PERFORACION CON FLUIDOS NO

CONVENCIONALES

PERFORACION EN BAJO BALANCE• La Perforación Bajo Balance consiste en una técnica en la cual se perfora un pozo manteniendo la

presión hidrostática del lodo de perforación por debajo de la presión del Yacimiento. Este método se lleva a cabo empleando fluidos de bajas densidades, tales como aceite base, agua fresca, los cuales proporcionan una presión hidrostática que es ligeramente menor a la presión estimada de la formación.

• La principal ventaja de la perforación Bajo Balance (Underbalanced drilling) es la de minimizar el daño al yacimiento. Con este método se permite que los fluidos de la formación fluyan hacia el pozo, razón por la cual es mínima la invasión del lodo hacia la formación.

• La perforación bajo balance es a menudo aplicada en la construcción de secciones horizontales, para evitar que a lo largo del yacimiento horizontal este sea dañado por el fluido de perforación.

FLUIDOS NO CONVENCIONALES

• Las rocas compactas y las rocas generadoras (shale oil y shale gas) que contienen hidrocarburos son reservorios no convencionales. Estas rocas almacén no convencionales, que albergan hidrocarburos no convencionales, se caracterizan por poseer valores de permeabilidad muy bajos, menores que 0.1mD .

• Debido a esto, emplearemos el proceso conocido como fracturación hidráulica, hydraulic fracturing o fracking. Se aumenta la permeabilidad de la roca, se permite que fluyan al pozo parte de los hidrocarburos en ella contenidos, incrementando así los volúmenes de hidrocarburos que pueden recuperarse.

• La Fractura Hidráulica, combinada con la perforación horizontal a grandes profundidades, es una técnica agresiva usada para explotar las últimas reservas de gas natural. Son tecnologías complejas y costosas y la extracción es menos rentable que en las reservas que se explotan convencionalmente. Estas técnicas se están utilizando desde hace aproximadamente una década en los Estados Unidos,

EXPLOTACIONES NO CONVENCIONALES

• Las explotaciones no convencionales, donde el gas está contenido en estratos de roca poco porosa y de menor permeabilidad (arenas compactas, lechos de carbón y pizarra). A menor porosidad y permeabilidad, más complejas y agresivas son las técnicas requeridas para extraer el gas. El caso del gas de pizarra es el más costoso y menos productivo, debido a que la pizarra es muy poco porosa y prácticamente impermeable. Por lo tanto, es necesario utilizar la perforación horizontal o dirigida para adentrarse largas distancias en el estrato de pizarra y poder acceder así a una cantidad de gas significativa.

DESARROLLO• Se realiza la perforación vertical de un pozo, atravesando capas de roca y acuíferos, desde la

plataforma en la superficie hacia donde se encuentra la capa de pizarra, que puede hallarse a una profundidad de varios kilómetros. Antes de llegar a la capa de pizarra comienza la perforación horizontal o dirigida: dibujando una larga curva penetra finalmente en el estrato de pizarra, donde se extiende horizontalmente una media de 1 - 1 ,5 km.

FLUIDOS EMPLEADOS• Junto con el agua se incluye una cierta cantidad de arena para evitar que las fracturas se cierren

al detenerse el bombeo, y también se añade un 0,5-2 % de aditivos, compuestos por entre 3 y 12 aditivos químicos según algunas fuentes cercanas a la industria de fractura hidráulica.

• Respecto al componente inyectado, el porcentaje varía según se lea a las empresas favorables a la fracturación hidráulica ("está basado en un 99,51 % de agua y arena y un 0,49 % de aditivos sostén")

• Su finalidad es generar las vías necesarias para extraer el gas de lutitas, mantener los canales abiertos y preservar a los hidrocarburos para evitar que se degraden durante la operación. Se recupera entre un 15 y un 80% de los fluidos introducidos.

• Los fluidos utilizados varían en composición dependiendo del tipo de fracturación que se lleve a cabo, las condiciones específicas del pozo, y las características del agua. Un proceso típico de fracturación utiliza entre 3 y 12 productos químicos como aditivos. Aunque existe una gran diversidad de compuestos poco convencionales.

• El producto químico más usado en las instalaciones de fracturación en los Estados Unidos entre 2005 y 2009 fue el metanol, mientras que otros agentes químicos ampliamente usados incluyen el alcohol isopropílico, 2-butoxietanol y el etilenglicol.

ADITIVOS UTILIZADOS

• Ácidos: el ácido hidroclórico o el ácido acético se utilizan en las etapas previas a la fracturación para limpiar las perforaciones e iniciar las fisuras en la roca.

• Cloruro de sodio (sal): retrasa la rotura de las cadenas poliméricas del gel.• Poliacrilamida y otros compuestos reductores de la fricción: disminuyen la turbulencia en el flujo del

fluido, permitiendo que las bombas inyecten fluido a una mayor velocidad sin incrementar la presión en superficie.

• Etilenglicol: previene la formación de incrustaciones en los conductos.• Sales de borato: utilizadas para mantener la viscosidad del fluido a altas temperaturas.• Carbonatos de sodio y potasio: utilizados para mantener la efectividad de los enlaces interpoliméricos.• Glutaraldehído: usado como desinfectante del agua para la eliminación de bacterias.• Goma guar y otros agentes solubles en agua: incrementa la viscosidad del fluido de fracturación para

permitir la distribución más eficiente de los aditivos sostén en la formación rocosa.• Ácido cítrico: utilizado para la prevención de la corrosión.• Isopropanol: incrementa la viscosidad del fluido de fracturación hidráulica.

CARACTERISTICAS• Un fluido de fractura tiene que ser compatible con el fluido de formación y compatible con la

roca, no debe reaccionar químicamente con la roca, no debe desestabilizar las lutitas.

• Un gel de fractura debe generar un ancho suficiente de fractura para que el agente de sostén penetre hasta la longitud deseada.

• El gel debe ser capaz de transportar el agente de sostén durante todo el tiempo que dura la operación.

• Como los volúmenes de fluidos son muy grandes se requieren de fluidos de bajos costos.

• Que el fluido tenga una buena eficiencia.

PERFORACION CON CABEZAL

ROTATORIO(TOP DRIVE)

TOP DRIVE• El Sistema Top Drive puede definirse como una herramienta de manera general, pero siendo más

precisos podemos definirlo como un motor eléctrico o hidráulico que se suspende en cualquier tipo de mástil de un equipo de perforación. Esta herramienta se encarga de hacer rotar la sarta de perforación.

• El sistema de top drive reemplaza las funciones de una mesa rotaria, permitiendo rotar la sarta de perforación desde el tope, usando una cabeza de inyección propia, en lugar de la cabeza de inyección y mesa rotaria convencionales. Además el sistema se maneja a control remoto desde la consola del perforador.

BENEFICIOS DEL SISTEMA TOP DRIVE

• Se instala fácilmente en cualquier tipo de mástil o torre de perforación, con las mínimas modificaciones y frecuentemente en un solo día.

• Sustituye a la Mesa Rotaria y la flecha (Kelly). El Top Drive hace rotar la sarta de perforación de manera directa.

• Mejora la seguridad en el manejo de la tubería. Todas las operaciones se las realiza por control remoto desde la cabina del perforador.

• Capacidad de enroscar las conexiones dándoles un torque adecuado.

• Apto para toda operación de perforación: direccional, horizontal, bajo balance, perforación de gas o aire, control de pozo, pesca, etc.

• Reduce el riesgo de aprisionamiento de la sarta, por su habilidad de rotar y circular al mismo tiempo.

• Mejora la respuesta en operaciones de control de pozo. El Top Drive aumenta la seguridad del pozo al reducir el desgaste del preventor de reventones y al permitir que este y que el preventor de cabeza rotario empaquen alrededor de un tubo redondo en lugar de alrededor de un Kelly.

• Se tiene para perforación en tierra (Onshore) o costa fuera (Offshore)

COMPONENTES PRIMARIOS• Torque track (huella de torsión)• Optional swivel (unión giratoria opcional)• Torque bushing (cojinete de torque)• Swivel sub (sub unión giratoria)• Extend frame (extensión del armazón)• Quill (pluma)• Mainframe assembly (ordenador central)• Load nut (tuerca de carga)• Pipe handler assembly (arreglo del asa de la tubería)• Tilt assembly (mecanismo de inclinación)• Stabbing valve (valvula punzante)• Saver sub (sub ahorrador)• Grabber assembly (llave de contrafuerza)• Bail assembly (arreglo del eslabón)• Elevator (elevador)

COMPONENTES SECUNDARIOS

Elevadores Hidráulicos • Los elevadores automáticos, eliminan la necesidad de tener a una persona operándolos

manualmente.

• Esto da la capacidad de abrir y cerrar los elevadores reduciendo de la misma forma la exposición del operario a los riesgos adicionales asociados con operaciones manuales de los elevadores

Válvula ahorradora de lodo y Actuador

• Estos son elementos que actúan como parte del Sistema de seguridad del Top Drive.

• La Válvula ahorradora de lodo junto con el actuador remoto actúan como una válvula de prevención de reventones. El Actuador esta diseñado para abrir o cerrar la válvula ahorradora de lodo en cualquiera punto en la torre.