Perforacion Bajo Balance

ÍNDICE

1. RESUMEN EJECUTIVO.

2. INTRODUCCIÓN.

3. OBJETIVO GENERAL.

4. ALCANCE EMPRENDEDOR.

5. DESARROLLO DE ETAPAS “LICYT”.

5.1. INTRODUCCION A LA PERFORACION BAJO BALANCE.

5.1.1. PROBLEMAS TÉCNICOS CONVENCIONALES.

5.1.2. TÉCNICA DE LA PERFORACION BAJO BALANCE.

5.2. SELECCIÓN DE POZO PARA UNA PERFORACIÓN BAJO BALANCE.

5.2.1. REQUISITOS DE PRESIÓN DE FONDO DE POZO

5.3. SISTEMA DE FLUIDO DE PERFORACIÓN

5.3.1. SISTEMA DE FLUIDOS COMPRESIBLES

5.3.1.1. PERFORACION CON AIRE O GAS SECO.

5.3.1.2. PERFORACION CON NIEBLA

5.3.1.3. PERFORACION CON ESPUMA ESTABLE

5.3.1.4. SISTEMAS AIREADOS O GASIFICADOS

5.4. SISTEMAS DE INYECCION DE GAS

5.4.1. INYECCION POR MEDIO DE SARTA DE PERFORACION

5.4.2. INYECCION ANULAR

5.4.3. INYECCION DE GAS POR TUBERIA PARÁSITA

5.5. YACIMIENTOS BENEFICIADOS Y NO BENEFICIADOS

5.6. EQUIPO DE SUPERFICIE PARA OPERACIONES

5.6.1. SISTEMAS DE PERFORACIÓN

5.6.1.1. TUBERIAS ENRROLLADAS TUBERIAS DE UNIÓN ROSCADAS.

5.6.1.2. RECHAZO DE SOLICITUD.

5.6.1.3. SUSPENCIÓN DE PERMISO DE EXPORTACIÓN.

5.6.1.4. TIPOS DE HIDROCARBUROS LÍQUIDOS.

5.6.2. EQUIPO GENERADOR DE GAS

5.6.2.1. GAS NATURAL.

5.6.2.2. GENERADOR DE NITRÓGENO

5.6.3. EQUIPO DE CONTROL DE POZO

5.6.3.1. SISTEMA DE TUBERIA ENSAMBLADA

5.6.3.2. SISTEMA DE TUBERIA ENRROLLADA

5.7. APLICACIONES DE LA PERFORACION DE BAJO BALANCE

5.7.1. ELIMINA LA PÉRDIDA DE CIRCULACIÓN.

5.7.2. INCREMENTA EL RITMO DE PENETRACIÓN

5.7.3. EVITA PEGADURAS DIFERENCIALES

5.7.4. PROTEGE LA FORMACIÓN.

5.8. VENTAJAS Y DESVENTAJAS DE LA PERFORACION DE BAJO BALANCE.

6. HERRAMIENTAS “TEG’s” y “TID’s”.

7. SISTEMAS “TIC’s”.

8. CONCLUSIÓN.

9. RECOMENDACIONES.

10. BIBLIOGRAFÍA.

1. RESUMEN GENERAL.

El creciente número de yacimientos depresionados alrededor del mundo y el incremento en la necesidad de extraer hidrocarburos de forma más eficiente han forzado a la industria petrolera a continuar mejorando la tecnología empleada de perforación.

2. INTRODUCCIÓN.

Las técnicas de perforación, cuando son diseñadas y ejecutadas correctamente, permiten perforar un pozo de forma económica, segura y exitosa en casi cualquier ambiente dado. Una de estas técnicas es la Perforación de Bajo Balance (PBB). Este proceso consiste en mantener una presión dentro del pozo por debajo de la presión de formación que está siendo perforada.

3. OBJETIVO GENERAL.

Demostrar el proceso de Perforación de Bajo Balance (PBB) desde sus inicios como técnica válida para perforaciones de hidrocarburos hasta el presente.

Además de demostrar su eficiencia mediante esquemas, gráficos, comparaciones con otros sistemas, una tabla de ventajas y desventajas de la misma.

4. ALCANCE EMPRENDEDOR.

El presente proyecto será de aplicación en los casos donde se requiera dar respuesta a preguntas sobre la perforación de bajo balance, ya sea desde su integración a los sistemas de perforación más reconocidos en el mundo como también el proceso que sigue para poder perforar de la forma más eficiente posible.

5. DESARROLLO DE ETAPAS DEL “LICYT”.

5.1. INTRODUCCIÓN A LA PERFORACIÓN DE BAJO BALANCE (PBB).

5.1.1. PROBLEMAS DE LAS TÉCNICAS CONVENCIONALES.

Debido a que la perforación en yacimientos depresionados CON TÉCNICAS CONVENCIONALES presenta un gran reto debido a que enfrenta diversos problemas en forma simultánea, tales como;

Pérdidas totales de circulación.

Brotes.

Pegaduras por presión diferencias.

Atrapamiento de sartas de perforación.

Descontrol subterráneo.

Esto genera que los pozos solo se puedan perforar por pocos metros dentro del horizonte productor, sin embargo con el (PBB) es posible resolver tales situaciones.

5.1.2. TÉNICA DE PERFORACION BAJO BALANCE (PBB).

La perforación de bajo balance es cuando la presión efectiva de circulación en el fondo del pozo, la cual es igual a la presión hidrostática de la columna de fluido más las pérdidas de fricción en el anular, es menor que la presión de poro de formación.

La perforación bajo balance es definida como “la operación de perforación donde la presión hidrostática del fluido es intencionalmente diseñada para ser menor que la presión del yacimiento que está siendo perforado”.

La perforación hidrostática del fluido puede ser de por sí sola menor que la presión de la formación, o puede ser obligada mediante la inyección de Gas Natural, Aire o Nitrógeno dentro la fase líquida del fluido de perforación.

Una menor cabeza hidrostática evita la aparición del filtrado de lodo sobre las paredes del pozo, así como también la invasión de lodo y solidos

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