidadas.

• Shales sobrepresionados.

• Derrumbe de zonas fracturadas

• Formaciones estructuralmente frágiles o con alto buzamiento.

• Pozos desviados con fragilidad orientada.

Esta condición puede empeorar por la erosión debida a velocidades anulares altas y a flujo turbulento, abrasión causada por contenido alto de sólidos en el lodo, movimiento repetido de la sarta ocasionando erosión física y también a causa de presiones de suaveo (swab) y surgencia (surge).

Las cavernas pueden ser determinadas exactamente por su efecto en el tiempo del lag. Una caverna tiene un volumen anular que necesita más bombeo para que se circule el hueco. Por lo tanto, si el tiempo de Lag real es mayor que el tiempo calculado, existe una caverna. Esto

puede ser determinado con chequeos del lag real, y a partir de las respuestas del gas a los cambios de formación y a las conexiones, etcétera.

Otra manifestación de que se está haciendo una caverna es por el volumen mayor y forma de los cortes.

Fisuras en la Sarta de perforación (Washouts) - Fisuras en la sarta de perforación (Drill String Washouts)

Una fisura o washout es cualquier rotura en la sarta de perforación ocasionada por la corrosión, por fatiga o por falla mecánica en dicha sarta.
Entre las causas y los factores que inciden en general están:
• Manejo incorrecto del equipo
• Patas de perro y huecos desviados
• Hacer trabaja a la tubería en compresión.
• Torque incorrecto en las conexiones.
• Gases y lodos corrosivos.
• Vibraciones o condiciones de perforación con “stick-slip”
• Torque errático.
• Altos esfuerzos mecánicos, uso de martillos (jars)
Las indicaciones más comunes son:
En las inspecciones de tubería, especialmente en pozos de alto riesgo, para identificar secciones debilitadas. La tubería se puede reemplazar antes que ocurra la falla.
Una pérdida gradual en la presión de bombeo pues el fluido de perforación escapa (cada vez en mayor cantidad!) al anular. Si no se corrige esta situación la fisura puede agrandarse y hasta fallar completamente la tubería.

Pesca - Vibración Lateral Parte 3

Algunos factores que contribuyen son :

• Tipo de broca – Las PDC se salen más fácilmente de su centro de giro.
• Estabilidad y centralización del BHA.
• Litología de dureza alternante.
• Asentamiento inicial de la broca.
La rotación excéntrica de la broca es mucho más difícil de detectar confiablemente que las vibraciones torsional y axial, especialmente si ocurre simultáneamente con los otros tipos de vibración.
• Se puede apreciar la presencia de torque alto y errático pero la oscilaciones del torque pueden no ser tan regularmente cíclicas como el “stick-slip” torsional.

• La combinación de vibraciones axiales y torsionales pueden indicar que hay rotación excéntrica. La vibración lateral debe mostrarse como variaciones de alta frecuencia en el peso sobre el gancho al tiempo con oscilaciones del torque. El período de la vibración será menor y menos cíclico que en “stick-slip” torsional. Si se detectan estas circunstancias, es posible que haya rotación excéntrica en fondo.
Aunque es difícil de detectar, es apropiado asumir que en un pozo vertical, con mala centralización del BHA, que use una broca tipo PDC, perforando litologías alternadas y habiendo vibraciones torsionales y axiales, habrá rotación excéntrica (whirl) en la broca y / o en el BHA.
Entre las medidas para solucionar esta situación están:

• Reducir las RPM, cambiar el WOB (se incrementa para la rotación excéntrica rotacional,
o se disminuye para la rotación excéntrica contrarotacional).
• Se pueden usar brocas “anti-whirl”, las cuales han sido modificadas para mejorar la estabilidad y la dirección.
• Ensamblajes de fondo (BHAs) empacados y centralizados.
Con el fin de eliminar la vibración lateral, se deben tomar medidas correctivas para reducir la vibración axial y torsional. La rotación excéntrica no parece ocurrir hasta que dichas vibraciones no aparezcan.

Nota : Para mayor información, consulte el manual de Datalog MONITOREO Y ANÁLISIS DE VIBRACION EN SUPERFICIE (SURFACE VIBRATION, MONITORING AND ANÁLISIS MANUAL ) DATALOG

Pesca - Vibración Lateral Parte 2

Cuando se trata de visualizar el mecanismo de vibración lateral, se puede hacer la analogía popular a una cuerda de saltar sostenida en posición vertical, pero esto obviamente da una impresión exagerada debido a la restricción que representa la pared del pozo.

La iniciación de la vibración lateral necesita de cargas y esfuerzos mayores de los que son necesarios para inducir vibraciones torsionales o axiales. Sin embargo se sabe que la vibración lateral es iniciada por la vibración torsional o por la vibración axial, y puede ser más destructiva que cualquiera de ellas, un hecho aún más grave por la dificultad en ser detectado.

Entre los problemas ocasionados están:
• ROP Reducida.
• Desgaste prematuro de la broca.
• Desgaste desigual en la sarta y en los estabilizadores – Además del metal erosionado que cae dentro del pozo debido al impacto contra la pared del pozo y contra el revestimiento.
• Fisuras y fallas en el BHA.
• Aumento del diámetro del pozo, inestabilidad del hueco, daños al revestimiento.
• Impactos laterales que inducen otras vibraciones.

Ocurre generalmente en las siguientes circunstancias:
• Litologías alternadas.
• Pozos verticales – Donde es más fácil estimular el movimiento circular excéntrico (Lo que es virtualmente imposible en pozos desviados por efecto de la gravedad)

Pesca - Vibración Lateral Parte 1

La rotación teórica de una sarta de perforación perfecta en un hueco vertical se conoce como movimiento simétrico axial, es decir movimiento simétrico alrededor de un eje.
La vibración lateral es contraria a esto y está definida como una rotación no central de la broca y / o el BHA, causando impactos laterales contra la pared del pozo. La rotación de la sarta genera y mantiene este movimiento.

La excentricidad resultante causa un desbalance dinámico el cual genera a su vez vibración torsional, axial y lateral. Puede tomar tres formas, cada una más severa que la anterior:

• Vibración Rotacional de la broca (Bit Whirl)

 Define la rotación excéntrica de la broca, lo cual es muy común en las brocas PDC.

• Vibración excéntrica Rotacional del BHA (Forward BHA Whirl) 

Describe la rotación excéntrica, cuyo eje gira en el mismo sentido de la sarta.(En sentido horario)

• Vibración excéntrica Contrarotacional del BHA (Backward BHA Whirl)

 Ocurre cuando la fricción contra la pared del pozo ocasiona una rotación en sentido antihorario, opuesto a la rotación de la sarta.