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Técnicas de Perforación de Pozos con
Flujo Controlado para la Región Sur
Por: Germán Santamaría R
2009

© 2009 Halliburton. All Rights Reserved. 2
Por qué cruzar el
puente?
En el caso del puente
peatonal lo haría en
bicicleta?
En el caso del puente
vehicular para qué
velocidad cree que
estaría diseñado el
puente?
Lo atravesaría a esa
velocidad?

Agenda
Definición de MPD y UBO
Qué es Perforación con Flujo Controlado.
Problemática Operacional.
Beneficios de la Perforación con Flujo Controlado.
Desventajas de la Perforación con Flujo Controlado
Selección del Fluido de Perforación.
Equipos de GeoBalance.
Experiencia.

Definición MPD y UBO
De acuerdo con la más reciente aclaración que la IADC
hizo en Enero de 2008
MPD: Un proceso de perforación adaptado, usado para
mantener un control preciso del perfil de presiones
anulares en el agujero descubierto, utilizando equipo y
controles adecuados donde la intensión es evitar el influjo
continuo de fluidos de la formación hacia superficie y
cualquier influjo incidental de fluidos será manejado de
manera segura mediante un apropiado procedimiento.
UBO: Actividad de perforación empleando equipo y
controles adecuados donde la presión ejercida en el pozo
es intencionalmente menor a la Presión de Poro de la
formación con la intención de inducir el flujo de fluidos de
la formación a la superficie.

Qué es Perforación con Flujo Controlado?
 PEMEX: Sistema de perforación de pozos con
presencia de fluidos del yacimiento (gas y/o aceite) y
controlados en superficie utilizando equipo y
accesorios adicionales a los integrantes de los
equipos convencionales de perforación, con el objeto
de disminuir el daño a los yacimientos.
 … de no contar con estos equipos, las operaciones
de perforación convencional se realizarían bajo riesgo
inminente de pérdida de circulación del fluido de
control, brotes e inestabilidad mecánica del agujero,
que pondrían en peligro la perforación propia del
pozo.

Gráfica de Presión de Fondo Vs. Tiempo
Presión
en
Fondo
(psi)
Tiempo
Sobre Balance Flujo Controlado = MPD Bajo Balance
Presión de Poro
Presión Ejercida en Fondo (BHP o PCF)
BHP = P Hidrostática
Gas de
Conexión
Producción
+ P fricción + P Aplicada en Superficie
Qué es Perforación con Flujo Controlado

Qué es Perforación con Flujo Controlado
Perforación Sobre Balance:
PCF > P poro.
(Problemas de Perforación y de Yacimiento)
Perforación Bajo Balance:
PCF < P poro.
Induce flujo de fluidos de formación a superficie
Soluciona Problemas de Yacimiento
Perforación en Balance (PFC o MPD):
PCF ~ P poro.
Evita flujo de fluidos de formación a Superficie
Reduce las pérdidas de circulación
Soluciona problemas de Perforación
PCF: Presión de Circulación en Fondo
P Poro: Presión de Poro (Presión del Yacimiento)

PEMEX, Advierte problemas en la
perforación pozos productores de
hidrocarburos en pozos de los campos
depresionados y de alta presión de la Región
Sur.
REGION SUR
Problemática Operacional
Pérdida de fluidos de perforación.
Atrapamientos de Tubería por Presiones
Diferenciales.
Empacamientos de Tubería por Baja
Limpieza de Agujeros.
Baja producción debido a excesivo Daño
de Formación durante las Perforaciones
Disminución de la producción debido a
pérdida de presión de los yacimientos.
Altos Tiempos No Productivos en Control
de Brotes.

 Minimiza Influjos y Pérdida de Fluidos
 Reduce NPT (Control de Brotes, Espera por Lodo).
 Reduce el Riesgo de Pega por Presión Diferencial
 Incremento en el Ritmo de Penetración – Menor
Tiempo de Perforación (Mayor Vida de Barrenas).
 Reduce el Daño a la Formación.
 Reduce Costos de Inducción de Pozos.
 Acceso a Reservas no Explotadas.
Beneficios de PFC

 Inestabilidad del agujero.
 Influjos de Agua.
 Corrosión.
 Explosiones en Fondo.
 Vibraciones de la Sarta y BHA.
 Equipo de Perforación Direccional.
 Manejo de Gas a altas presiones.
 Factor Económico.
Desventajas y Riesgos del UBO
PFC o MPD Reduce las Desventajas y Los
Riesgos
 ▼ PFC o MPD
 ▼ PFC o MPD
 2 Fases
 AIRE
 ▼ PFC o MPD
 2 Fases
 2 Fases
 ▼ PFC o MPD

Árbol de decisión para definir el Fluido de
Perforación a Utilizar
Echometer
Perforar
Convencional
Hasta perdidas
Mayores a 8m3/hr
BHP < 0.54 g.e.
<(4.5 ppg)
Utilizar Espuma
Nitrogenada
0.54 > BHP < 0.89 g.e.
(4.5 > BHP < 7.4 ppg)
Aligerar columna
con N2
BHP > 0.89 g.e.
(BHP > 7.4 ppg)
Disminuir Densidad

Fluidos de Perforación - Densidades
LODO DENSIFICADO
(BARITA)
Aire
0.03
10.0
1.20

Fluidos de Perforación - Densidades

Equipos de GeoBalance
 Aguas Arriba
 Sistema de Generación de Nitrógeno de
Membrana.
 Fondo del Agujero
 Válvulas de No Retorno (NRV) Dobles y
Recuperables.
 Aguas Abajo
 Cabeza Rotatoria (RCD)
 Ensamble de Estrangulación
 Sistema de Separación de Tres Fases.
 Sistema de Adquisición de Datos.

3 Fases
Vertical
Separador
RCH
Herramienta
de Presión
Anular Memoria
PT
Presión de
Cabezal
Quemador
Medidor
de Gas
FT
PT
Presión de
Separador
Control de
Sólidos
Precarga
Medidor
de N2
FT
Toma Muestras
Espumante
Mezclador
BOMBA
De Fluido
N2
Gasto de
Bomba
FT
Antiespumante
Tanques de Lodo y sólidos
Estrangulador del
equipo
Ensamble
Tanques de
Circuito
Cerrado

Nitrógeno de Membrana La Mayor parte Oxígeno es
eliminado con las membranas
selectivas
O2
Compresión de Aire bajo presión
es comprimido
a la presión requerida
95-99% Nitrógeno y
1-5% Oxígeno

Sistemas de N2 de Membrana
 Sistema de 2000 CFM
(50m3/m)
 Tres Compresores 1500
CFM
 Una Unidad de Membrana
 Un Compresor Booster para
Inyección.
 Un Generador de 270 KVA.
 Taller Portátil.
 Contenedor de
Herramientas.
 Tanque de Combustible.
 Sistema de 3000 CFM
(85m3/min)
 Cuatro Compresores 1500
CFM
 Una Unidad de Membrana
 Dos Compresores Booster
para Inyección.
 Un Generador de 270 KVA.
 Taller Portátil.
 Contenedor de
Herramientas.
 Tanque de Combustible.

Aguas Abajo
 CABEZA ROTATORIA
 Tipo de Cabeza: Pasiva
 El elemento sellante ejerce el sello sobre la T.P. o
flecha por la presión proveniente del pozo.
 Componentes de la RCD.
 Cuerpo de la Cabeza.
 Ensamble de Baleros.
 Unidad Hidráulica de Lubricación.
 Panel Indicador de Presiones.
 Adaptador para Registros.
 Campana de Viajes.

Especificaciones RCD 11” y 13 5/8” 5000 psi
Brida Inferior
 Diámetro Interior Ensamble de Baleros7 1/16”
 Diámetro Interior Cuerpo RCD 11” y 13 5/8
 Altura 40”
 Salidas Laterales Dos 7 1/16” 5000
psi
 Línea de Igualadora 2 1/16” 5000 psi
 Adaptador para Registros 7 1/16” 5000 psi

 Rango de Gas
 50 MMSCFD (1.4
MMsm3/día)
 Líquidos
35,000 BPD (5564
m3/día)
 Sólidos Máx.: 1800
bpd
 Presión Máx.
Operativa Separador:
250 psi (17 bar.)
 Presión Máx.
Operativa
Estrangulador:
 5,000 psi (345 bar.)
Sistema de Separación de Tres Fases

Sistema de Adquisición de Datos

Experiencia
Proyecto Bermúdez Contrato No. 411254821
27 Pozos, en los campos Samaria, Iride,
Cunducan
Jujo- Tecominoacan Contrato No. 411254822
3 Pozos del campo Jujo
3 Pozos del campo Tecominoacan
Proyecto Discreto contrato No. 411256903
Desde 08 de Mayo del 2006 a 05 Dic. de 2007
9 Pozos UOPMP de Cárdenas
27 Pozos UOPMP de Reforma
15 Pozos UOPMP de Comalcalco
Proyecto Discreto Contrato No. 421437825
Desde 06 de Dic. de 2007 hasta la fecha
2 Pozos UOPMP de Cárdenas
8 Pozos UOPMP de Reforma
3 Pozos UOPMP de Comalcalco

Experiencia en Samaria, Iride, Cunduacan, Campos Jujo-
Tecominoacan
 Secciones 8 1/2” y 5 7/8” (en el Cretácico y
Jurásico)
 Campos depresionados 0.28 a 0.52 g.e. (2.33 – 4.33 ppg)
 Problemas al Perforar con Fluido Convencional
 Perdida Total de fluidos
 Pobre limpieza del agujero
 Atrapamiento de Tubería por presión diferencial y empacamiento
 Problemas al bajar herramientas de registros y bajar tubería de
revestimiento a fondo
 Periodos largos de limpieza del pozo y viajes
 Como se puede Minimizar el Problema?
 Perforando MPD o PFC con un fluido de baja densidad.
 Perforar en condición de Bajo Balance.

Procedimientos
Procedimientos de Operación:
UBA-OP-001 Prueba de Presión de los Equipos.
UBA-OP-002 Equipo de UBA listo para la operación.
UBA-OP-003 Entrenamiento de personal en Campo.
UBA-OP-004 Circulación con 2 Fases o Espuma.
UBA-OP-005 Conexiones.
UBA-OP-006 Viajes de Tubería.
UBA-OP-007 Despresurización de Válvulas de contrapresión.
UBA-OP-008 Procedimiento de Bullhead.
UBA-OP-009 Procedimiento de Cementación.
UBA-OP-010 Cambio del ensamble de RCD.
UBA-OP-011 Desarme y Limpieza Equipo de GeoBalance.

Procedimientos
Procedimiento de Emergencias:
UBA-EP-001 Cierre de Válvula de Emergencia, ESD.
UBA-EP-002 Tubería Atrapada.
UBA-EP-003 Falla de corriente de Equipo de perforación.
UBA-EP-004 Falla de corriente de Equipo de GeoBalance.
UBA-EP-005 Tubería Tapada.
UBA-EP-006 Tubería Lavada.
UBA-EP-007 Falla en la Tubería.
UBA-EP-009 Falla en la línea de GAS o taponamiento.
UBA-EP-010 Falla en la Línea primaria.
UBA-EP-011 H2S.
UBA-EP-012 Taponamiento de los Estranguladores.
UBA-EP-013 Falla en la Válvula de contrapresión.

GRACIAS

Diseño del Pozo
 Información Previa a la operación (Programa
operativo, Desviación, Estado Mecánico, Presión
del Yacimiento, etc.)
 Visita al Pozo (Verificar área, Alineación de
preventores, Instalación de equipo)
 Propuesta Técnica (VND, Layout, Ventana
Operacional)
 Desarrollo de la Operación
 Reporte final de Operación (EOWR)
 Limpieza y desmantelamiento de Equipo

Tecominoacan
 Las perdidas de lodo de perforación se ven disminuidas con el
uso de la técnica de perforación con lodo nitrogenado, aun en
las circunstancias en las cuales no hay retorno.
 Para lograr la potencia hidráulica de la barrena de 8 3/8”
mientras se perfora con solo lodo, es necesario un gasto de
aproximadamente 250 gpm que al final de 24 horas de
perforación sin circulación representarían perdidas por 1362
m3.
 Usando lodo nitrogenado con gasto de 150 gpm e inyección de
nitrógeno de 85 m3/min, (gasto equivalente de 247 gpm), y sin
circulación la perdida de lodo sería 817 m3 lo que representa
una reducción del 40% en las perdidas.

Tecominoacan
 545 gl. que no se perderían a formación en caso de utilizar
un fluido nitrogenado y no se tuviera retornos. Costo del
fluido de perforación polimérico aprox., ($ 1000 MN/m3).
Costo del lodo no perdido por día (USD $ 39,150.oo).
 Costo diario del sistema para perforación con fluido
nitrogenado de dos fases (USD $ 30,400.oo)
 Cabeza Rotatoria 5000 psi, válvulas, línea de igualación, carrete.
 Líneas de Conexión 5000 psi
 Estrangulador de 3 1/8” 5000 psi
 Separador Vertical 3 fases 285 psi.
 Sistema de Adquisición de Datos
 Ingeniero Especialista en Perforación con Flujo Controlado.
 Sistema de generación de nitrógeno de membrana 85 m3/min
 Con sistema de generación de nitrógeno para 135 m3/min (USD $ 40,050.oo)

Tecominoacan
 En caso de utilizarse un sistema de perforación con lodo
polimérico espumado nitrogenado los gastos utilizados estarían
alrededor de 80 gpm de lodo (436 m3/día), ahorro en lodo no
perdido cerca de 926 m3/día (USD $ 66,500.oo). Gasto de
Nitrógeno máximo 85 m3/min
 Costo diario del sistema para perforación con fluido nitrogenado
de dos fases (USD $ 30,400.oo)
 Cabeza Rotatoria 5000 psi, válvulas, línea de igualación, carrete.
 Líneas de Conexión 5000 psi
 Estrangulador de 3 1/8” 5000 psi
 Separador Vertical 3 fases 285 psi.
 Sistema de Adquisición de Datos
 Ingeniero Especialista en Perforación con Flujo Controlado.
 Sistema de generación de nitrógeno de membrana 85 m3/min

Tecominoacan
Lodo Polimérico Lodo Polimérico
Nitrogenado
Lodo Polimérico
Espumado Nitrogenado
Fluido de Perforación
Perdido (m3/día)
1362 817 436
Fluido de Perforación
Ahorrado (m3/día)
0 545 926
Costo del Fluido
ahorrado (USD $/día)
0 39.150, oo 66.500, oo
Costo del sistema de
Perforación con Flujo
Controlado
0 30.400, oo 30.400, oo
Ahorro por utilización del
Sistema PFC
0 8.750, oo 36.100, oo

El Daño de Formación se define como la invasión de
sólidos y filtrado en los espacios porosos de las
formaciones productoras. Se presentan dos tipos: Daño
Mecánico y Daño Químico.
Daño de Formación
Daño Mecánico
• Los sólidos bloquean las
gargantas del poro.
• Cambio de
permeabilidad relativa
debido a un cambio en el
perfil de saturación
residual por invasión de
filtrado
Daño Químico
• Reducción de la permeabilidad por interacción
entre el filtrado del lodo y los fluidos del poro
produciendo Escamas, Lechadas o
Emulsiones, que bloquean el flujo.
• La interacción también puede ser con Lutitas
o Arcillas presentes causando hinchamiento y
reducción de la permeabilidad.

Formación de Filtrado Interno
Gargantas de Poro < 30
micrones Generan
filtrado exterior
Gargantas de Poro entre
30 y 72 micrones Generan
filtrado interior
Gargantas de Poro >72
micrones Teóricamente
viajan dentro y fuera de la
formación sin generar
daño.
El tamaño más
pequeño de la
partículas de
sólidos que
puede ser
removida de un
sistema de
control de
sólidos es de
10 – 20 micras.
De qué tamaño son las gargantas de poro de nuestro yacimiento?
Que tan eficiente es el sistema de control de sólidos?

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