TÉCNICAS ESPECIALES DE PERFORACIÓN.pdf

Técnicas Especiales de Perforación
1
ÍNDICE
Página
I. OPERACIONES CON TUBERÍA FLEXIBLE (T.F
.) 3
Introducción 3
Componentes del equipo de tubería flexible 3
Dimensiones y características de la tubería flexible 3
Software 3
Aplicaciones 4
Consideraciones para perforar con tubería flexible 4
Experiencias de perforación con tubería flexible 5
Preguntas y respuestas 7
II. PERFORACIÓN CON TUBERÍA DE REVESTIMIENTO 8
Introducción 8
Antecedentes 8
Equipo de perforación 9
Herramientas para perforar con tubería de revestimiento 10
Herramientas y accesorios para el manejo e introducción de la tubería 12
Procedimiento para el manejo de la tubería de revestimiento durante la perforación 12
Procedimiento para el manejo de la tubería de revestimiento durante la recuperación 13
Procedimiento para el manejo e introducción de la tubería de revestimiento para
cementarla 13
Recomendaciones durante la perforación 14
III. PERFORACIÓN BAJO BALANCE 15
Introducción 15
Ingeniería de diseño de la perforación bajo balance 15
Aplicación y casos generales de la perforación bajo balance 15
Consideraciones para seleccionar el fluido circulante a emplear 16
Tensión de arrastre 18
Barrenas e hidráulica 18
Proyecto direccional 18
Sarta de perforación 18
Equipo superficial 19
Equipo superficial de separación de fases 19
Equipo de estrangulación 22
Manejo de los fluidos producidos 22
Dispositivos de monitoreo a través de sensores y alarmas 23
Técnicas Especiales
de Perforación

2
Seguridad y ecología 23
Capacitación de personal 23
Consideraciones operativas 23
Referencias 25
IV. AGUAS PROFUNDAS 26
Introducción 26
Posicionamiento dinámico 26
Compensación de movimientos en la superficie 27
Compensador de movimiento vertical (CMV) 27
Métodos básicos del funcionamiento del compensador de movimiento vertical 28
Operación de un compensador de movimientos verticales 30
Sistemas de tensionadores de líneas guías en plataformas semisumergibles 30
Base guía temporal y permanente 30
Conductores marinos (riser) 32
Líneas de matar y estrangular 33
Junta telescópica 33
Efecto de flotación en conductores marinos riser 33
Sistema de tensionadores de riser marino en una plataforma semisumergible 34
Vehículo de operación remota (ROV) 36
Selección del sistema de exploración 36
Problemas de perforación en aguas profundas y ultraprofundas 37
Costos 40
Expansión del mercado 41
Referencias 42

3
Técnicas Especiales
de Perforación
PRESENTACIÓN GENERAL
La perforación de pozos cada vez resulta más riesgosa,
profunda, costosa y se ve en situaciones más
comprometidas con el ambiente. Por eso es
indispensable utilizar algunas técnicas espe-
ciales, que nos permitan alcanzar los objeti-
vosdelosprogramasdeperforaciónenlabús-
queda de hidrocarburos, con el mínimo de
tiempo, máxima seguridad y al menor costo.
Este libro se ocupa de las siguientes técnicas
de perforación, a saber:
I. OPERACIONES CON TUBERÍA FLEXIBLE
Introducción
En la última década la aplicación de la Tube-
ría Flexible (T.F
.) es uno de los aspectos más
importantes de desarrollo tecnológico en la
industria petrolera. Tal es su importancia, que en la
actualidad un buen número de pozos es interveni-
do con este sistema.
Estos equipos intervienen en la perforación, termi-
nación y mantenimiento de pozos. Su facilidad de
instalación, bajo costo y seguridad han permitido
ahorros significativos a la industria petrolera.
Aquí nos ocuparemos primordialmente de la utiliza-
ción de la Tubería Flexible como un equipo de perfo-
ración. Se hará una breve descripción del equipo en
sí, componentes, herramientas de fondo, seguridad
de las instalaciones y aspectos económicos.
Componentes de equipo de Tubería Flexible (T.F)
Unidad de bombeo
Unidad de potencia
Carrete y tubería flexible.
Cabina de control
Cabeza inyectora
Conjunto de preventores
Grúa y subestructura
Figuras 1 y 2
Dimensiones y características de la T.F.
De acuerdo con los principales fabricantes de tubería
flexible, “Quality Tubing” y “Precision Tube
Technology” , ésta puede suministrarse en carretes
de 1” hasta 3 ½” y longitudes máximas de 25 mil pies.
En cuanto a peso y dimensiones, se enfrenta a la
limitante para conseguir los permisos de tránsito
en las carreteras y a la capacidad de las embarca-
ciones para subirla en las plataformas marinas.
Las características que debe reunir la T.F
. son:
Acero con bajo carbón
Esfuerzo mínimo a la cedencia 70-80 000 psi.
Tensión mínima de 80-90 000 lbs.
Dureza máxima Rockwell de 22C
Software
Petróleos Mexicanos cuenta con programas de cóm-
puto para diseñar y operar durante la perforación
cabina de control
carrete de T.F.
cabeza
inyectora
subestructura autoelevable
potencia
preventores
unidad de
bombeo
unidad de
Figura 1. Diagrama de Tubería Flexible.
42
Preguntas y respuestas
1.-¿Cuál es la profundidad de tirante de agua para
considerar la perforación en aguas profundas?
R: El criterio varía según los diferentes especialistas
en el tema, pero se consideran tirantes de agua ma-
yores de 400 a 500 m.
2.-¿Cuál es la profundidad de tirante de agua a la
que se considera la perforación de agua ultra-
profunda?
R: Se considera de los 1500 m en adelante.
3.-¿Cuáles son los equipos especiales utilizados en
las unidades flotantes de perforación?
R:
· Compensador de movimiento vertical (CMV)
· Conductores marinos
· Tensionadores de las líneas guías
· Tensionadores del conductor marino
Vehículo de operación remota (ROV
4.-¿Cuál es la tendencia de la perforación en aguas
profundas y su importancia económica?
R: La perforación ha tenido un incremento en el
ámbito mundial significativo en un periodo relativa-
mente corto, creando nuevas oportunidades de de-
sarrollo.
Las reservas mundiales descubiertas de yacimien-
tos en aguas profundas tiende a incrementarse con-
siderablemente, son cifras impresionantes que nos
muestran que el desarrollo en aguas profundas no
es una frontera irreal, sino que representa el futuro
de la industria costa fuera.
5.-¿Defina qué es el posicionamiento dinámico en
una unidad flotante de perforación?
R: Es la técnica para mantener automáticamente la
unidad en una localización en el mar sin el sistema
de anclaje, dentro de una tolerancia especificada por
el uso de vectores de empuje para contrarrestar las
fuerzas de viento, olas y corrientes que tienden a
mover la unidad de la posición de interés.
6.-¿En la actualidad, cuáles son los principales pro-
yectos mundiales para perforar en aguas profundas?
R: Deepstar en el Golfo de México, el PROCAP 2000
en Brasil, el AMJIG en el Reino Unido y el Programa
Noruego de Aguas Profundas.
Glosario
RISER = Conductor marino
TLP = Plataforma de patas tensionadas
SPAR BUOYS = Plataforma de mástil tipo boya
CMV = Compensador de movimiento vertical
ROV = Vehículo de operación remota
LWD = Registros continuos durante la perfora-
ción
MWD = Medición durante la perforación
BP = British petroleum
FPSO = Barcazas flotantes de producción y alma-
cenamiento
Stripper = Estopero
TF = Tubería flexible
TR = Tubería de revestimiento
RPM = Revoluciones por minutoR
HD = Hydrill
KELLY = Constante
STAND PIPE = Tubo vertical con múltiple de válvulas
PDC = Barrenas Policristalinas
DRILL COLLARS = Lastrabarrenas
SWIVEL = Unión giratoria
CORRIDA= Introducción al pozo de tuberías o he-
rramientas
IADC = Asociación internacional de contratistas
de perforación
PSI = Libras por pulgada cuadrada
Ph = Presión hidrostática
PK = Presión del yacimiento
Referencias
1. Informe final del proyecto CDC-0406 "Asimilación
de la tecnología de perforación, terminación y repa-
ración de pozos en aguas profundas" , Instituto Mexi-
cano del Petróleo, 1999.
2. Manual Offshore Operations por Ron Baker en
colaboración con International Association of Drilling
Contractors Houston, Texas y Petroleum Industry
Training Service Canada 1985.
3. Revista Técnica Petroleum Engineer Internacional
"DEEPWATER" Technology 1999.
4. Información técnica recopilada de la S.S. Mata
Redonda 1999.

4
con tubería flexible y entre otros los siguientes:
Modelo para flexion de tuberías (BUCLE 1).
Modelo para diseñar sartas de tuberías de revesti-
miento (CASING 2).
Modelo para cementación de pozos (CEMENT 2).
Modelo para esfuerzos en el agujero (CSTRESS 2).
Modelo para arrastre y colapso de T.F
. (CTDRAG 1).
Modelo para cambios en diámetro (CTGROWTH 1).
Modelo para fatiga de T.F
. (CTLIFE 2).
Paquete profesional para T.F. (CTPRO 1).
Modelo hidráulico para pozo (HYDMOD 3).
Modelo para esfuerzos triaxiales (TRIAX 1).
Modelo para control de pozos (WELCON 2).
Aplicaciones
Entre las múltiples aplicaciones que tiene la tubería
flexible están:
Limpiezas
Inducciones
Estimulaciones
Cementaciones
Pescas
Terminaciones
Perforación
Consideraciones para perforar con T.F.
Objetivo
Perforar un pozo rápido, seguro y a bajo costo,
se puede lograr ya que la T.F. no necesita conexio-
nes por ser continua, maneja menor volumen de
fluidos y acero que las tuberías de revestimiento.
Asimismo evitan pegaduras ya que se tiene cir-
culación continua. Al final esto redunda en bene-
ficios económicos.
Otro aspecto importante a considerar y que se vuel-
ve pregunta obligada antes de dar cualquier paso
es ¿por qué utilizar un equipo de tubería flexible?
Por ser más económico al explotar formaciones so-
meras, con mejores condiciones de seguridad y mí-
nimo impacto ambiental.
Existen consideraciones a tomarse en cuenta: la
metodología a seguir y la programación de la perfo-
ración.
Metodología
Analizar la información disponible de pozos perfo-
rados, recopilando todos los antecedentes como da-
tos históricos de perforación, columna geológica del
área de estudio, registros geofísicos, núcleos,
gradientes de presión y de fractura y fluidos utiliza-
dos etcétera.
Diseño del pozo: analizar los
requerimientos de producción
para que, con base en ello, se
diseña la geometría del pozo.
Infraestructura: con qué equi-
po y accesorios se dispone
para desarrollar este método
alterno de perforación.
Logística: este punto es impor-
tante ya que conlleva un aho-
rro significativo, si el suminis-
tro de materiales y accesorios
se efectúa a tiempo.
Ejecución de la perforación y
la terminación: por ser la per-
foración una operación relati-
vamente rápida es necesario
contar con equipos de regis-
Figura 2. Perforación con T.F
.
41
Expansión del mercado
Todos los nuevos desarrollos en estas tecnologías, han
fomentado el interés de las compañías petroleras por
desarrollar campos en aguas profundas y ultraprofun-
das. Como resultado, el mercado ha crecido masiva-
mente en un periodo relativamente corto, creando
nuevas oportunidades de desarrollo, al mismo tiem-
po que muchas de las operaciones convencionales
costa fuera han ido decreciendo.
Los hechos hablan por sí mismos. En 1998, existían
cerca de 28 campos en aguas con tirantes de agua
mayores a los 500 m alrededor del mundo, produ-
ciendo conjuntamente alrededor de 935 mil b/día. De
acuerdo a un reporte confiable, tan sólo las reservas
recuperables totales de esos mismos campos eran de
8 mil 400 millones de barriles. Aún más importante, las
reservasmundialesdeyacimientosdescubiertasenaguas
profundassondecasi43milmillonesdebarrilesconuna
tendencia a ser de 100 mil millones de barriles.
Estas cifras son impresionantes y nos muestran que
los desarrollos en aguas profundas no son una fron-
tera irreal, sino que representan el futuro de la in-
dustria costa fuera.
Hace veinte años, la perforación costa fuera no
enfrentaba problemas como la corriente cíclica y
los flujos en aguas someras que provocan gran
impacto en el éxito y los costos de la exploración
y desarrollo de campos en aguas profundas. Todo
parece indicar que la nueva actividad de perfora-
ción en aguas ultraprofundas enfrentará, de igual
manera, nuevos problemas. Pero la industria se
beneficiará mejorando la seguridad y compartien-
do nuevas experiencias.
En las tablas 5, 6 y 7 se muestran algunas cifras rele-
vantes relacionadas con los desarrollos en aguas pro-
fundas.
AGUAS PROFUNDAS
Pronóstico de campos produciendo en aguas profundas entre 1998-2004
Año
Golfo de México
(USA)
Brasil
Africa
Occidental
Lejano
Oriente
Resto del
Mundo
Total
1998 16 11 0 0 1 28
1999 26 13 0 0 1 40
2000 35 15 2 0 2 54
2002 45 18 8 3 4 78
2004 53 21 12 5 5 96
Fuente: Deepwater Oil & Gas Monthly/SREA
Estimación de reservas mundiales probadas y probables en aguas profundas (MMBls)
Golfo de México
(USA)
América
del Sur
Africa
Occidental
Lejano
Oriente
Antártida Otros
Probadas 6,500 17,000 8,500 8,000 - 3,500
Probables 12,000 15,000 15,000 21,000 18,000 5,500
Fuente: SREA
Porcentaje de campos futuros por método de desarrollo
Prof. (m) 300 350 400 450 500 600 700 800 900 1,000 1,500 2,000 2,500
Plataformas 7 5 7 0 0 15 0 0 0 0 0 0 0
Plat. y equipo submarino 0 5 0 0 0 0 0 0 9 10 0 0 0
Perforación de Alcance
Extendido
0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
Sistemas flotantes de
producción y
almacenamiento (FPS)
50 55 86 25 50 62 71 83 73 90 91 100 100
Plat. y FPS 7 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
Sistemas submarinos a
plataformas
36 30 7 75 50 23 14 17 18 0 9 0 0
Fuente: Douglas-Westwood’s World Deepwater Report
Tabla 5.
Tabla 6.
Tabla 7.

5
tros, parámetros de medición en tiempo real, para
poder definir con oportunidad los pasos a seguir
durante el desarrollo de la intervención.
Diseño de perforación
En este punto, el diseño se lleva a cabo de manera simi-
lar al que se realiza para perforar con un equipo conven-
cional, considerando los siguientes parámetros:
Geometría del pozo: ésta se determina principal-
mente por la profundidad y diámetro requerido. Con
base en estos parámetros, seleccionar el diámetro
de las barrenas, que va en relación directa a la tube-
ría de revestimiento que se requiera y a los asenta-
mientos de la misma.
Profundidad desarrollada: tomando en cuenta que
la perforación es con tubería flexible se debe consi-
derar, por seguridad, un mínimo de 220 m. de tube-
ría flexible extra en el carrete.
Barrenas: con base en la experiencia para perforar
formaciones suaves se recomienda utilizar barre-
nas tipo PDC (diamante policristalino); para las de-
más formaciones se debe seleccionar de acuerdo
al código IADC (Asociación Internacional de Con-
tratistas de Perforación).
Fluidos de perforación e hidráulica: como en la per-
foración convencional, el fluido de control debe ser
compatible con la formación, enfriar adecuadamente
la barrena, tener capacidad de sustentación para
acarrear el recorte, mantener la estabilidad de las
paredes del agujero y un bajo contenido de sóli-
dos. Dependiendo de las necesidades operativas,
también se debe considerar el fluido para perfora-
ción bajo balance y el uso de fluido espumado.
Trayectoria del pozo: ésta se adecuará a los requeri-
mientos del yacimiento, pues prácticamente no exis-
te limitación en cuanto a cumplir con las trayecto-
rias diseñadas, debido a que se perforan las forma-
ciones con sarta navegable.
En la práctica se ha observado que, en perforación
vertical, la inclinación del agujero no debe exceder
los 2 grados.
Herramientas de fondo: los componentes típicos de
una sarta de perforación son:
Barrena, motor de fondo, sustituto de flotación, dos
lastrabarrenas antimagnéticos, equipo de medición
durante la perforación (MWD), martillo hidráulico y
conector de tubería flexible.
Conexiones superficiales de control: deben ser acor-
des a las presiones esperadas en el yacimiento y
contar como mínimo de un preventor doble con arie-
tes de corte y ciegos. Carrete con salidas laterales
para la línea de flujo y estrangulador ajustable.
Preventor cuádruple (con arietes de tubería, cuñas,
corte y ciegos ) de acuerdo al diámetro de la tubería
y estoperos adecuados.
Experiencias de perforación con T.F.
En la región Norte se han perforado cinco pozos con
el equipo de T.F
., uno en la Unidad Operativa Poza
Rica el Acuatempa 27 y cuatro en la Unidad Operativa
Altamira (Franco Española 1, 11, 36 y Troncoso 108).
Los resultados se muestran en la tabla 1.
En la figura 3 se observa cómo se desarrolló la
curva de aprendizaje, conforme se fue adquirien-
do mayor experiencia en el manejo de T.F. duran-
te la perforación y ésta va desde 16 m /día hasta
llegar a los 105.
Se realizó una comparación entre la perforación
convencional y con T.F
. y se obtuvieron los siguien-
tes resultados:
Costo / Beneficio
En la tabla 2 se observa un ahorro considerable a
este respecto.
Tabla 1. Pozos perforados.
Pozo Bna. Hta. Direcc. T.F. H.Fdo. M/día Tipo
5 7/8” Mwd Lwd 2 3/8” 4 ¾” 16 Dir
5 7/8” Mwd 2 3/8” 4 ¾” 40.7 Hor
5 7/8” Mwd 2 3/8” 4 ¾” 65.9 Hor
4 3/4” Mwd 2 3/8” 3 5/8” 103.4 Dir
5 7/8” Electro 2 3/8” 4 ¾” 105 Hor
Acuatempa
27
Franco
Española
1
Franco
Española
11
Troncoso
108
Franco
Española
36
MWD-LWD
MWD
MWD
MWD
MWD
MWD
Direccional
Horizantal
Horizantal
Horizantal
Direccional
40
Problemas con la tubería de revestimiento
La pegadura de tuberías de revestimiento representa
un gran problema para cualquier equipo flotante, aun-
que es más crítico en equipos de posicionamiento di-
námico para aguas profundas. Por tal razón, estos
equipos toman precauciones especiales cuando se van
a introducir tuberías de revestimiento, como mante-
ner un técnico electrónico en el cuarto de control del
posicionamiento dinámico, un electricista en el cuarto
de control del generador, el técnico de perforación en
el piso y al capitán monitoreando las condiciones cli-
matológicas. Los arietes de corte para tuberías de re-
vestimiento que pueden cortar tuberías de 13 5/8 pg,
88 lb/pie, reducen los riesgos de desconexión de emer-
gencia cuando se tiene tubería de revestimiento den-
tro del arreglo submarino.
El colapso de la tubería de revestimiento también
ha sido un problema en aguas profundas. En oca-
siones, debido a que fue introducida sin llenar la
sarta de tubería de perforación utilizada para intro-
ducirla. Normalmente, esto ocurre cuando la tube-
ría de revestimiento es llenada pero la tubería de
perforación se mantiene vacía.
Requerimientos de personal
La construcción de equipos para aguas ultrapro-
fundas está en su apogeo, lo que incrementará uti-
lización en los próximos años. Podrían llegar a
requerirse entre 5 mil y 6 mil personas para operar
la flota de 25 a 30 equipos para aguas ultraprofundas.
Por tanto será necesario entrenamiento especializa-
do, aun cuando muchas de las operaciones en es-
tos nuevos equipos sean similares a las que se rea-
lizan en los ya existentes. La industria debe recono-
cer que es necesario un enfoque de capacitación
para asegurar que el personal tenga las habilidades
de realizar operaciones en aguas ultraprofundas de
manera segura y eficiente.
Costos
Por otro lado, resulta indispensable reducir los costos
actuales de desarrollo de campos en aguas profun-
das. Sin embargo, el que algunas compañías puedan
producir ahora de manera económica en aguas de casi
2 mil m de tirante quizá no siga siendo sorprendente,
en tanto que los principales proyectos mundiales,
como el DeepStar en el Golfo de México, el PROCAP
2000 en Brasil, el AMJIG (Atlantic Margin Joint Industry
Group) en el Reino Unido y el Norwegian Deepwater
Programme (Programa Noruego de Aguas Profundas),
están actualmente enfocados a calificar tecnología y
técnicasparasuusoentirantesdeaguadehasta3milm.
La realidad no es tan simple, en tanto las condicio-
nes de aguas profundas no son las mismas en todo
el mundo. Las condiciones encontradas en el mar-
gen del Atlántico -frecuentemente con proyectos no
tan profundos como los del Golfo de México, Brasil
o el Oeste de Africa- pueden ser extremadamente
difíciles de manejar, en términos de viento, oleaje y
corrientes, ya que generan fuerzas sobre los siste-
mas flotantes de producción, en los risers asocia-
dos y en los cabezales submarinos. Por ejemplo, en
el invierno estas fuerzas son mayores 10 veces a
las generadas en el Golfo de México. Brithish
Petroleum tiene experiencia de primera mano sobre
estas condiciones en los campos Foinaven y
Schiehallion, al oeste de Shetland. Sin embargo, esta
compañía experimentada aún está aprendiendo de
lo que esta región es capaz.
Además, alrededor del mundo, las condiciones del
fondo marino en áreas activas de aguas profundas
presentan otros serios problemas de equipo subma-
rino y también los acuíferos someros han represen-
tado serios problemas de estabilidad.
Uno de los principales aspectos aún en estudio, es
hacer fluir hidrocarburos multifásicos "calientes" por
medio de líneas localizadas en aguas frías, a veces
casi congeladas, a través de grandes distancias, lo que
resulta frecuentemente inevitable. La formación de
hidratos y parafinas en las líneas ha provocado pro-
blemas de flujo y taponamientos; pero la industria se
encuentra aún en busca de métodos de limpieza, aun-
que varias soluciones por medios químicos, métodos
de calentamiento/aislamiento de la tubería y otras in-
vestigaciones están tratando de vencer el problema.
Sin embargo, en términos de sistemas de producción,
la industria sigue confiando en la viabilidad tanto de
los sistemas flotantes de producción, tales como las
barcazas flotantes de producción y almacenamiento
(FPSO), las plataformas con piernas tensionadas (TLPs)
y semisumergibles; así como en los sistemas subma-
rinos. Los avances sistemáticos que han tenido en los
últimos años estos dos campos de tecnología, frecuen-
temente interrelacionados, tienen un efecto directo en
la capacidad de los operadores para accesar las reser-
vas en aguas profundas.

M/día
0
20
40
60
80
100
120
Acuatempa
27
Franco
Española
36 11
TRONCOSO
108
Franco
Española
Franco
Española
1
Concepto Equipo
conv. T.F.
Ahorro
%
Volumen de fluido 100 57 43
Tubería de revestimiento 100 54 46
Menos personal 100 46 54
Reducción de la localización 100 20 80
Mínimo tiempo de
instalación
100 33 77
Menor en tiempo manejo
de TP
100 72 28
Menor volumen de lechada 100 57 43
Reducción en tiempo
de perforación
100 23 77
Menor tiempo en ejecución
de obra
100 75 25
6
Con relación a los fluidos de perforación y tuberías
de revestimiento utilizados, tanto en diseños con-
vencionales como con T.F
., se observa una reduc-
ción del orden del 50 por ciento véase figura 4.
Fluidos
1ª etapa 11,252 l. 1ª etapa 5,418 l.
2ª etapa 54,187 l. 2ª etapa 25,447 l.
Figura 4. Geometría de Pozos
Diseño con Eq. Convencional Diseño con T.F.
Tabla 2. Ahorro en perforación
Figura 3.
39
tres preventores simultáneamente pueden operar-
se a través de una línea hidráulica temporal propor-
cionada por el ROV. Esto suministra redundancia,
aunque se pueden requerir varias horas para lanzar
el ROV.
Existen sistemas de control, llamados de "hombre
muerto" , que cierran el pozo si se pierde potencia
eléctrica, hidráulica y comunicación con la superfi-
cie. El beneficio de este control es asegurar al pozo
y proteger el ambiente si hay una falla catastrófica
del sistema del riser.
Con frecuencia, como un sistema de respaldo o
emergencia, se proponen los controles acústicos
para los preventores. Aunque estos sistemas han
sido diseñados para funcionar bajo condiciones nor-
males de aguas profundas, existe preocupación de
que el ruido provocado por un reventón en el pozo,
enmascare la señal acústica de control y haga inúti-
les a estos sistemas.
Problemas de manejo de los Risers
El sistema de manejo de risers para aguas ultrapro-
fundas debe desplegar, controlar y recuperar el riser,
el cual puede tener un periodo axial natural cercano
al periodo de tirón del equipo. Al igual que los otros
sistemas de los equipos para aguas ultraprofundas,
éste esta diseñado para desconexiones de emergen-
cia. Además, después de la desconexión, el riser
debe quedar liberado y sin carga hidrostática gene-
rada por la densidad del lodo. Los tensionadores del
equipo, deben mantener un ángulo mínimo del riser
para reducir el desgaste potencial del mismo y del
equipo de perforación en general.
Otro gran problema es la predicción exacta del
comportamiento del riser liberado y colgado, es-
pecialmente durante tormentas. El arrastre ejer-
cido sobre el riser depende del movimiento de la
embarcación y del perfil de las corrientes, lo que
varía significativamente en toda su longitud. El in-
dicador de peso con un riser libre de 6 mil pies
varia de 800 a 1,200 kip (1 kip = 1000 lbs.). Ade-
más, como la tensión acumulada en el riser se
libera rápidamente durante una operación de des-
conexión de emergencia, la secuencia de desco-
nexión se diseña para permitir que los tensiona-
dores levanten el LMRP del arreglo de preventores
y evitar que estén en contacto.
Problemas de control de pozos
Pérdidas de presión por fricción
En pozos en aguas ultraprofundas, las pérdidas de
presión por fricción provocadas por la circulación a
través de estranguladores y líneas de matar, son ma-
yores que las generadas en pozos en aguas someras,
esto se debe a la mayor longitud de la línea de matar y
a las mayores viscosidades del fluido, provocadas por
las temperaturas más bajas. Muchos de los nuevos
equipos diseñados para perforar en tirantes de agua
mayores a los 10 mil pies, utilizarán estranguladores y
líneas de matar con diámetros internos de 4 ½ pg en
lugar 3 pg, que son los que se utilizan actualmente.
Las líneas con diámetros internos mayores reducen la
contrapresión aplicada al pozo cuando se circula y
permiten mayores gastos de circulación.
Formación de hidratos
Los pozos en aguas ultraprofundas son más suscepti-
bles a la formación de hidratos por sus temperaturas
más bajas que las encontradas en los tirantes conven-
cionales de perforación costa fuera y la mayor colum-
na hidrostática generada hace más difícil inhibir las
condiciones de formación de hidratos. Los hidratos
pueden ser un problema tanto en el agujero como en
el exterior del arreglo en pozos ultraprofundos. La
mayor parte de los problemas por formación de
hidratos que se enfrentan durante la perforación, ocu-
rren después de un periodo en que no exista circula-
ción. El método del perforador para circular brotes,
que no requiere esperar para densificar el fluido de
control puede reducir la posibilidad de que se formen.
Circular el agujero proporciona una verdadera inhibi-
ción cinética y agrega calor proveniente del equipo y
de las bombas.
Los diseños del sistema de cabezal y de las conexio-
nes han sido mejorados para minimizar la forma-
ción de hidratos en y alrededor de los preventores
submarinos.
También el fluido caliente circulando en los
preventores a un gasto máximo ha derretido los
hidratos que se habían congelado en el conector de
los preventores. Sin embargo, algunos pozos se han
tenido que abandonar permanentemente, cortando
la tubería de revestimiento, porque el conector no
pudo ser liberado debido a los hidratos.
17 1/2”
8 1/2”
12 1/4”
4 1/2”ó 3 1/2”
1500 m
13 3/8” m.
de 2 a 10 m.
9 5/8” 150 m.
7” 1500 m.
9 5/8” 20m
7” 150m
8 1/2”
5 7/8”
ó 4 3/4”
12 1/4”

7
Tuberías de revestimiento
1ª etapa 10,323 kg. 1ª etapa 6,370 kg.
2ª etapa 63,697 kg. 2ª etapa 20,426 kg.
Respecto a la distribución del equipo en una locali-
zación terrestre, el área necesaria es de 25 x 32 m. y
para un equipo convencional es de 100 x 100 m.
figura 5 y 6, el movimiento del equipo se reduce de
siete a dos días y comprende desmantelar, trans-
portar e instalar.
Preguntas y Respuestas
1.- ¿Qué ventajas se obtienen al perforar con tube-
ría flexible?
Ahorro en costo y tiempo de perforación así como
menor impacto ambiental
2.- ¿Qué ventajas obtenemos al utilizar nuevas tec-
nologías?
Ser competitivos nacional e internacionalmente,
estar actualizados en tecnología de punta y per-
forar al menor costo posible.
Figura 6 Equipo convencional adaptado para perforar
con tubería flexible.
Figura 5. Distribución de equipo.
38
ritmo de actualización más lento que SBL o USBL.
Todos los sistemas de referencia de posición acústi-
cas requieren múltiples hidrófonos y transductores
para una adecuada redundancia del sistema. Los de
referencia acústicos también son sensibles a las ca-
pas termales que hay en las columnas de agua o a
los cambios significativos en salinidad. El ruido ge-
nerado por el movimiento de la embarcación (pro-
vocado por el oleaje) o por otras fuentes acústicas
puede provocar fallas operativas.
Los de posicionamiento operados vía satélite utili-
zan una tecnología llamada "Sistema Diferencial de
Posicionamiento Global" (DGPS). Un proveedor co-
mercial debe proporcionar un factor de corrección
o "diferencial" para interpretar las señales de los sa-
télites. Por lo general, estas señales llegan al equi-
po por medio de dos diferentes trayectorias. Ade-
más, normalmente los equipos cuentan con dos re-
ceptores DGPS para redundancia.
Posicionamiento
Aunque se pone mayor énfasis en el diseño y la re-
gulación de los sistemas de redundancia, la mayor
parte de los problemas de posicionamiento son erro-
res humanos. La experiencia, el entrenamiento, los
procedimientos y el ambiente de trabajo son más
importantes que el equipo o los sistemas para evitar
estos problemas.
Problemas ambientales
Corrientes cíclicas
En el Golfo de México, es una zona de fuertes co-
rrientes, cercanas a la superficie se han encontra-
do corrientes mayores a los cuatro nudos. La co-
rriente cíclica provoca problemas de posiciona-
miento y de manejo de risers. La mayor fuerza am-
biental resulta cuando el viento y la corriente cí-
clica se encuentran desfasados 90°. Aun si el equi-
po se mantiene en posición, la corriente cíclica
puede generar un ángulo en el riser, el cual no
permite perforar.
Abandono por huracán
Cuando se está operando en aguas profundas el
abandono por huracán es preocupación importan-
te. Por lo general, los equipos de posicionamiento
dinámico se moverán de la localización, alejándose
de la trayectoria de la tormenta. El tiempo que se
necesita para asegurar el pozo y recuperar el riser
puede obligar a comenzar los procedimientos de
abandono antes de tener la seguridad de que la
tormenta afectará la localización.
Problemas de control de los preventores
Los equipos para aguas ultraprofundas requieren
de preventores eficientes. En una falla del siste-
ma de posicionamiento, aquéllos deben asegurar
el pozo y liberar el riser antes de que las condi-
ciones meteorológicas hagan fallar a éste o al pozo
mismo. Los equipos para aguas ultraprofundas
utilizan un sistema electrohidráulico múltiplex para
control de los preventores. Las funciones del arre-
glo se controlan por medio de una señal eléctrica
enviada para liberar la presión hidráulica almace-
nada en los acumuladores de los preventores sub-
marinos. Durante una desconexión de emergen-
cia, se pueden realizar 47 operaciones del arreglo
en 30 segundos. En el diseño y fabricación del
sistema de control de los preventores, es impor-
tante analizar por completo fallas y efectos a fin
de eliminar puntos potenciales. El mejor método
para minimizar los problemas en el campo es com-
probar de manera rigurosa el sistema, lo que in-
cluye: pruebas de precalificación de cada uno de
los componentes; así como del sistema, simulan-
do condiciones ambientales.
Conector inferior del riser (LMRP)
El componente más crítico del arreglo que debe fun-
cionar durante una desconexión de emergencia es
el conector LMRP
. Si esta conexión no se libera cuan-
do el equipo se mueve de la localización, puede
dañarse al riser, al arreglo de preventores, al cabezal
y a la tubería de revestimiento conductora. Para evi-
tarlo, es necesario realizar, previamente, una prueba
de campo del sistema de desconexión de emergen-
cia. Otro aspecto crítico es el alineamiento para una
reconexión del conector.
Otros sistemas para control de preventores
La mayor parte de los arreglos de preventores para
aguas ultraprofundas cuentan con el apoyo de ve-
hículos operados a control remoto (ROV) para inter-
venir. Normalmente, ambos conectores y de dos a
ACCESO
BURROS
TR/DC
GRUA
SUBESTRUCTURA
ESTRANGULADOR
UNIDAD DE
POTENCIA
TRACTOR
UNIDAD DE TF
KOOMEY
BOMBA
DE
LODOS
BOMBA DE
LODOS DE
RELEVO
PRESAS
AGUA
GENERADOR
COMBUSTIBLE
PERRERA
CONTENEDOR
PRODUCTOS
QUIMICOS

8
II. PERFORACIÓN CON TUBERÍA DE REVESTI-
MIENTO
Introducción
La tecnología emergente de la perforación de po-
zos empleando la Tubería de Revestimiento (Casing
Drilling) se encuentra en etapa de prueba con bue-
nos augurios para ser una tecnología rentable.
Aquí se describe la experiencia realizada en la Cuen-
ca de Burgos utilizando la T.R. como tubería de per-
foración.
La industria de la perforación, como toda empre-
sa preocupada por su perma-
nencia en el mercado, tiene
entre sus principales objeti-
vos estar a la vanguardia en
la tecnología de perforación
para ser competitiva en los
mercados nacional e interna-
cional, considerando que toda
incorporación de tecnología
deberá de ser encaminada a
reducir los costos y/o a incre-
mentar las utilidades de los
clientes. En este entorno, se
decidió utilizar tubería de re-
vestimiento durante la perfo-
ración.
El cambio básico consiste en
eliminar la sarta de perforación
y sustituirla por tubería de re-
vestimiento. De acuerdo a la
perspectiva de las compañías
que han utilizado este método
de perforación, han logrado un
ahorro en el costo de 7 y 10 por
ciento en el tiempo total de
perforación.
En la Cuenca de Burgos, se rea-
lizó la adecuación de un equi-
po para poder perforar rotando
la tubería de revestimiento has-
ta el objetivo y evaluar tanto la
resistencia de la junta como la
del tubo a los esfuerzos de tor-
sión y arrastre, dando origen a
lo que se conoce como práctica de perforar con tu-
bería de revestimiento.
Antecedentes
La Cuenca de Burgos corresponde al Distrito Reynosa
en la zona noreste de la República Mexicana (Figura
7). Se caracteriza por ser un yacimiento productor de
gas. Entre los campos que componen la Cuenca de
Burgos se encuentra el campo Arcabuz- Culebra, que
tiene una producción promedio diaria de 404 MMPCD,
donde la producción por pozo varía de 2 a 4 MMPCD.
Dentro del campo ARCABUZ-CULEBRA se perforan
formaciones compuestas de lutitas y arenas del
Figura 7. Cuenca de Burgos.
37
Por ejemplo, Shell señala que la mayor parte de sus
desarrollos en el Golfo de México tienen pozos que
producen un promedio de 20 mil bl/día; con el desa-
rrollo del campo Bonga, en Africa, se espera que al-
gunos pozos lleguen a tener producciones de más
de 40mil bl/día. Esto ha sido fuertemente apoyado
por los avances que ha logrado la industria en mate-
ria de diseños de terminaciones, perforación hori-
zontal y multilateral.
Debido al número creciente de equipos de perfora-
ción para aguas profundas disponibles para explorar
estas áreas y al avance continuo en las tecnologías de
perforación, se predice por ejemplo, la llegada de la
perforación sin risers en un futuro cercano.
Conceptos tales como la perforación sin risers y los
equipos de perforación submarinos pueden parecer
ciencia-ficción en este momento, pero se dijo algu-
na vez lo mismo acerca de los sistemas LWD y MWD
(registros y medición durante la perforación, respec-
tivamente).
La capacidad de realizar mejores caracterizaciones
y predicciones subsuperficiales también hace me-
nos riesgosas estas operaciones, y posiblemente los
estudios sísmicos para encontrar y caracterizar ya-
cimientos y reservas sea la herramienta más efecti-
va para la exploración en aguas profundas.
Problemas de perforación en aguas profundas y
ultraprofundas
En aguas ultraprofundas los pozos serán perfora-
dos con equipos de posicionamiento dinámico.
Aproximadamente se han perforado 58 pozos en
aguas con tirantes mayores a los 5mil pies. Aunque
este tipo de perforación ha sido, en general, de tipo
exploratorio, esto cambiará conforme más compa-
ñías empiecen a desarrollar las grandes reservas
descubiertas.
Problemas de posicionamiento del equipo
Para mantener el equipo en su localización se utili-
zan sistemas redundantes computarizados de posi-
cionamiento dinámico, que reducen el riesgo de
costosas interrupciones provocadas por incapacidad
para mantener la posición. Los sistemas de posicio-
namiento dinámico más refinados cuentan con pro-
cedimientos de redundancia triple y están basados
en múltiples referencias de posicionamiento. Los
generadores, los alimentadores de combustible y de
agua de enfriamiento, así como los sistemas de ma-
nejo de energía, distribuidores y generadores de
energía continua deben estar diseñados para ser
confiables y configurados para la redundancia.
Todos los equipos deben tener la capacidad de iden-
tificar y estar preparados en cualquier momento si
se presenta una falla en el sistema de posicionamien-
to dinámico. Los problemas más serios de los siste-
mas de posicionamiento dinámico son el drive-off
(desviación) y el drift-off (la deriva). Durante el drive-
off, el equipo es accionado hacia una posición lejos
del pozo, ocurre cuando el sistema de posiciona-
miento dirige al equipo lejos de la localización. Pue-
de ser provocado por una mala interpretación del
sistema. El drift-off sucede cuando el equipo pierde
potencia y las fuerzas ambientales lo empujan fuera
de la localización. En ambas situaciones, los
preventores deben cerrar el pozo y al riser antes de
que el sistema del mismo, el cabezal o la tubería de
revestimiento sufran daños.
Manejo de energía
El manejo de energía es clave para minimizar la po-
sibilidad de un apagón que el drift-off pueda provo-
car. Este sistema ha sido diseñado para que,
automáticamente, ponga en línea a los motores
cuando sea necesario, debido a variaciones de co-
rriente. El sistema de manejo de energía está confi-
gurado para darle preferencia a los sistemas de po-
sicionamiento antes que a cualquier otro, como po-
dría ser el piso de perforación o las bombas de lodo.
El sistema de manejo de energía debe identificar
efectivamente la potencia disponible y la consumi-
da, con el fin de mantener un margen de la primera
adecuado para mantener el equipo en la localización.
Sistemas de posicionamiento dinámico
Los sistemas de posicionamiento dinámico utilizan
procedimientos de referencia de posición acústicos
y satélites. Los acústicos incluyen líneas de fondo
largas (long-baseline, LBL), de líneas cortas (SBL) y
de líneas ultra cortas (USBL). Generalmente, los LBL
son más precisos y tienen menos variaciones con-
forme se incrementa la profundidad. Pueden propor-
cionar una precisión de un círculo de 3 pies compa-
rados con los SBL o USBL, que tienen precisiones
de 0.5 por ciento respecto a la profundidad del agua.
Sin embargo, en aguas profundas, los LBL tienen un
ÁREA
OCCIDENTAL
ÁREA
CENTRAL
NUEVO LAREDO
NVA. CIUDAD
GUERRERO
MIGUEL ALEMÁN
MIER
CAMARGO
VALADECES G. DIAZ ORDAZ
REYNOSA
GENERAL BRAVO
CHINA
CERRALVO
LOS HERRERAS
NUE
VO
LE
ÓN
T
A
M
A
U
L
IPA
S
ÁREA
ORIENTAL
RIO BRAVO
MATAMOROS
V. HERMOSO
SAN FERNANDO
GOLFO
DE
MÉXICO

9
terciario, el objetivo es continuar con el desarrollo y
explotación de la arena (W-4) productora del cam-
po, las arenas productoras en estos campos se en-
cuentran a las profundidades promedio de:
FORMACION PROFUNDIDAD
E. YEGUA AFLORA
E. COOK MOUNTAIN 300.0
E. WECHES 800.0
E. Q. CITY 900.0
E. REKLAW 1450.0
E. WILCOX 1850.0
ARENA W-1 2100.0
ARENA W-2 2200.0
ARENA W-3 2370.0
ARENA W-4 2470.0
La perforación de estos pozos tiene una duración
aproximada de 24 días para un pozo vertical y 27
días para un pozo direccional, los tiempos de per-
foración se han optimizado con el desarrollo del
campo. Los costos actuales son de $ 14 y 15 mi-
llones para pozos verticales y direccionales, res-
pectivamente.
Las propiedades del fluido requeridas para perforar
estos pozos son:
ETAPA PROF
. LODO DENSIDAD
m. gr/cc
1 150 base agua 1.15 - 1.20
2 1500 base aceite 1.43 - 1.45
3 2900 base aceite 1.82 - 1.85
Los datos del yacimiento son:
Presión del yacimiento (W-4) 310 Kg/cm2
Temperatura del yacimiento 136 °C
Gasto pronosticado 6.0 mmpcd
El programa para los próximos cinco años se ha es-
tablecido para un mejor desarrollo del campo, así
como una programación que nos permita de mane-
ra eficiente optimizar la explotación del mismo.
Plan de desarrollo 1999 - 2003
Equipo de Perforación:
• El equipo de perforación es convencional figura 8.
• El equipo deberá acondicionarse para utilizar una
flecha (kelly) de 15 metros de longitud. Para lo
cuál se necesitará modificar la profundidad del
LOCALIZACIONES
WILCOX
LOCALIZACIONES
MS
AÑO NO. DE
POZOS
AÑO NO. DE
POZOS
1999 (58) 1999 (02)
2000 (55) 2000 (16)
2001 (56) 2001 (16)
2002 (45) 2002 (34)
2003 (24) 2003 (31)
SUBTOTAL (238) SUBTOTAL (99)
727$/
Figura 8. Equipo de perforación convencional.
36
Velocidad de respuesta
El tensionador debe tener capacidad para respon-
der a la máxima respuesta pico del movimiento ver-
tical de la unidad flotante. Esta respuesta será igual
o mayor a la máxima velocidad vertical instantánea
del movimiento del equipo, que excede el prome-
dio de la velocidad vertical del equipo.
La máxima velocidad V, puede ser calculada supo-
niendo que las olas son senoidales:
V= Movimiento vertical (pies) x K / periodo (seg.)
Cilindro doble acción, tipo compresión
Este cilindro hidroneumático es de doble acción. La
presión actúa en el área del pistón y lo obliga a ex-
tenderse. La fuerza de extensión es igual a la pre-
sión multiplicada por el área del pistón. Por ejem-
plo, un cilindro con diámetro inferior de 14 pg, pre-
siona sobre las 154 pg del área del pistón a 2 mil lb/
pg2, la fuerza de extensión sería de 308 mil lb.
Vehículo de operación remota (ROV)
El vehículo de operación remota es una de las he-
rramientas indispensables para
la perforación de un pozo en
aguas profundas en una unidad
flotante de perforación (figura
38). A continuación se describen
las principales características
técnicas del ROV Scorpio:
· Capacidad de trabajo: 1000-
1500 m;
· Dimensiones Alto:1.57 m, An-
cho:1.49 m, Largo 2.74 m;
· Cuenta con 5 propulsores.
· Potencia hidráulica: 75 HP a
2500 psi, 36 GPM, 1000 VCA,
3 fases, 50/60Hz.
· Televisión: Vídeo cámara
SIT de alta resolución con
un nivel bajo de luz, la cá-
mara suministra 525 líneas
a 60 Hz,
· Tiene un lente con corrección
de enfoque y mecanismos
para sus movimientos vertica-
les y laterales.
· Cuenta con seis lámparas de yoduro de cuarzo de
intensidad variable.
· Panel de control de movimientos verticales y hori-
zontales: Con rotación a 320° y movimiento vertical,
conlecturadeposiciónacontrolremotoensuperficie.
Selección del sistema de explotación
Por lo antes mencionado, un punto clave en el de-
sarrollo de campos en aguas profundas es determi-
nar cuál sistema utilizar: flotante o submarino. El
sistema flotante se ha desarrollado mucho en los
últimos años, aunque la industria petrolera está acep-
tando que el sistema submarino o el submarino com-
binado con el flotante tendrán que ser el medio para
alcanzar los campos ultraprofundos.
El auge de los proyectos en aguas profundas se debe
a que de éstos, frecuentemente se pueden obtener
gastos de producción impresionantes, lo cual com-
pensa evidentemente los altos costos de explora-
ción y desarrollo. La industria se está enfocando a
obtener los mayores beneficios de sus actividades
de exploración y producción, y factores tales como
la producción por pozo, son los que están condu-
ciendo a la industria al desarrollo de campos en
aguas profundas, a pesar de los riesgos involucrados.
Figura 38. Vehículo de Operación Remota (ROV S.S. Mata Redonda).
Tabla 3. Equipo de perforación convencional.

10
agujero auxiliar y aumentar la longitud del Stand
Pipe y la manguera del cuello de ganso.
• La rampa deberá considerar la nueva longitud de
la tubería, ver figura 9
• Los peines de la changuera deberán abrirse en-
tre 4 y 6 centímetros más que el diámetro ex-
terior de la tubería de revestimiento a utilizar,
ver figura 10.
• Se recomienda la implementación de un indica-
dor de torsión como herramienta necesaria du-
rante la perforación del pozo, ver figura 11
Herramientas para perforar con tubería de revesti-
miento:
• Barrena de 8 ½ PDC, ver figura 12.
• Estabilizadores de 6 ½ x 8 3/8, ver figura 13.
• Lastrabarrenas (Drill Collars) de 6 ½ helicoidales,
ver figura 14.
Figura 10 Estiba en peines de TR de 5 ½.
Figura 11 Indicadores de torsión.
Figura 9. Reacondicionamiento de la rampa.
35
do a los movimientos de la misma. El soporte tiene
que ser por tensión axial aplicada a la parte supe-
rior del conductor y/o flotación a lo largo de la lon-
gitud del conductor. Al incrementarse el tamaño del
conductor marino, la profundidad del agua, las con-
diciones del mar, la densidad del lodo, etc., también
aumentan los requerimientos de tensión axial para
proporcionar el soporte adecuado.
El cálculo de la tensión axial requerida es un pro-
blema complejo de flexión de una viga con algunas
variables. Esta solución matemática debe utilizarse
en todas las aplicaciones de campo; sin embargo,
como regla general, para determinar una aproxima-
ción de la magnitud de la tensión se utiliza el peso
del riser sumergido en agua y se considera la den-
sidad del lodo como factor de seguridad.
La tensión nominal es la siguiente:
T nominal = (peso del con-
ductor marino en agua +
peso del lodo de perfora-
ción en agua) * 1.20
Este nivel de tensión man-
tendrá el tramo inferior del
conductor marino tensio-
nado, al exceder el peso
del conductor.
Los tensionadores nor-
males que se usan son de
27 y 36 toneladas (60 mil
y 80 mil lb) de capacidad
por tensión. Estos son
usados en sistemas que
se componen de 4, 6 y 8
tensionadores (ver figura
37). Los tensionadores
del conductor marino son
operados mediante un
mecanismo y el sistema
debe tener capacidad
para monitorear conti-
nuamente (sistema re-
dundante) y funcionar
eficientemente inclusive
con un tensionador fuera
de servicio.
Capacidad de tensión
Esta se determina para el máximo requerimiento de
tensión. Varios tensionadores se utilizan en todos los
sistemas de risers. Las unidades de tensionadores
múltiples cuentan con gran capacidad y permiten la
operación segura con una unidad fuera de servicio
o en mantenimiento.
Carrera del cable de acero
La carrera del cable de acero del tensionador debe
exceder el máximo movimiento vertical esperado de
la unidad de perforación flotante, mientras el conduc-
tor marino esté conectado al cabezal del pozo o a los
preventores. Hay que considerar los movimientos de
mareas, ajustes al conectar el conductor marino y cam-
bios en la condición de lastre de la unidad.
Figura 37. Sistema tensionador del riser.

11
• Martillo de 6 ½.
• Junta de seguridad (Bumper) de 6 ½
• La tubería de revestimiento de 5 ½ 17 lb/pie N-80
deberá ordenarse en rango 3 de acuerdo a la nor-
ma API 5CT, para que su longitud varie entre 13.90
y 14.50 metros.
• Las conexiones para esta tubería son Hydril Tipo
521, ver figura 15
Figura 14. Lastrabarrenas helicoidales de 61/2.
Figura 12. Barrena PDC de 8 ½.
Figura 13. Estabilizadores de aleta soldable. Figura 15. Junta Hydril tipo 521.
34
corriente aumenta con el cuadrado de la velocidad y
el diámetro del conductor marino. Esto quiere decir
que el diámetro exterior de los cilindros adicionales
de flotación debe reducirse al máximo.
Se han usado cilindros de espuma y cámaras de ace-
ro asegurados al conductor marino, aunque los pri-
meros se deterioran rápidamente y requieren man-
tenimiento constante.
Uno de los requerimientos para los sistemas de
conductores en aguas profundas, es que floten
neutralmente o ligeramente positivo, con la flota-
ción distribuida a lo largo de una sección del con-
ductor. Si una sección del sistema de conductor
flota en exceso, la falla en una junta del mismo, lo
enviará hacia arriba, como un cohete, a través del
piso de perforación.
Revisión analítica de sistemas de conductores
Los análisis para el diseño de conductores mari-
nos deben considerar los esfuerzos a que están
sometidos:
· Axial que se debe a la carga de los tensionadores,
flotación del conductor, peso del conductor, den-
sidad del lodo, fuerzas por corrientes marinas y
fuerzas originadas por las olas.
· Radial es causado por la presión interna de la co-
lumna de lodo y por la diferencial de presión de
los cabeceos.
· Fuerzas externas resultan de la presión hidrostática
del agua.
Sistema tensionador de riser marino en una plata-
forma semisumergible
El sistema normalmente cuenta con ocho tensiona-
dores de conductor marino (80K) con carrera de 12.5
x 4 pies y capacidad de 80mil lb cada uno con po-
leas de 52 pg y cables de 1 ¾ pg.
Un conductor marino operado en un equipo de per-
foración marina flotante fallará o se colapsará en ti-
rantes de agua de 60 a 91 m. si no es soportado
parcial o totalmente.
El conductor está unido al fondo marino por medio
del conjunto de preventores y no se puede unir fir-
memente a la unidad de perforación flotante debi-
Figura 36. Sistema del conductor marino.
´

12
Herramientas y accesorios para el manejo e intro-
ducción de la tubería:
• Elevador de cuñas para T.R. de 5 ½, verificar que
el ajustador del elevador sea del diámetro exte-
rior de la T.R.
• Collarín de arrastre para T.R. de 5 ½.
• Collarín de seguridad para T.R. de 5 ½.
• Cuñas para T.R. de 5 ½.
• Araña de piso para T.R. de 5 ½.
• Juego de 3 sustitutos de kelly, de una longitud de
40 a 45 cm. de un material igual o equivalente al
de la T.R.
• Juego de 4 tapones para manejo de T.R. de 5 ½
con la conexión Hydril Tipo 521.
• Calibrador para T.R. de 5 ½, 17 lb/pie.
• Guía de enchufe para T.R. de 5 ½ con conexión
HD-521.
• Llave de apriete hidráulico con capacidad para T.R.
de 5 ½, ver figura 16.
• Juego de 2 válvulas de pie de 5 ½.
• Grasa API modificada para T.R.
Procedimiento para el manejo de la T.R. durante la
perforación:
• La tubería deberá de: Inspeccionarse, medirse y
colocarse en el orden correspondiente para utili-
zarse durante la perforación.
• Instalar el tapón de manejo al tubo, en la cama de
tubería.
• Colocar collarín de arrastre al tubo para izarlo.
• Subir la T.R. a la rampa.
• Repetir este procedimiento hasta completar 4 tra-
mos en la rampa.
• Durante la perforación meter un tra-
mo al agujero auxiliar, ver figura 17.
• Al terminar de perforar la longitud del
kelly, levantarlo y colocar cuñas y colla-
rín de seguridad mientras no haya sufi-
ciente peso en la tubería.
•Desconectareltubodel sustitutodelkelly.
• Aplicar grasa API modificada para T.R.
únicamente a los piñones de las roscas
Hydril HD-521.
• Apretar el sustituto del kelly manual-
mente al tubo colocado en el agujero
auxiliar (agujero de ratón). Esto evitará
que se dañen las roscas por conectar la
tubería de revestimiento no alineada
con el kelly.
• Enroscar con el kelly spinner a baja
velocidad para evitar dañar las roscas
hasta que se pare el mismo.
• Apretar con las llaves del equipo de perforación
hasta alcanzar 6 mil libras -pie, verificar apriete en
el indicador de torsión del equipo de perforación,
ver figura 18.
• Levantar el kelly junto con el tramo de T.R. para
alinearlo y finalmente conectarlo con la sarta de per-
foración.
• Bajar con el swivel y continuar perforando.
Figura 16. Llave de apriete hidráulico.
Figura 17. Colocación de tramos de TR en aguje-
ro auxiliar.
33
Líneas de matar y estrangular
Estas líneas corren a lo largo del conductor hasta
el conjunto de preventores a la altura de la junta
esférica. Existen varios diseños, pero el más utili-
zado consta de tubos con vueltas de 360° para
dar la flexibilidad requerida al extremo inferior del
conductor marino. Las líneas de matar y estran-
gular ayudan a controlar los cabeceos evitando
que éstos se conviertan en reventones.
Cuando se detecta un brote poten-
cial, se bombea lodo por la línea de
matar hasta el conjunto de preven-
tores para restablecer el equilibrio
de presiones en el agujero. Cuan-
do se presenta gas en exceso, se
cierra el preventor esférico y el de
arietes alrededor de la tubería de
perforación. El gas en el múltiple de
estrangulación se elimina usando la
línea de estrangulación.
Junta telescópica
Existen dos tipos de juntas telescópi-
cas usada en los conductores marinos.
La más común es la de sistema de ten-
sión constante, debido a que su man-
tenimiento es más fácil y porque man-
tiene una fuerza igual en los cables de
acero conectados a la camisa exterior
de la junta telescópica. Este método
utiliza un sistema de guarnido debajo
del piso de perforación.
Otro tipo de junta usa el sistema
tensionador axial directo. Este es un
mecanismo donde los sellos y el ani-
llo guía de la junta telescópica, están
diseñados para compensar por pre-
sión interna y tiene la doble función
de permitir el movimiento vertical de
la unidad de perforación y actuar
como un pistón tensionador directo.
En el extremo superior de la junta te-
lescópica, se instala un desviador de
flujo mediante el cual, dependiendo
de la magnitud del cabeceo, se en-
vía el lodo gasificado a la temblorina
a través de la línea de flote o las líneas de venteo a
babor, estribor, a popa o proa de la unidad.
Efecto de flotación en conductores marinos (RISER)
En el conductor marino la máxima tensión ocurre
en el extremo superior y disminuye con la profundi-
dad del agua. En aguas muy profundas se requiere
de algún tipo de flotación adicional para mantener
al sistema tensionador dentro de los límites prácti-
cos. Se debe recordar que la fuerza de arrastre de la
Figura 35. Conductor marino (riser).

13
• Repetir esta operación hasta alcanzar la profundi-
dad programada.
Procedimiento para el manejo de la T.R. durante la
recuperación:
• Sacar la T.R. por lingadas de 28 m. aproximada-
mente ver figura 19
• Colocar cuñas de piso.
• Desconectar con llave hidráulica, hasta observar
que ha salido más de la mitad del piñón y ha brin-
cado ligeramente.
• Levantar lentamente el piñón y girar un cuarto de
vuelta hasta soltarse la rosca, para evitar que se
enganche el diente de tipo serie 500.
• Colocar el protector de rosca al piñón.
• Ayudar al chango a mover la lingada hacia los pei-
nes, para estibar la tubería correctamente.
• Continuar realizando esta operación hasta tener
sólo 8 toneladas en el indicador de peso.
• Se deberá colocar el collarín de seguridad a partir
de este momento; ya que no se cuenta con sufi-
ciente peso en la sarta. Podríamos correr el ries-
go de soltar la tubería, que caería al fondo.
• Continuar sacando hasta recuperar los lastraba-
rrenas, estabilizadores y la barrena.
• Eliminar herramienta y colocarla en los burros de
tubería.
Procedimiento para el manejo e introducción de la
T.R. para cementarla:
• Checar si el árbol de válvulas es convencional o
compacto. En caso de ser convencional se deberá
retirar la charola recolectora de lodo antes de em-
pezar la introducción de la T.R.
• Colocar la zapata guía.
• Colocar 28 metros (2 tramos) de T.R.
• Colocar cople flotador.
• Iniciar introducción de la tubería de revestimiento
por lingadas.
• Aplicar grasa API modificada para T.R., únicamen-
te en los piñones de las roscas HD-521, durante la
introducción.
• Utilizar la guía de enchufe para facilitar el centrado
y conexión de la tubería.
• Apretar las conexiones con la llave hidráulica has-
ta el par de apriete óptimo de 6 mil libras - pie.
• Colocar los centradores de acuerdo al programa.
• Utilizar la araña de piso y el elevador de cuñas
para el manejo correcto de la T.R.
• Introducir la T.R. en lingadas hasta la profundidad
programada.
• Llenar cada 4 lingadas, utilizar el tapón de manejo
para proteger la rosca durante el llenado de la tu-
bería.
• Se recomienda tener unos tramos cortos de Ran-
go 2, para facilitar el ajuste de la tubería de reves-
timiento al final de la introducción.
Figura 18. Apriete óptimo de la TR.
Figura 19. Estibamiento de lingadas de TR.
32
La unidad se lleva al fondo marino por el housing
del cabezal de 30 pg, usando cuatro seguros los cua-
les se sujetan en el interior de éste, e impiden que
la base guía rote. Los cuatro postes guía tienen una
ranura especial para la línea guía, alojan y sostie-
nen a ésta y prevén su fácil remplazo ya sea por un
buzo o un vehículo de operación remota (ROV).
Las bases guías permanentes también pueden ser
usadas para sentar los árboles de producción sub-
marina y para guiar la herramienta de los riser del
Tie Back. La base cuenta con un extremo para alojar
la brújula de balancín (nivelación horizontal).
Conductores marinos (RISER)
Un conductor marino o riser se puede describir
como un conducto desde la plataforma al fondo
del mar, por medio del cual circula el lodo de per-
foración y sirve como guía a la sarta de perfora-
ción. (Ver figuras 35 y 36). Existen dos clases de
conductores marinos: los usados para opera-
ciones de perforación y los usados para ope-
raciones de producción.
Componentes básicos de un sistema conductor
marino para perforación
La sarta del conductor para una unidad de per-
foración flotante está compuesta normalmente
de tramos de 15.25 m de largo, almacenados en
cubierta durante el tránsito hacia la localización.
Los extremos de cada tramo tienen juntas inte-
grales de acoplamiento rápido. La junta telescó-
pica, que se encuentra en el extremo superior
del conductor, normalmente se diseña para un
movimiento vertical entre 4.57 a 9.14 m.
El sistema de tensionadores se conecta al extre-
mo fijo del barril exterior de la junta telescópica,
para proporcionar la fuerza axial suficiente y pre-
venir que la sarta del conductor se flexione. El
barril exterior y la sarta del conductor marino tie-
nen movimientos laterales, inducidos por el mo-
vimiento lateral y longitudinal de la unidad, pero
no tienen movimiento vertical. Cuando ésta se
mueve verticalmente, se mueve junto con la ca-
misa interior de la junta telescópica. Las juntas
esféricas colocadas en cada extremo del conduc-
tor marino permiten la rotación en cualquier di-
rección entre 7 y 10 grados. Por lo regular, po-
cos operadores instalan dos juntas esféricas, lo que
es más confiable, pero resulta más costoso y su
instalación toma tiempo de equipo.
El arreglo más común es usar una junta esférica en
la parte superior del conjunto de preventores, que
se sienta en el cabezal del pozo. Este se une a la
base guía, la que queda colocada en el conductor
de 30 pg.
Juntas de conductor marino
Los sistemas actuales usan líneas de matar y estran-
gular integradas al tubo del conductor. Cuando los
tramos del conductor se están armando al sentar y
conectar un tramo con otro, las líneas de matar y
estrangular se conectan automáticamente. Los re-
querimientos del conjunto de preventores han sido
el factor decisivo para determinar el diámetro y ca-
racterísticas del conductor marino y la fuerza re-
querida de los tensionadores.
Figura 34. Estructura guía permanente.

14
• Colocar la cabeza de cementación.
• Circular tiempo de atraso.
• Efectuar la cementación de la T.R.
La aplicación de la técnica para perforar con Tube-
ría de Revestimiento deberá implementarse única-
mente en los pozos y campos que cumplan con los
siguientes requisitos:
• Campos de desarrollo en explotación interme-
dia o avanzada. Donde se requiere aumentar la
rentabilidad de los proyectos de inversión (ac-
tivos).
• En pozos verticales de someros a medianos con
una profundidad promedio entre mil 500 y 3
mil metros.
• Que requieran sólo 2 o 3 etapas para su perfo-
ración.
• Que sus necesidades de producción se mane-
jen a través de diámetros reducidos.
• Que las conexiones a utilizar para este tipo de
tuberías deberán tener valores a la torsión y
arrastre, igual o mayor que la correspondiente
tubería de perforación utilizada normalmente
para hacer pozos similares.
• Los diámetros de T.R. recomendables para utili-
zar esta técnica son 4 ½, 5, 5 ½, 6, 6 5/8 y 7.
• Los campos deben de ser de desarrollo; por lo
tanto, las formaciones estarán perfectamente
identificadas y serán factibles de perforar con
esta técnica.
• El costo de la intervención en el pozo Culebra
núm. 281 fue de $ 10.5 millones de pesos
Recomendaciones durante la perforación:
• Se requiere del compromiso y trabajo conjunto
de los involucrados para asegurar el éxito de la
operación y así obtener el mayor beneficio con la
aplicación de esta tecnología emergente.
• Antes de iniciar la actividad operativa, es recomen-
dable tener una relación de los accesorios, herra-
mientas y servicios que serán utilizados durante
la perforación del pozo, para mejorar la logística
y evitar los tiempos de espera.
• Se deberán proporcionar anticipadamente los pro-
gramas detallados de perforación a todo el per-
sonal involucrado, para garantizar el buen desem-
peño y optimación de la perforación con cualquier
nueva técnica.
• Es recomendable supervisar directamente la
reología del lodo de perforación para mantener va-
lores bajos en la viscosidad plástica y punto de
cedencia, para optimar la hidráulica durante la per-
foración.
• Se deberá conocer el gradiente de formación y
fractura para mantener el gradiente del lodo muy
cercano al de formación durante la perforación, a
fin de evitar el riesgo de pegadura por presión di-
ferencial y también, de esta manera, incrementar
el ritmo de penetración.
• En la perforación deberán manejarse los pará-
metros de operación dentro de un rango razona-
ble, que permita utilizar eficientemente las tube-
rías y conexiones programadas en el diseño.
• La técnica de perforación con tubería de revesti-
miento es una alternativa más, para optimar la
rentabilidad de los proyectos de inversión; sin em-
bargo, no debe utilizarse indiscriminadamente
para cualquier pozo o campo, sin antes hacer una
evaluación económica detallada de los pozos don-
de se pretende utilizar esta técnica.
Figura 20. El trabajo en equipo rinde su fruto.
31
La base guía permanente es un armazón estructural
que contiene cuatro postes guías removibles (ver Fi-
gura 34), cuya función principal es proporcionar una
guía rígida para sentar el conjunto de preventores y
posteriormente el cabezal de 30 pg, colocándola so-
bre la estructura temporal.
El círculo central tiene una hendidura para el anillo
de retención en el cual se ancla el housing del cabe-
zal de 30 pg.
Los postes guía están asegurados en su receptáculo
por medio de clavijas de 2 pg (51 mm), para su fácil
instalación y remoción. Una clavija tiene un perno
para prevenir la rotación. Cuando son tensionadas
las líneas guía, los postes salen seis pulgadas (152
mm) hacia arriba de la base guía, lo que proporcio-
na una amortiguación al anclar el equipo.
Figura 32. Tensionadores de líneas guías.
Figura 33. Estructura guía temporal.

15
III. PERFORACIÓN BAJO BALANCE
Introduccion
La perforación en yacimientos depresionados con
técnicas convencionales representa un gran reto en
tanto enfrenta diferentes problemas en forma simul-
tánea, tales como: pérdidas totales de circulación,
brotes, pegaduras por presión diferencial,
atrapamiento de sartas de perforación por
empacamiento, descontrol subterráneo, etc.,
lo que provoca diversas consecuencias, como
que los pozos sólo se puedan perforar po-
cos metros dentro del horizonte productor, o
bien que se tenga que invertir más para con-
trolar pérdidas o para operaciones riesgosas,
todo lo cual tiende a incrementar el costo de
la perforación.
Lo anterior obedece a que la densidad equi-
valente necesaria para perforar cierta sección
del pozo, contrasta con la que requiere otra
sección en tanto se trata de formaciones de diferen-
te presión que requieren tuberías de revestimiento
adicionales, lo que no siempre es técnica y econó-
micamente factible; sin embargo, con la técnica de
perforación bajo balance es posible resolver tales
problemas.
Ingeniería de diseño de la perforación bajo balance
Aquí se explica la planeación del
pozo, desde la decisión de usar la
perforación bajo balance con base en
las condiciones del yacimiento y las
expectativas de producción del pozo,
hasta detalles como el uso de equi-
po adicional, condiciones de opera-
ción, capacitación del personal, et-
cétera.
Definición
Se tiene una operación bajo balance
cuando la densidad equivalente del
fluido de control se diseña inten-
cionalmente para que sea menor
que la presión de las formaciones
que se están perforando. El fluido
puede tener densidad natural o in-
ducida, en cuyo caso se agrega gas,
aire o nitrógeno a su fase líquida, permitiendo la en-
trada de fluidos de la formación al pozo, que deben
circularse y controlarse en la superficie. El uso de
esta técnica no se limita a formaciones de baja pre-
sión, pues también se aplica en pozos de alta pre-
sión, con los mismos objetivos: reducir el riesgo de
atrapamiento por presión diferencial y hacer factible
la perforación.
La figura 21 compara algunos criterios de perfora-
ción convencional con perforación bajo balance.
Aplicación y casos generales de la perforación bajo
balance
La perforación bajo balance es aplicable en forma-
ciones mecánicamente estables aun cuando se ma-
nejen presiones hidrostáticas menores que la pre-
$3/,$,Ï1'(/$3(5)25$,Ï1%$-2
%$/$1(URFDVPHFiQLFDPHQWHHVWDEOHV

PRESIÓN
DE
FRACTURA
PRESIÓN DE
ESTABILIDAD
MECANICA
PRESION
DE PORO
ZONA DE BAJO
BALANCE
DENSIDAD
USADA
BAJO
BALANCE
DENSIDAD
P
R
O
F
U
N
D
I
D
A
D
VENTANA
CONVENCIONAL
Figura 24.- Definición de la estabilidad mecánica de la formación en términos de
densidad equivalente. La perforación bajo balance es aplicable cuando se tienen
rocas mecánicamente estables, aún con densidades de fluidos menores que la
presión de poro de la formación. Referencia 2.
Figura 22.
Figura 21.
30
Cilindro tipo compresión
Esta técnica aplica aire de alta presión al lado ciego
del cilindro, entre la polea viajera y el gancho. La
lubricación y el control de seguridad se obtiene
por la conexión de un tanque de baja presión de
aire y aceite en el lado del vástago del cilindro.
Una cadena guarnida en los cilindros genera una
carrera de compensación del doble de la carrera
del cilindro. En otras palabras, una carrera de 2.7
m del cilindro proporciona 5.4 m de compensa-
ción de movimiento.
Operación de un compensador de movimientos ver-
ticales
Comienzo o inicio de la perforación
Después de ajustar el nivel de tensión deseado en el
CMV y hacer las conexiones en la sarta de perfora-
ción, se baja la sarta en el agujero hasta que la barre-
na toca fondo. Al hacer contacto con el fondo se con-
tinúa bajando la polea viajera para que la carrera del
CMV llegue a su punto medio. Se podrá observar que
el nivel de tensión del CMV siempre es menor que el
peso total de la sarta de perforación. Por tanto, el
compensador se extenderá a su longitud total antes
que la sarta se levante de las cuñas. Cuando se llega al
fondo con la barrena, el compensador se retrae y
empieza a soportar el peso de la sarta igual a su nivel
de tensión. Esta diferencia en peso y tensión es regu-
lada por el CMV sobre la barrena al bajar la polea via-
jera aproximadamente la mitad de la carrera total. El
perforador baja la polea viajera para mantener al CMV
reciprocante cerca de la mitad de su carrera y el peso
sobre la barrena será controlado por el CMV conser-
vando la carga preseleccionada.
El uso del CMV para operaciones de perforación,
permite usar el perforador automático en equipos
flotantes.
Sentado del conjunto de preventores
Con el CMV se puede sentar suavemente al con-
junto de preventores en el cabezal submarino. La
técnica consiste en ajustar el nivel de tensión del CMV
unos cientos de libras menos que el peso del paquete
que se va a sentar en el fondo del mar. Cuando co-
mienza a levantarse la sarta de la araña, se levanta la
polea viajera y se extiende el CMV a su carrera com-
pleta (el peso del conjunto excede el ajuste de ten-
sión). Cuando se llega al fondo del mar con el arreglo
de preventores, el contacto inicial sobre el cabezal del
pozo permitirá al compensador retraerse en su carre-
ra. Sin embargo, el compensador continuará sopor-
tando casi toda la carga (una cantidad igual al ajuste
de tensión), dejando que el cabezal cargue solamente
la diferencia entre el ajuste de tensión y el peso del
conjunto de preventores. Esta técnica permite el sen-
tado (instalación) y la recuperación del conjunto de
preventores en condiciones adversas de oleaje, lo que
sería imposible de otra manera.
Sentado de la tubería de revestimiento
El procedimiento es similar al descrito para sen-
tar el conjunto de preventores. Esta maniobra de
sentar lentamente la T:R., permite llevar a cabo la
operación en condiciones de movimiento verti-
cal bastante amplio, sin que ocurran daños a los
colgadores y sus sellos.
Sistema de tensionadores de líneas guía en plata-
formas semisumergibles
Para que sean efectivos los cables guía del cabezal
submarino deben estar tensionados. Para mantener-
los a un nivel de tensión preseleccionado, se apli-
can tensionadores hidroneumáticos a cada uno de
los cuatro cables guías del cabezal y, normalmente,
a las líneas del control del conjunto de preventores
(ver figura 32). Los tensionadores de los cables guías
operan de la misma manera que los tensionadores
del conductor marino y están diseñados igual, ex-
cepto que son más pequeños. La operación normal
de los tensionadores de los cables guía es a niveles
de alta tensión para guiar el cabezal submarino, por
ejemplo, 4.5 y 7 toneladas (10 mil y 16 mil libras)
son comunes, aunque después de sentar el equipo
en el cabezal los niveles de tensión se reducen a 1 o
4 toneladas (2 mil u 8mil lb) para reducir desgaste y
fatiga en el cable de acero.
Base guía temporal y permanente
La base guía temporal es una estructura soldada con
un circulo central, en donde se aloja el housing del
cabezal de 30 pg. ( ver figura 33).
Esta estructura se utiliza para guiar la barrena al ini-
ciar la perforación.

16
sión de los fluidos de la roca, como se ilustra en la
figura 22. Por su parte, la figura 23 ilustra una for-
mación en la que no es posible utilizar la perfora-
ción bajo balance pues la densidad equivalente a su
estabilidad mecánica no permite usar densidades
menores a su presión de poro, por lo que la zona de
bajo balance no está definida para esa formación,
pues provocaría un colapso o derrumbe del pozo.
Así, se tienen dos ejemplos generales de aplicación
cuyas diferencias en costo y operación obligan a
mencionarlos por separado:
a).- Cuando la densidad requerida puede alcanzarse
con fluidos líquidos.
b).- Cuando la densidad equi-
valente es tan baja que no
puede lograrse con líqui-
dos y es necesario alige-
rar un fluido base.
Por lo anterior, y ante los re-
tos planteados, en México se
han aplicado las siguientes
modalidades de perforación
bajo balance:
1).- Fluidos aligerados con ni-
trógeno y recuperación a
presión atmosférica.
2).- Fluidos aligerados con nitrógeno y recuperación
con separadores de vacío.
3).- Fluidos líquidos aplicando menor densidad
que la requerida y recuperación a presión at-
mosférica.
Consideraciones para
seleccionar el fluido cir-
culante a emplear
Como el fluido circulante
debe realizar las funciones
normales de un fluido de
perforación y resolver los
problemas planteados por
la condición bajo balance,
éste debe reunir caracte-
rísticas de densidad, lubri-
cación y acarreo de recor-
tes, además de:
a).- Evitar que se presen-
te corrosión en los ele-
mentos tubulares dentro
del pozo.
b).- Evitar que se genere
combustión espontánea.
c).- Evitar inestabilidad química.
d).- Tener el menor costo posible.
Cuando se requiere una densidad equivalente me-
nor que la que se logra con fluidos líquidos, se pue-
de optar por sistemas de fluidos ultraligeros con es-
feras de vidrio de baja densidad, tecnología reciente
que tiene limitantes en profundidad debido a la re-
' ( 1 6 , ' $ ' ( 4 8 , 9 $ / ( 1 7 ( $ / 2 6 ' , ) ( 5 ( 1 7 ( 6
( 6 ) 8 ( 5 = 2 6 ( 1 ( / 3 2 = 2 = 3 $
U R F D V P H F i Q L F D P H Q W H L Q H V W D E O H V

P R E S IÓ N
D E
F R A C T U R A
P R E S IÓ N D E
E S T A B IL ID A D
M E C A N IC A
P R E S IO N D E
P O R O
D E N S ID A D
U S A D A
D E N S ID A D
PROFUNDIDAD
N O E X IS T E
Z O N A D E
D E N S A ID A D E S
P A R A B A J O
B A L A N C E V E N T A N A
C O N V E N C IO N A L
NO EXISTE ZONA
DE DENSIDADES
PARA BAJO BALANCE
Figura 25 Ejemplo de rocas en donde no es aplicable la perforación bajo balan-
ce porque el pozo se colapsará. Obsérvese que no existe área de bajo balance
entre la presión de poro y la estabilidad mecánica.
´
NO EXISTE ZONA
PARA BAJO BALANCE
Figura 23.
A IR E
O
G A S
R O C IO
E S P U M A
C O N
G A S
E S P U M A
E S T A B L E
L IQ U ID O
A IR E A D O
L IQ U ID O
g a s
g a s
g a s
0 .8 5
d e 0 .0 1
a 0 .1 0
d e 0 .1 0
a 0 .2 5
d e 0 .2 5
a 0 .4 1
d e 0 .4 1
a 0 .8 3
d e 0 .4 1
a 0 .8 3
Figura 24. Diagrama de Lorenz para ilustrar las densidades equivalentes
que pueden lograrse con diferentes fluidos, o mezclas de ellos.
29
pendidas porque la sarta de perforación se mueve
simultáneamente con la unidad de perforación.
Métodos básicos del funcionamiento del compen-
sador de movimiento vertical
Todos los CMV de equipos marinos de perforación
son aparatos tensionadores que operan por medio
de aire, funcionan con la diferencial de peso sus-
pendido de la sarta de perforación y el nivel de ten-
sión calibrado en el CMV. El peso de la barrena es
igual al peso de la sarta de perforación, menos el
ajuste de la tensión en el CMV. Los niveles de la ten-
sión son controlados en la misma forma que en los
tensionadores del conductor marino.
Las técnicas y tecnologías básicas de-
sarrolladas para los tensionadores del
conductor marino fueron aplicadas en
los compensadores de la sarta de per-
foración. Durante la operación de per-
forar, el peso de la sarta está soporta-
do por los cilindros hidroneumáticos
del CMV y el de la barrena sobre el
fondo del pozo. Los cilindros están
intercomunicados a tanques de aire de
alta presión (lo mismo que en los
tensionadores del conductor). El con-
trol de la presión de aire en los tan-
ques de alta presión determina el ni-
vel de tensión. Las técnicas apropia-
das de perforación con el CMV siem-
pre requieren que el ajuste de tensión
sea menor que el peso de la sarta de
perforación.
Cuando la plataforma se mueve hacia
arriba, los cilindros de soporte deben
reciprocar para extender el CMV y
comprimir el aire de los cilindros a los
tanques de alta presión. El gran volu-
men de los tanques de aire de alta pre-
sión controla la variación debida a la
compresión. Este movimiento recipro-
cante mantiene la carga de soporte
preseleccionada (tensión), mantenien-
do prácticamente el mismo peso so-
bre la barrena.
Cuando la plataforma se mueve hacia
abajo, los cilindros de soporte retienen
al CMV. El movimiento hacia abajo tien-
de a poner más peso sobre la barrena, pero como los
cilindros conservan la presión preseleccionada, éstos
retraen al CMV manteniendo la tensión y, en conse-
cuencia, el peso sobre la barrena. Durante la retrac-
ción del CMV, el aire se expande de los tanques a los
cilindros, lo que conserva el nivel de presión deseado.
Compensador montado en la polea viajera
Entre la polea viajera y el gancho, se encuentra el
dispositivo tensionador con la función de soportar
la sarta de perforación y anular el movimiento verti-
cal. Su nivel de tensión es controlado por técnicas
idénticas al tensionador del conductor marino.
Figura 31. Compensador de movimientos verticales.

17
sistencia compresiva de éstas. Como solución al-
terna y más generalizada se emplea un líquido mez-
clado con gas en tal proporción que se obtenga la
densidad equivalente necesaria, con las propieda-
des de lubricación y acarreo de recortes. Según el
estado mecánico y la posición direccional del pozo,
se realiza el siguiente análisis:
Fase gaseosa
Como en todas las operaciones que se realizan en
un pozo, se trata de perforar con seguridad, al mí-
nimo costo y en el menor tiempo posible. El gas más
barato es el aire, pero utilizarlo implica riesgos de
corrosión y combustión espontánea, temas amplia-
mente tratados en la literatura de perforación bajo
balance. Es común tener en los pozos las condicio-
nes de presión, temperatura y presencia de fluidos
para caer en ambas situaciones, por lo que el gas
más utilizado es el nitrógeno, ya sea abastecido en
carrotanques provenientes de planta o producirlo
en sitio, por medio de membranas. La decisión de
usar uno u otro depende de la facilidad para con-
trolar la calidad y pureza del gas y la rápida capaci-
dad de respuesta del proveedor.
Existen diversos métodos para calcular el volumen
de gas requerido y obtener una columna estable con
la densidad necesaria, pero todos están fundamen-
tados en el comportamiento fisicoquímico y termo-
dinámico de los gases. Las diferencias las constitu-
yen consideraciones particulares como tipo de gas
y fase líquida que se use; además, la relación con
los factores geométricos del pozo, la estabilidad del
surfactante empleado, a las diversas condiciones en-
contradas en el pozo, las variaciones en la densidad
del gas por efectos de cambios en la temperatura y
presión; así como la incorporación de gases y líqui-
dos del yacimiento, todos estos elementos hacen
variar la composición y el comportamiento del flui-
do, lo que pone de manifiesto lo complejo de su
análisis.
Fase líquida
La fase líquida que se usa normalmente, es la mis-
ma que para el fluido de perforación normal para el
campo. En función de las condiciones de los pozos,
se emplea :
Diesel: Sobre todo por que es el líquido comercial-
mente viable de menor densidad (0.87 gr/cm3) y
porque evita totalmente el desarrollo de problemas
fisicoquímicos por la presencia de arcillas en la for-
mación, lo que ocurre a menudo.
Agua: En yacimientos calcáreos depresionados, pro-
fundos (5 mil m), con mínimo contenido de arci-
llas y con gradientes de presión menores a 0.7 gr/
cm3, el uso de agua es la opción económicamente
más factible, dado que el uso de diesel no garantiza
conseguir circulación, lo que puede implicar la pér-
dida de grandes volúmenes de fluido.
Salmuera: Puede contrarrestar el efecto de la
hidratación de arcillas, pero presenta complicacio-
nes operativas con el control de su densidad, ade-
más de su mayor costo.
Fluidos de baja densidad: Son emulsiones directas
(base agua) o inversas (base aceite) que dan como
resultado fluidos de densidad entre 0.87 - 0.95 gr/
cm3, según su formulación y uso. Tienen la ventaja
de ser sistemas completos resistentes a contamina-
ciones.
Espumas: Recientemente se han logrado avances
significativos con el empleo de sistemas de espu-
mas, en donde la fase continua es el líquido y la fase
dispersa es el gas. Permiten alcanzar densidades de
hasta 0.6 gr/cm3
, y su mayor complicación es su
manejo en superficie.
Fluidos especiales para yacimientos (TIPO DRILL IN).-
Son limpios y libres de sólidos inertes, cuyo costo
es significativo, su uso debe justificarse económica-
mente en función de los beneficios de evitar daño al
yacimiento.
Aditivos
Se debe usar un agente surfactante que ayude a al-
canzar el patrón de flujo necesario para el buen de-
sarrollo de la perforación. Puede seleccionarse un
espumante de tipo aniónico para generar suficiente
tensión interfacial lodo-nitrógeno, y que la energía
cinética del gas arrastre al lodo, a los líquidos pro-
ducidos por el pozo y mantengan el patrón de flujo
en los límites deseados, aun cuando haya menor
control sobre la proporción de las fases por la pro-
ducción de las formaciones. Por otro lado, el
surfactante permite lograr suficiente capacidad de
28
Perforación
El CMV mantiene virtualmente un peso constante
sobre la barrena, mejora la velocidad de perforación
y aumenta significativamente la vida de aquélla. Ade-
más, permite cambios fáciles e instantáneos en el
peso sobre la barrena al ajustar la presión en el CMV
y sin tener que hacer viajes de tubería para agregar
o quitar lastrabarrenas.
Sentando el conjunto de preventores
Con el CMV se logra un sentado suave del conjunto
de preventores sobre el cabezal del pozo, no sólo en
forma más segura, sino aún en condiciones más se-
veras de movimiento vertical, lo que no sería posible
sin dicho elemento, lo que provocaría pérdida de
tiempo si se esperan mejores condiciones de oleaje.
Sentando tubería de revestimiento
El CMV permite también que la tubería de revesti-
miento sea alojada con suavidad en su nido, hasta
en condiciones adversas de oleaje o de movimiento
vertical, lo que de otra forma sería imposible.
Seguridad en el control del pozo
El CMV hace que se cierren los arietes sobre la tube-
ría de perforación, eliminando el movimiento verti-
cal y, por lo tanto, el desgaste de los elementos de
empaque de los arietes y/o del preventor anular.
Operaciones misceláneas
El uso del CMV permite realizar operaciones que
podrían no llevarse a cabo, ser obstaculizadas o sus-
Figura 30. Sistema compensador de movimientos verticales.

18
acarreo para limpiar el fondo del pozo y llevar los re-
cortes hasta la superficie. Esto es básico debido a que
comúnmente no se logra tener retorno completo du-
rante la perforación bajo balance, o se pierde control
sobre la columna de fluido en el espacio anular en
intervalos que generan mayores caídas de presión ta-
les como: cambios de gradientes de fractura de la roca,
yacimientos con fracturas naturales, con alta permeabi-
lidad o cambios de geometría, todo lo cual obliga a
hacer una rápida adecuación de las condiciones de
operación para evitar puentes de recortes que atra-
pen la tubería. Los aditivos pueden agregarse en do-
sis constantes a la succión de la bomba, en baches
directamente en la tubería de perforación al hacer la
conexión o de ambas maneras, ya que, debido a sus
propiedades lubricantes, reduce la torsión y arrastre
en la sarta de trabajo.
Es necesario aplicar diversos modelos para simular
los cambios en las condiciones de operación por
efecto del uso de gas, para hacerlas óptimas y pre-
ver los casos críticos que deban evitarse. Asimis-
mo, se requiere efectuar simulaciones del compor-
tamiento de otras variables importantes, que se
mencionan a continuación:
Torsión y arrastre
El factor de fricción de una tubería de perforación en
agujero entubado o abierto, puede variar entre 0.15
y 0.35 según los componentes de la fase líquida, así
como del tipo y cantidad de sólidos acarreados; pero,
cuando se perfora con aire o gas, puede ser tan alto
como 0.8 porque no hay lubricación. Ya sea que se
use diesel o fluidos de emulsión inversa o que se
tenga incorporación de hidrocarburos líquidos en el
fluido de perforación, se reduce la fricción. De lo
contrario, pueden agregarse materiales sólidos,
como grafito, o aditivos como los antes detallados
para incrementar la lubricación.
Barrenas e hidráulica
Las barrenas deben ser adecuadas de acuerdo con
el fabricante, debido a sus mejoras sustanciales en
estructura de corte y sistema de rodamiento respec-
to a las convencionales. La condición es respetar los
parámetros óptimos de gasto, peso, torsión y velo-
cidad de rotación, considerando que se usa un flui-
do en dos fases cuya densidad puede variar y pro-
vocar cambios en la flotación, en el peso sobre ba-
rrena y en la torsión de la sarta de perforación. La
condición de bajo balance genera incrementos sus-
tanciales en la velocidad de penetración, pero debe
aplicarse el gasto óptimo para garantizar limpieza
adecuada del fondo del pozo y la velocidad anular
requerida para el acarreo de los recortes.
Proyecto direccional
Es conveniente analizar las severidades esperadas o
las máximas permisibles en todos los pozos, aunque
este factor es más crítico en pozos con ángulo supe-
rior a 30° u horizontales. Dos son los fines específicos:
a) asegurarse que la presión hidrostática está sien-
do bien calculada, sobre todo en pozos propensos a
pérdidas de circulación o flujos.
b) cuidar que la geometría del pozo no genere gran-
des caídas de presión por fricción.
Normalmente, en la etapa de bajo balance de nues-
tros pozos, el objetivo es mantener el ángulo; pero
es posible controlar la desviación con toma sencilla,
múltiple, giroscópico o unidad de memoria, incluso
con la presencia de un fluido compresible en el pozo
(gas, nitrógeno, aire), que afecta significativamente
el funcionamiento de las herramientas de transmi-
sión de datos a superficie por medio de pulsos ya
sea negativos o positivos.
Si es necesario usar válvulas de contrapresión en la
sarta, es preferible usar las de tipo charnela, que
permiten el paso de ciertas herramientas. El uso de
MWD electromagnético es viable también con flui-
dos compresibles, pero depende para su funciona-
miento de la resistividad de las formaciones desde
la profundidad de perforación hasta la superficie.
Otra opción es el MWD con almacenamiento de
datos en el fondo del pozo, pero no se dispone de
la información en tiempo real. Si se considera que
la trayectoria de los pozos está definida, además de
que en pozos profundos y complicados es proba-
ble no poder dar a los motores de fondo las condi-
ciones hidráulicas necesarias para un buen desem-
peño, la premisa de la densidad equivalente de cir-
culación hace preferible el uso de sarta rotatoria.
Sarta de perforación
En la sarta de trabajo se ajusta el diseño a la tensión
27
Al aumentar la profundidad del agua, la tarea de
posicionamiento dinámico se vuelve más fácil por-
que el mismo porcentaje de profundidades permite
mayor movimiento en aguas más profundas; por
ejemplo, dado un cinco porciento de exactitud re-
querida, es casi imposible permanecer dentro de 1.5
m (4.92 pies) en 30 m (100 pies) de tirante de agua.
Igualmente con el mismo cinco porciento en 305 m
(1,000 pies) de tirante, se permite un desplazamien-
to del pozo de 15 m (50 pies), la cual es una toleran-
cia realista.
Compensación de movimientos en la superficie
Compensadores de cable de registros eléctricos
Existe un compensador de movimientos para contra-
rrestar el movimiento vertical de la unidad de perfora-
ción flotante durante las operaciones de toma de re-
gistros. Este aparato de compensación se cuelga de-
bajo del gancho y usa un cable de acero guarnido,
desde la parte superior del conductor marino pasan-
do por la polea compensadora de movimientos, y que
se fija al piso de perforación. La polea de registros se
conecta a esta polea compensadora, la cual está col-
gada de un tensionador neumático.
Compensador de movimiento vertical (CMV)
La aplicación más importante de un compensador
de movimientos de la sarta de perforación (CMV),
es contrarrestar el movimiento vertical de la unidad
de perforación que podría ser transmitido a la sarta
de perforación (ver figuras 30 y 31). Esta anulación
del movimiento mejora la operación de los siguien-
tes procedimientos
Figura 29. Posicionamiento dinámico.

19
debido a los cambios en la flotación, tanto en condi-
ciones de pérdida de circulación como con el fluido
aereado en el pozo. Para el bombeo de gas se utili-
zan válvulas de contrapresión con el siguiente pro-
pósito: sobre la barrena para evitar entrada de flui-
dos de la formación al interior de la sarta, y sobre el
primer tubo que se conecta antes de iniciar la perfo-
ración con cada nueva
barrena para evitar pérdi-
da de nitrógeno y tiem-
po en estabilizar presión
al realizar la conexión de
cada tubo.
Equipo superficial
La perforación bajo ba-
lance requiere usar equi-
po adicional que satisfa-
ga las necesidades de
manejo superficial de
presión y volúmenes de líquido y gas, tanto lo que
se inyecta durante la perforación como lo que se
obtenga del yacimiento como resultado de la con-
dición bajo balance que se desee lograr. La figura
25 esquematiza el equipo superficial adicional ne-
cesario para aplicar perforación bajo balance. Ade-
más, en esta sección se explican las variaciones y
evoluciones que el equipo ha experimentado en los
últimos años.
Un arreglo típico como el anterior, debe cumplir con
las siguientes funciones básicas:
Perforar rotando la sarta, viajar, y controlar la presión
en el espacio anular. Se consigue con el uso de cabe-
zas o preventores rotatorios, siendo la presión a ma-
nejar el determinante para escoger uno u otro, ade-
más de la experiencia del operador. Lafigura26escom-
parativa de diversos proveedores de este servicio:
La figura 26 ejemplifica algunos preventores y cabe-
zas rotatorias de diversos proveedores y la tabla 3
enuncia algunas características de estos equipos.
Equipo superficial de separación de fases
Es muy importante
aclarar que la selec-
ción del equipo su-
perficial depende de
la ingeniería de per-
foración bajo balan-
ce que se haga para
el trabajo dentro del
pozo, y no al contra-
rio, de ahí que según
el tipo de yacimien-
to que se perfore, el
grado de bajo balan-
ce que se pueda o se
pretenda alcanzar,
así como los gastos
esperados de inyec-
ción y de salida tan-
to de líquidos, gases
y sólidos determina
su tipo y capacidad.
Tabla 3.
26
Mantenimiento de Pozos, División Sur, 1999.
3.- Desarrollo de la Perforación bajo balance en el
Campo Muspac, Miguel Angel Aguilar de la Serna,
Unidad Operativa Reforma, 1996.
4.- SPE 35320. Tecominoacán 408: Primera aplica-
ción de perforación bajo balance en México
Yáñez M. Maclovio y Valenzuela C. J. Martín, SPE
México, 1996.
5.- SPE 38548 Well control considerations for under
balance drilling, Edward T. Bourgoyne.
6.- Underbalance drilling manual, Gas Research
Institute, 1997.
7.- Air and Gas drilling manual, G.S.M. Robert D.
Grace Co. Trainning Service.
8.- Informe y procedimientos operativos para per-
foración bajobalance en los pozos Iride 1166 y Jujo
523 Valenzuela Cázares J. Martín y Solís Fuentes
Epitacio, Perforación, División Sur.
IV. AGUAS PROFUNDAS
Introducción
El concepto de Aguas Profundas varía de acuerdo
con diversos autores; sin embargo, en términos ge-
nerales se consideran aguas profundas aquellas de
más de 400-500 metros (1,304-1,630 pies) de tirante
de agua. Se considera que las aguas ultraprofundas
comienzan a los 1,500 m (4 mil 891 pies), profundi-
dad para la que generalmente se diseña la mayor
parte del equipo de producción convencional.
En el libro II de esta Colección (Equipos de perfora-
ción) se describen los tipos de equipos para operar
costa fuera, incluyendo los utilizados en aguas pro-
fundas tales como:
• Barcos perforadores
• Semisumergibles
• Plataformas de patas tensionadas (TLP)
• Plataforma de mástil tipo boya (Spar Buoys)
El concepto de aguas profundas comienza a utili-
zarse a partir de 1947. En 1961 se instaló el primer
árbol a una profundidad de 17 m. Pero el verdadero
progreso ocurrió en los setenta, cuando inició la pro-
ducción del campo Cognac, en el Golfo de México,
a un tirante de 312 m.
La perforación en aguas profundas permite desarro-
llar campos marginales en los cuales se conoce la
producción anticipada y resulta caro instalar plata-
formas. En perforación en aguas profundas, los pri-
meros lugares los ocupan:
1.- Mar del Norte
2.- Brasil
3.- India
4.- Europa/África
No obstante que las unidades flotantes se han utili-
zado para perforar desde los años setenta, debido al
desarrollo de campos en aguas profundas se ha re-
querido incorporar nuevas tecnologías.
A continuación se mencionarán las más importantes.
Posicionamiento dinámico
Posicionamiento dinámico significa permanecer en un
punto del mar sin anclas y fue originalmente propuesto
para el proyecto Mohole de la Fundación de Ciencias
Naturales de los Estados Unidos. El posicionamiento
fue usado en pequeños barcos para extraer núcleos
del fondo del mar en tirantes de agua profundos.
En la actualidad, el posicionamiento es una técnica
para mantener automáticamente la posición de una
unidad sin anclas, dentro de una tolerancia especifi-
cada por el uso de vectores de empuje para contra-
rrestar las fuerzas del viento, olas y corrientes que
tienden a sacar a la unidad de la localización desea-
da, (ver figura 29).
En la actualidad, las mejoras en diseño y confiabilidad
permiten mantener una posición durante periodos
prolongados. El incremento en la potencia disponi-
ble y los avances en el equipo de control ayudan a
mantener la posición en niveles mayores de intensi-
dad de olas y vientos.
La posición se define en términos de porcentaje de
profundidad de agua. Este es el el error horizontal
de posición dividido por la profundidad de agua y
multiplicado por 100. La tolerancia en la posición,
expresada en por ciento de profundidad de agua,
es conveniente porque define la posición y está re-
lacionada con el nivel de esfuerzo en el conductor
marino o en la sarta de perforación.
El error máximo permisible, respecto a los niveles de
esfuerzo en los materiales tubulares desde la unidad
flotante al fondo del mar, es del cinco por ciento.
Marca
Williams
Williams
Williams
Techcorp-Alpine
Grant
RBOP
Shaffer
Tipo
Cabeza
Cabeza
Cabeza
Cabeza
Cabeza
Preventor
Preventor
Modelo
7100
7000
8000
3000-tm
RDH 2500
RBOP 1500
PCWD
Estática
5000
3000
1000
3000
3000
2000
5000
Rot/viajando
2500
1500
500
2000
2500
1500/1000
2000 / 3000
RPM
100
100
100
200
150
100
200 / 100
Rango de
Presión
Alta
Media
Baja
Media
Alta
Media
Alta
Número
Elementos
Doble
Doble
Sencillo
Doble
Doble
Sencilo
Sencillo
Presión Trabajo
Tabla comparativa de cabezas o preventores rotatorios
ESTRANGULADOR
ALMACENAM IENTO
DE ACEITE
LODO
SEPARACION
DE LIQUIDOS
CABEZA
ROTATORIA
Ph
Ph
Py
Py
ACEITE
SEPARADOR
SOLIDOS A LOS
VIBRADORES
GAS AL
QUEMADOR
LIQUIDOS
N
N2
2
LODO
TRATA-
MIENTO
OPCIONAL
*SPE-35320
Figura 25. Esquema de un arreglo típico de equipo superficial para perforación bajo balance.

TÉCNICAS ESPECIALES DE PERFORACIÓN.pdf

TÉCNICAS ESPECIALES DE PERFORACIÓN.pdf

Recomendados

Recomendados

Más contenido relacionado

La actualidad más candente

La actualidad más candente (20)

Similar a TÉCNICAS ESPECIALES DE PERFORACIÓN.pdf

Similar a TÉCNICAS ESPECIALES DE PERFORACIÓN.pdf (20)

Último

Último (20)

TÉCNICAS ESPECIALES DE PERFORACIÓN.pdf