HIDRAULICA

HIDRAULICA AVANZADA DE PERFORACION Christian Ferreira, SPE, Mario Serrano, SPE. Baroid Drilling Fluids, HALLIBURTON

RESUMEN Durante años fue aceptado en los pozos, las diferencias entre las lecturas de presión obtenidas con los manómetros del equipo de perforación y los valores calculados con los programas de hidráulica. Algunas modificaciones fueron introducidas por los operadores y las compañías de servicios, buscando disminuir estas diferencias en los valores de presión. La perforación horizontal, los pozos de largo alcance “ERD y “la introducción de herramientas como el PWD “Pressure While Drilling”, mostraron como los programas tradicionales de hidráulica, calculaban valores diferentes de densidad equivalente de circulación, “ECD” a los que realmente sucedían en el pozo. El modelo reológico de Herschel & Bulkley, permitió conocer el verdadero perfil de reología, el comportamiento de un sistema de lodos a bajas tasas de corte y el efecto de los polímeros en las propiedades de flujo. Al mismo tiempo, nuevos viscosímetros han generado un cambio en la forma de medir y evaluar la reología a las mismas condiciones de presión y temperatura del fondo del pozo. DFG+ y su modulo de Hidráulica DrillAheadSM, permiten simular exactamente las condiciones de fondo del pozo, usar diferentes valores de reología para cada sección del hueco, involucra parámetros tales como: La rotación de la tubería, la forma y tamaño de los recortes y la posición de la tubería con respecto a las paredes del pozo (excentricidad). El resultado es un estimado especifico de la cantidad de recortes que hay presentes en anular; para calcular de una forma más exacta las cargas de presión en el pozo. La exactitud de los cálculos de la Hidráulica DrillAheadSM ha sido corroborada por las lecturas del PWD, creando un nuevo entendimiento de los conceptos de limpieza de pozo, el cual trae asociado un significativo ahorro de tiempo y costos de las operaciones de perforación. INTRODUCCIÓN En este documento pretendemos discutir los diferentes factores que deben ser hoy tenidos en cuenta para un calculo de hidráulica, que se confiable y que permita mejorar los rendimientos de la perforación, construyendo pozos mejores y mas seguros.

FACTORES A CONSIDERAR EN LA SIMULACION AVANZADA DE HIDRAULICA La complejidad de los pozos ha incrementado con el tiempo y por ende los factores a considerar al momento de modelar un cálculo de hidráulico. Estos factores a considerar son: •

Geometría de Hidráulica

•

Perfil Térmico

•

Trayectoria del pozo

•

Fluido Base / Propiedades

•

Limitaciones de Equipo

•

Factores de Formación

•

Excentricidad

•

Carga de Recortes en el anular

•

Efectos de Baches de Barrido

•

Viajes

Geometría de Hidráulica: Tuberías, Revestimientos, longitudes de secciones, etc. Fueron siempre involucradas en la determinación de las perdidas de presión en un pozo, sin embargo el uso de tuberías mas grandes de perforación (6 5/8” y 5 7/8”) han cambiado estos conceptos por el notable aumento en el área interna de circulación y por la disminución en el diámetro hidráulico, Figura 1., siendo este ultimo altamente influenciado por la presencia de las uniones de cada tubo de perforación, los cuales hasta la fecha eran voluntariamente ignorados.

Figura 1. Variación de los espacios anulares. El volumen del pozo y los tiempos de circulación son también grandes protagonistas de los análisis de hidráulica, Pequeñas variaciones en los diámetros de los pozos, representan grandísimas

variaciones en los volúmenes de fluido en el pozo, Figura 1a. Pozos inestables o alargados. Que no son tenidos en cuenta para los cálculos, afectan notablemente las perdidas de presión en el anular.

Figura 1a. Variaciones de volumen de pozo con el incremento en diámetro Perfil Térmico: El avance en aguas profundas, perforación en zonas de permafrost (Formaciones congeladas), zonas de alta presión y temperatura, ambientes hostiles donde la temperatura ambiente es extrema y la gran diferencia entre las condiciones de estático y dinámico, Figuras 2. y 3., a la cual esta sometido un fluido de perforación han cambiando la forma de cómo ver y analizar un fluido desde el punto de vista térmico y su tremendo efecto sobre las propiedades del fluido y la incidencia en los cálculos de hidráulica.

Figura 2. Perfil de Temperatura de un pozo Vertical - Estático.

Figura 3. Perfil de Temperatura de un pozo Vertical - Dinámico. De la Figura 3. Podemos observar que el efecto mas alto de temperatura sobre el sistema de lodos, ocurre aproximadamente 2000 pies (600M) arriba del fondo del pozo y no en el fondo como tradicionalmente es asumido. Estas diferencias se deben principalmente a los diferentes factores que están involucrados durante el proceso de circulación. El perfil de temperatura estático es el mismo de la formación cuando el sistema esta en equilibrio; 80% del cambio de temperatura ocurre en

aprox. 30 minutos. El perfil de temperatura en circulación es función de: Perfil geotérmico, caudal de bombeo, geometría del hueco, trayectoria y tiempo de bombeo. En pozos horizontales de largo alcance, donde la relación del desplazamiento horizontal con respecto a la vertical es superiores a 4, se presenta un nuevo perfil de temperatura, Figura 4., que afecta de una forma diferente la reología del sistema de fluidos en uso4.

Figura 4. Perfil de Temperatura de un pozo Horizontal - Dinámico En general los diferentes perfiles térmicos o variaciones de gradiente a tener en cuenta al calcular la hidráulica son: Normal, Geotérmico, Permafrost, aguas profundas y anormales. Estos gradientes están representados en la Figura 5.

Figura 5. Gradientes térmicos La temperatura de superficie no es menos importante que los gradientes de temperatura. El volumen y el tiempo de retención en superficie del fluido circulante asociado con la temperatura ambiente, son determinantes en la recuperación de las propiedades del sistema, afectando la perdida de

presión en el pozo por variaciones en la reología. Estudios de mecánica de rocas han demostrado que la falta de enfriamiento del sistema de lodos en superficie puede causar inestabilidad de pozo o más aun inducir influjos o pérdidas de circulación. Trayectoria del Pozo: Los diferentes tipos de pozos: Verticales, desviados, horizontales o en forma de “S”. La complejidad de los pozos determina los puntos requeridos para describir la trayectoria del pozo, Figura 6., cada punto se describe por TVD y MD y de el dependerán las fuerzas que actúen sobre los recortes al momento de caer dentro del fluido y el pozo. Así mismo, la trayectoria definirá los puntos de excentricidad, que se discutirá mas adelante.

Figura 6, Trayectorias de pozos Fluido Base / Propiedades: Los cambios en regulaciones ambientales y el compromiso interno de compañías operadoras y de servicios han llevado a diseñar fluidos con productos especiales y aceites bases de diferentes propiedades físicas, de bajas densidades y altas viscosidades cinemáticas, que terminan afectando el comportamiento del lodo en el pozo por efectos de temperatura y presión. Por esto es necesario tener en cuenta los efectos de Presión, Volumen y Temperatura “PVT” en la densidad, Figura 7, 8 y 9., los cuales han causados masivas perdidas de circulación en aquellos pozos donde si hicieron las primeras pruebas de fluidos sintéticos. El volumen del lodo tendera a cambiar hacia arriba o hacia abajo a medida que el sistema de fluidos se ecualiza con las temperaturas del pozo o de superficie. Estos cambios serán de valores considerables, cuando se usen aceites bases sintéticos. Cada medición de volumen debe hacerse referenciada a un valor de temperatura.

Figura 7, Efecto de la Temperatura sobre la densidad

Figura 8, Efecto de Presión sobre la densidad

Figura 9, Efecto de Presión y Temperatura sobre la densidad El efecto en la reología, Figura 10., que gracias a equipos de medición avanzados, Figuras 10 a y b., hoy podemos conocerla a cualquier condición de presión y temperatura.

Figura 10. Efectos sobre la reología

Figura 10 a y b, FANN 70 Reología HPHT y Enfriador de lodo Y especialmente el modelo hidráulico o reológico elegido para hacer los cálculos y los análisis de hidráulica. Por mas de 40 o 50 años el modelo reológico de Bingham a sido aceptado como el modelo de análisis de la reología de los sistemas de lodos e interpreta que sucede con el mismo cuando las fuerzas de corte que lo mueven desaparecen. Bingham asume el comportamiento lineal del fluido basado en dos de sus lecturas de reología, asimilándolo con el agua; generando un parámetro, el PUNTO CEDENTE, que hoy, aun, continua definiendo en la industria de la perforación las condiciones de limpieza de los pozos, y que con la aplicación de los nuevos modelos y la utilización de nuevos productos y sistemas de lodos se ha demostrado que en la mayoría de los casos esta errado. Por otro lado, el modelo de Herschel & Bulkley1, el cual, ayudado por el poder de calculo de las computadoras y basado en un mínimo de tres valores reológicos, determina la verdadera ecuación de la curva que rige el comportamiento del fluido a diferentes tazas de corte, y define la valor Tau Zero “To” como el punto exacto donde el esfuerzo de corte se hace cero, o el verdadero punto cedente, Figura 11.. Desafortunadamente, en el mundo computarizado donde hoy vivimos, y a la dificultad de poner de acuerdo a los seres humanos, hoy no ha sido posible tener al modelo de Herschel & Bulkley como un Standard para la industria de la perforación. Estudios

demuestran como la exactitud del modelo Herschel & Bulkley al usarse en los cálculos de hidráulica, puede ser corroborada al compararse con lecturas obtenidas de herramientas como el Pressure While Drilling “PWD”. Figura 12.

Figura 11. Comparación entre el Modela de Bingham y Herschel & Bulkley

Figura 12. Comparación de presiones calculadas con diferentes modelos contra lecturas de PWD Limitaciones de Equipo: La hidráulica del pozo y su principal componente, el caudal de bombeo, son función directa del equipo de superficie. Lamentablemente, normalmente se sacrifica capacidad de limpieza del pozo y se recargan las funciones del sistema de lodos, por limitaciones en las bombas del equipo, la

capacidad de los tanques de lodo, la capacidad de las zarandas, el stock de mallas o el tiempo de vida del stand pipe. Aspectos de Seguridad Operacional, son mas importantes que la vida del pozo, en resumen: la limpieza del pozo, el manejo de las presiones, la facilidad para maniobrar dentro del pozo, y todo aquello que decide la vida y la calidad del pozo que producirá el petróleo o gas, depende de los limites específicos del equipo de superficie. “Se diseña la hidráulica del pozo para compensar las deficiencias de los equipos y no para asegurar el éxito del pozo”. Algunos ejemplos de limitaciones y opciones a tomar antes de modificar el fluido de perforación se encuentran en la Tabla 1.

Factores de Formación: Los factores de formación que afectan el cálculo de la hidráulica, la estabilidad y la capacidad de limpieza, están ligados directamente a Presiones. Presión de poro, presión de fractura, presión de propagación, capacidad de contener presión del pozo. Para todo esto realizamos pruebas de integridad de presión, de infección, conocemos datos de registros eléctricos para definir gradiente de fractura, etc. Si toda esta información no esta involucrada en el calculo de hidráulico, entonces estamos ignorando la vida misma del pozo. Las velocidades de penetración, la limpieza del pozo y los viajes dependerán de que conozcamos realmente que sucede en el pozo con respecto a las presiones y como todo esto se ve reflejado en el único valor de presión que conocemos en superficie (sin recurrir al PWD) que es la presión de la bomba; la cual leen los manómetros, pero solo puede ser verificada con los cálculos de hidráulica. Cualquier cálculo de hidráulica que parta de la presión

de la bomba como un dato de alimentación del mismo, no pude ser considerado muy confiable. La verdadera hidráulica moderna, involucrando todos los parámetros acá enunciados y por enunciar debe calcular la presión de la bomba como resultado final, para ser comparada con la registrada en superficie, Figura 13. Esta característica del sistema de cálculo de la Hidráulica avanzada de perforación, lo hace único e inigualable.

Figura 13. Comparación de la presión de la bomba contra la modelada. Excentricidad: La flexibilidad de la tubería de perforación dentro del pozo ha sido aceptada por siempre en la industria, pero nunca tenida en cuenta para cálculos de presiones e hidráulica. Con la creación del concepto de excentricidad, aparecieron conceptos nuevos como: Flujo Concéntrico, Flujo Excéntrico, Simulación del patrón de flujo y por ende se pensó en su efectos en la Densidad Equivalente de Circulación “ECD”. Figura 14.

Figura 14. Excentricidad en diferentes puntos de un pozo, Asociado a excentricidad aparece el tema de la cama de recortes, otro asunto que aparece a medida que se desarrolla la perforación horizontal y que día a día cobra vigencia y se evalúa y estudia. No puede existir un análisis de hidráulica sin tener en cuenta la altura de la cama de los recortes, sin tener en cuenta las restricciones que se generan en el pozo por la acumulación de recortes y por la existencias de zonas donde, independientemente de reología o caudal de bombeo, jamás será posible llevar fluido a esos lugares. Figura 15.

Figura 15. Cama de recortes y excentricidad

Carga de Recortes en el anular: La carga de recortes en el anular hace referencia a que porcentaje de los recortes perforados, puedo dejar en el anular, sin que representen un peligro y pongan en riesgo la vida del pozo por una deficiente limpieza del hueco. Este valor esta basado en velocidades de penetración, capacidad de arrastre del lodo, velocidades de ascenso y descenso de las partículas, tamaño, forma y densidad de los recortes y de la excentricidad y de la geometría del pozo. La experiencia ha mostrado que un promedio máximo de 3% de recortes, (para todo el pozo) debe permanecer en el anular. Por cada intervalo (sección de diámetro) un máximo de 10% puede ser manejado sin comprometer la limpieza del pozo. Figura 16. Muestra las diferentes formas como se depositan los recortes, de acuerdo con el diseño del pozo.

Figura 16. Acumulación de recortes de acuerdo a diseños de pozo Esta acumulación de recortes, como dijimos antes, se refleja directamente en las presiones dentro del pozo y cada una de las operaciones realizadas, como perforar, deslizar, circular o rotar, traen un efecto de los recortes sobre la presión de fondo. Una vez mas el PWD permitió reconocer este fenómeno, evaluarlo e involucrarlo en los cálculos avanzados de hidráulica. Este parámetro a sido el secreto del éxito de las dos operaciones mas grandes de ERD realizadas en el mundo. La Figura 17., muestra el efecto de los recortes sobre la presión en diferentes etapas de la perforación de un pozo.

Figura 17. Presión de fondo leída con PWD y su relación con los recortes en el pozo. Efectos de Baches de Barrido: Los baches o píldoras de barrido, son formas de asegurar que se llega con fluido a las zonas ciegas y que la cama de recortes, junto con la acción mecánica de la tubería, (Rotación), será desplazada del lugar donde se origina, hacia uno mas arriba en el pozo, hasta alcanzar corrientes de flujo donde que definitivamente la lleven a superficie. También reducen la velocidad de caída de las partículas en el espacio anular. Infinidad de píldoras o mezclas de ellas han sido usadas con el paso del tiempo, a medida que se conocía mas del verdadero efecto de estas, se fueron reemplazando. Actualmente se manejan dos tipos, que se basan en modificación de propiedades del lodo para hacer su trabajo, estas son Alta Viscosidad y Alta Densidad, ambas son dependientes del volumen usado, caudal de bomba y rotación de la tubería. Ambas con tremendo efecto y consecuencias en el ECD. Un tercer tipo de píldoras existen hoy en día, basadas en la adición de fibras sintéticas a cualquier sistema fluidos, la cual crea una malla que, como una rede de pescador, trae a superficie todo lo que encuentra, sin afectar las propiedades del fluido y de fácil eliminación a través de las zaranda.

Viajes y maniobras: Durante los cambios de broca o barrena, o en los viajes de control de la estabilidad del pozo, las presiones de surgencia y succión, pueden causar perdidas de circulación o bien influjos de pozo. Si la hidráulica define las velocidades de entrar o salir del pozo y las asocia con todos los demás parámetros involucrados en le creación de esta presión, será muy fácil medir y evaluar la presión Para Romper Geles, que finalmente son los causantes de estos cambios en el pozo. El poder predecir estas presiones, permite establecer el control del pozo. Figura 18.

Figura 18. Presiones de surgencia y succión vs. Geles, comparado con presión de pozo medida con PWD

HIDRAULACA AVANZADA DFG & DRILLAHEADSM La hidráulica avanzada de perforación involucra en sus cálculos todos y cada uno de los parámetros antes explicados, para poder crear una verdadera simulación de lo que sucede en el pozo y más importante aun, permite, durante la etapa de diseño de un pozo simular todas las condiciones a las cuales nos enfrentaremos durante la perforación, permitiendo establecer programas preventivos o recomendando cambios de diseño en el pozo, que traerán asociados seguridad en los pozos y reducción en los costos de operación por evitar los sobre costos de las sorpresas. La hidráulica avanzada involucra no solo nuevos conceptos, si no presenta nuevos modelos de reportes, en donde están consignados todos estos parámetros, es importante que la industria de la perforación y los fluidos, se comience a familiarizar con este modelo de reportes, que traen una serie de información que nunca estuvo disponible en los pozos. Perfile de temperatura El modulo de temperaturas, recibe alimentación de los diferentes datos de temperatura, incluida la profundidad del agua, establece el perfil y lo usa para la determinación de densidades y reologías de fondo de pozo. Figura 19.

Figura 19. Perfiles de Temperatura. Densidad Equivalente del Lodo “EMW”

Es el perfil de densidad en función de la profundidad que presenta el sistema de lodos en el pozo. El EMW es la verdadera densidad que esta siendo ejercida sobre las paredes del pozo y esta calculada en base a los cambios que sufre el fluido por efectos de presión y temperatura. Figura 20.

Figura 20. Densidad Equivalente del lodo vs. Profundidad Reología a presión y temperatura Cada intervalo en el pozo o cada situación donde las condiciones cambien, debe ser evaluado con su propia reología. El modulo de predicción de reología esta basado en la información obtenida del viscosímetro de alta presión alta temperatura, FANN 70/75, permite predecir con asombrosa exactitud los valores reológicos de cualquier fluido a cualquier condición de presión y temperatura. Figura 21.

Figura 21. Modulo de predicción de reología

Excentricidad El programa de hidráulica avanzada, evalúa la altura de la cama de los recortes basado en la excentricidad promedio del pozo4. Y determina las fuerzas necesarias para removerla. Figura 22.

Figura 22. Excentricidad y cama de recortes Carga de recortes Es el corazón de la Hidráulica avanzada de perforación. Define velocidades de penetración, eficiencia de barrido de píldoras o baches, densidades equivalentes de circulación. Varios reportes muestran los valores de carga de recortes en el anular. El reporte tradicional de hidráulica, Figura 23.

Figura 23. Reporte tradicional de hidráulica.

Y el nuevo reporte grafico que además de recortes involucra graficas de ECD. Geometría del pozo, desviación, factores de levantamiento, todo en forma grafica de fácil lectura. Figura 24.

Figura 24. Reporte grafico de hidráulica Baches o Píldoras de Barrido El programa permite calcular los tiempos de circulación y grafica la eficiencia de cada píldora2,3 de barrido, basado en el remanente de recortes en el anular. Figura 25.

Figura 25. Píldoras de Barrido

Viajes y maniobras Cálculos de presiones de surgencia y succión son presentados gráficamente para definir velocidades de entrada y salida d el pozo. Figura 26.

Figura 26. Presiones de surgencia y succión.

Asociado con las presiones de surgencia y succión, se encuentra la presión de ruptura de Geles. Figura 27.

Figura 27. Presión de ruptura de Geles.

Simulador de perforación Finalmente todo esta información esta integrada en un simulador de perforación, que permite definir velocidades de penetración optimas. Siempre basados en las condiciones de presión de fractura, potencia de la bomba, limites de presión de stand pipe y por supuesto acumulación de recortes. En resumen: “Define condiciones de trabajo, para los equipos de superficie disponibles y las condiciones de fondo de pozo”. Figura 28.

Figura 28. Simulador d e perforación

CONCLUSIONES ™ La complejidad de los pozos y las condiciones extremas a donde ha ido la industria d ela perforación, requieren de modelos avanzados de análisis que involucren todas y cada una de las diferentes situaciones experimentadas en el pozo. ™ Con la existencia de modelos avanzados de análisis de hidráulica, como el aquí presentado, no se debe dejar ningún parámetro al azar o asumir respuestas, que afectan los resultados obtenidos en los análisis de hidráulica.

™ El uso de equipos de laboratorio de última generación para determinar propiedades de los sistemas de lodos, en una amplia gama d temperaturas y presiones, debe ser implementado en proyectos especiales donde estas condiciones estén presentes. ™ El modelo reológico de Bingham, luego de años de servicio, hoy esta en su limite de eficiencia y debería ser reempleado por el modelo de Herschel & Bulkley, cuando este disponible públicamente. ™ La selección de los equipos perforadores por parte de las compañías operadoras, debe ser mas selectiva y hacerlo pensando en el objetivo final de tener un pozo sin problemas, seguro, que ahorre tiempo y dinero. REFERENCIAS 1.

Yield Power Law model more accurately predicts mud rheology. Oil & Gas journal 1993. Terry Hemphill, Baroid Drilling Fluids. Wellington Campos, University of Tulsa. Ali Pilehvari, Texas A&M University, Kingsville, TX.

2. Drilling fluids Sweeps, their evaluation, timing and application. Terry Hemphill, SPE Halliburton. Juan Carlos Rojas, SPE, BP Exploration. SPE 77448 3. Drilling Practice and Sweep selection for efficient hole cleaning in deviated wellbores. D.J. Power, SPE and C. Hight, Baroid, a Halliburton company. And D. Weisinger, SPE and C. Rimer, SPE. Vaster Resources Inc. SPE 62794. 4. Hole Cleaning Modeling: What’s “n” Got To Do With. Patrick Kenny, Egil Sunde, Statoil AS and Terry Hemphill, Baroid Drilling Fluids Especiales agradecimientos a Halliburton por al autorización para la publicación de este documento. A Terry Hemphill por su continua dedicación al estudio de la reología y la limpieza de los pozos.