CAPÍTULO 1 - Origen, Migración y Entrampamiento del Petróleo y Prospección Petrolera

Introducción

Origen, Migración y Entrampamiento del Petróleo yProspección Petrolera

Introducción 1.1 N° de Revisión: A-1 / Fecha de Revisión: 14-02-01

CAPÍTULO

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...la palabra“petróleo” sederiva delLatín“petra”, roca,y “oleum”,aceite...

EL ORIGEN DEL PETRÓLEODurante ciertas épocas geológicas

caracterizadas por condiciones climáticasfavorables, el petróleo se componíainicialmente de materias orgánicasprovenientes de plantas y animales quecrecían y se reproducían en abundancia. Amedida que estos organismos pasaban porsus ciclos de crecimiento y extinción, lamateria orgánica enterrada se descomponíalentamente, convirtiéndose en loscombustibles fósiles que tenemos hoy endía: petróleo, gas, carbón y bitumen. Elpetróleo, gas y bitumen estabandiseminados en los sedimentos(generalmente lutitas ricas en arcilla). A lolargo de millones de años, estas lutitascargadas de materias orgánicas expulsaron elpetróleo y el gas que contenían, bajo laacción de las tremendas presiones queejercían las sobrecapas. El petróleo y el gasmigraron dentro de los estratos permeablessobreyacentes o subyacentes, y luegomigraron nuevamente dentro de trampasque ahora llamamos yacimientos. Resultainteresante notar que la palabra “petróleo”se deriva del Latín petra, roca, y oleum,aceite, indicando que tiene su origen en lasrocas que constituyen la corteza terrestre.

Estos antiguos hidrocarburos de petróleoson mezclas complejas y existen en unavariedad de formas físicas - mezclas de gas,aceites que varían de ligeros a viscosos,semisólidos y sólidos. Los gases puedenhallarse por separado o mezclados con losaceites. El color de los líquidos (aceites)puede variar de claro a negro. Loshidrocarburos semisólidos son pegajosos ynegros (breas). Las formas sólidas explotadasconsisten generalmente en carbón, arenaimpregnada de brea o asfalto natural, talcomo la gilsonita.

Como lo sugiere el nombre“hidrocarburo”, el petróleo se compone deátomos de carbono enlazados con átomosde hidrógeno; el carbono tiene cuatroenlaces y el hidrógeno tiene uno. Elhidrocarburo más simple es el metano(CH4). Los hidrocarburos más complejostienen estructuras intrincadas, compuestasde múltiples anillos (cadenas cerradas) decarbono-hidrógeno, con cadenas laterales decarbono-hidrógeno. La estructura de loshidrocarburos más pesados suele contener

trazas de azufre, nitrógeno y otroselementos.

LA MIGRACIÓN Y EL ENTRAMPAMIENTO DELPETRÓLEO

Rocas Sedimentarias. Es raro que seencuentre petróleo en cantidadescomerciales dentro de la roca madredonde fue formado. Más bien seencontrará cerca de la roca madre, en laroca de la formación productiva.Normalmente se trata de “rocassedimentarias” - cuerpos rocososestratificados, formados en antiguosmares poco profundos por el limo y laarena de los ríos. La arenisca es el tipomás común de rocas sedimentarias. Entrelos granos de arena que forman uncuerpo rocoso de arenisca, existe unespacio que originariamente estaba llenode agua salada. Cuando los poros estáninterconectados, la roca es permeable y losfluidos pueden fluir a través del cuerporocoso bajo el efecto de la gravedad o dela presión. El agua salada que llenaba elespacio poral es parcialmente desplazadapor el petróleo y el gas que fueronexpulsados fuera de la roca madre hacia laarenisca. Una pequeña cantidad de aguapermanece dentro del espacio poral,cubriendo los granos de arena. Ésta sellama agua irreductible del yacimiento. Elpetróleo y el gas pueden migrar a travésde los poros, siempre que la gravedad opresión existente sea suficiente paradesplazarlos, o hasta que se bloquee latrayectoria de flujo. A dicho bloqueo se leasigna el nombre de trampa.

Las rocas carbonáticas, las calizas(carbonato de calcio) y las dolomitas(carbonato de calcio-magnesio) son rocassedimentarias y constituyen algunos delos yacimientos petrolíferos máscomunes. Los yacimientos de carbonatose formaron a partir de antiguos arrecifescoralinos y montículos algáceos que sedesarrollaron en antiguos mares pocoprofundos. Las rocas madres ricas enmaterias orgánicas también estabanubicadas en las proximidades parasuministrar petróleo y gas a estas rocasproductivas. La mayoría de los estratos decaliza no tienen una matriz que lesproporcione una permeabilidad suficientepara permitir la migración del petróleo y

IntroducciónCAPÍTULO

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del gas a través de estos estratos. Sinembargo, muchos yacimientos de calizacontienen sistemas de fracturas y/o fisurasinterconectadas (cavidades formadascuando el agua ácida disolvió parte delcarbonato). Estas fracturas y fisuras,creadas después de la deposición,proporcionan la porosidad y lapermeabilidad que son imprescindiblespara permitir la migración y elentrampamiento del petróleo. Otra rocacarbonática, la dolomita, presenta lapermeabilidad de la matriz que permite lamigración y el entrampamiento delfluido. Las dolomitas también puedentener una porosidad de fractura ysecundaria, lo cual hace que lasestructuras de dolomita constituyan muybuenos candidatos para depósitos depetróleo.

Domos salinos. Una porción importantede la producción de petróleo y gas serelaciona con los domos de sal que estánprincipalmente clasificados comointrusiones salinas de tipo penetrante y quesuelen ser fungiformes. Los domospenetrantes fueron formados por elmovimiento plástico de la sal que ascendíaa través de sedimentos más densos, bajo laacción de las fuerzas de flotación causadas

por la diferencia de densidad. Los estratoscolindantes (arena, lutita y carbonato)fueron deformados por esta intrusiónascendente de sal, formando trampasestratigráficas y estructurales (ver la Figura2c). Estas trampas se formaron alrededor delos flancos y por debajo de la protuberanciade los domos salinos en las capas dearenisca falladas y plegadas por elmovimiento de la sal. Siendo impermeableal petróleo y al gas, la sal forma unaexcelente barrera para la acumulación dehidrocarburos.

Estratos de sal. En los últimos años, sehan descubierto importantes yacimientosde petróleo y gas por debajo de estratoshorizontales de sal. Hasta hace poco, lo queexistía por debajo de estos estratosextruidos de sal, llamados capas intrusivas,mantos y lentes de sal, constituía unmisterio. Estos estratos no podían serexplorados de manera económica mediantela perforación, y la interpretación sísmica através de la sal plástica no era confiable.Hoy en día, las formaciones “subsalinas”pueden ser evaluadas mediante el análisismoderno de datos sísmicostridimensionales para identificar losyacimientos potenciales. Una vezlocalizadas las formaciones probables, seperforan pozos a través del estrato de salpara determinar si existe algún depósito depetróleo y gas.

Trampas. El petróleo, el gas y el aguamigran lentamente a través de las rocaspermeables, empujados por las fuerzasnaturales producidas por los gradientes degravedad (flotabilidad) y de presión.Cuando se encuentran con una barreraimpermeable, estas sustancias no pueden irmás lejos, resultando en la acumulación delpetróleo y del gas. En general, a esta barrerase le asigna el nombre de trampa. Lasdiferentes densidades hacen subir la fasegaseosa, mientras que el agua se deposita enel punto más bajo y el petróleo permaneceen el medio. Las trampas se categorizancomo trampas estructurales o estratigráficas.

Las trampas estructurales resultan de unadeformación local tal como el plegamientoy/o fallamiento de los estratos rocosos. Losejemplos de barreras estructurales incluyenlas trampas anticlinales, las trampas porfalla y las trampas relacionadas con domossalinos (ver las Figuras 1a, 1b y 2c).

Las trampas estratigráficas son formadaspor procesos geológicos distintos de ladeformación estructural, y estánrelacionadas con las variaciones en las

Trampas Estructurales

Figura 1a: Trampa anticlinal..

Figura 1b: Trampa por falla.

...el petróleoy el gas seacumulan entrampas...

Formaciónque contieneagua salada


Formaciónque contienepetróleo

Arena Arena o Caliza Petróleo Gas Agua saladalutita


Formaciónque contienegas

Formaciónque contienegas


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propiedades de las rocas (litología). Unejemplo sería los restos de un antiguoarrecife coralino de caliza o dolomitaenterrado por debajo de sedimentosimpermeables. Un antiguo lecho lleno dearena que ha sido llenado de limo conarcilla constituye otro tipo de trampaestratigráfica. Los estratos sedimentariospueden variar lateralmente en litología odesaparecer gradualmente y reaparecer enotro lugar como otro tipo de roca. Estoscambios pueden producir una reducciónlateral de la porosidad y permeabilidad,creando una trampa (ver la Figura 2a). Otrotipo de trampa estratigráfica es ladiscordancia. Las discordancias ocurrencuando una sucesión de estratos rocosos,incluyendo el futuro yacimiento depetróleo, han sido levantados, inclinados,desgastados y son subsiguientementerecubiertos por sedimentos que forman unabarrera impermeable. Una discordanciarepresenta una interrupción en la escalageológica de tiempo (ver la Figura 2b).

PROSPECCIÓN PETROLERA

Localización del petróleo: Una cosa essaber que existen trampas de petróleo yotra muy distinta localizar con exactitudlas trampas que están ubicadas muy pordebajo de la superficie terrestre. Luego,determinar la probabilidad de que hayapetróleo y gas en la región deentrampamiento constituye otroproblema más. Se han usado muchosmétodos para localizar las trampas depetróleo, pero los más importantes son loslevantamientos aéreos, la exploracióngeológica, la exploración geofísica(sísmica) y la perforación exploratoria.

Levantamientos aéreos y por satélite.Los levantamientos realizados desde

...determinar laprobabilidad de que hayapetróleo y gas en la región deentrampamiento...

Figura 2c: Desarrollo de estructura salina típica(de Geology of Petroleum, A. I. Levorson).

Trampas Estratigráficas

Figura 2a: Trampa estratigráfica. Arrecife orgánicoempotrado en lutita y arena acuñada

Figura 2b. Trampa por discordancia

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Formación quecontiene agua salada

Formación quecontiene petróleo










Superficie

Sal

Superficie

Sal

Superficie

Sal

Arena Arena o Caliza Petróleo Gas Agua salada lutita



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grandes altitudes proporcionan unaperspectiva general del área geográficaestudiada. Las principales estructurassuperficiales como los anticlinales y lasregiones falladas pueden ser observadasclaramente con estos métodos. Estainformación ayuda a localizar las áreasque merecen una investigación másdetallada. Durante los primeros años de laprospección petrolera, la visualizacióndesde una aeronave y el levantamiento demapas de los patrones de drenaje de ríos yarroyos constituían métodos eficaces delevantamiento. Los levantamientos aéreosy por satélite modernos son máscomplejos, permitiendo la evaluación denumerosas características, incluyendo lasanomalías térmicas, las variaciones dedensidad, la composición mineral, lafiltración de petróleo y muchas otras.

Exploración geológica superficial. Laobservación de los afloramientos de rocas(donde los estratos subterráneos llegan ala superficie), trincheras y paredes decañones por geólogos capacitados permiteidentificar la litología y evaluar lasposibilidades de rocas petrolíferas, estratosde calidad productiva y mecanismos deentrampamiento en el área que se estáestudiando. Por ejemplo, se ha aprendidomucho sobre los antiguos depósitos apartir del estudio de los deltas de ríosmodernos. Los mapas geológicosdetallados que fueron preparados a partirde estas observaciones muestran la

posición y la forma de las estructurasgeológicas y proporcionan descripcionesde las características físicas y de los fósilescontenidos en los estratos.

Exploración geofísica. Mediante el usode equipos sensibles y la aplicación detécnicas analíticas, los geofísicos adquierenmuchos conocimientos sobre el subsuelo.La más importante de estas técnicas es laexploración sísmica, según la cual las ondasde choque generadas en la superficie ydirigidas hacia abajo se reflejan en losestratos subyacentes y regresan a lasuperficie como ecos de dichos estratos.Como las rocas de diferentes densidades ydureza reflejan las ondas de choque adiferentes velocidades, el sismólogo puededeterminar la profundidad, el espesor y eltipo de roca, registrando con exactitud lasvariaciones en el tiempo que las ondastardan en regresar a la superficie. La sísmicatridimensional moderna ha mejorado elporcentaje de éxito del proceso deexploración, especialmente en las áreasrecubiertas de sal descritas anteriormente.Las mejoras constantes de las medicionessísmicas y de los métodos matemáticos(algoritmos) usados para interpretar lasseñales, ahora pueden proporcionar una“perspectiva” más clara de las formacionessubterráneas. Otros métodos geofísicosusan variaciones de la gravedad y de laspropiedades magnéticas de la tierra paradetectar las características generales de lasformaciones subterráneas.

...exploraciónsísmica,según la cuallas ondas dechoque...

MÉTODOS DE PERFORACIÓNUna vez que se ha determinado que existeprobablemente un yacimiento petrolífero,la única manera de averiguarlo esperforando. La perforación en busca derecursos naturales no es un conceptonuevo. En el año 1100 dC ya seperforaban pozos de salmuera en Chinacon profundidades de hasta 3.500 pies,usando métodos similares a la perforaciónpor percusión

Perforación por percusión. Éste es elmétodo que usaron los primerosexploradores de petróleo (“wildcatters”)en el siglo XIX y a principios del siglo XX,y aún se usa hoy para algunos pozossomeros. El método emplea una tubería deperforación pesada de acero con unabarrena en la parte inferior, suspendida deun cable. El método consiste en levantar y

soltar la herramienta repetidamente. Lamasa metálica que cae sobre la barrenaproporciona la energía requerida pararomper la roca, abriendo un agujero através de ésta. El agujero permanece vacío,excepto una pequeña cantidad de agua enel fondo. Después de perforar unoscuantos pies, se sube la tubería deperforación (con su barrena) y se retira losrecortes con un achicador (un tuboabierto con una válvula en el fondo). Elmétodo de perforación por percusión essimple, pero sólo es eficaz en los pozossomeros. El avance de la obra es muylento debido a la ineficiencia de la barrenay a la necesidad de retirar las herramientascon frecuencia para extraer los recortes.

Perforación rotatoria. Los equipos deperforación rotatoria se usan para distintospropósitos - perforación de pozos de

Perforación en Busca de Petróleo_ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _

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Sistema de Circulación11. Tanques de lodo12. Bombas de lodo13. Tubo vertical14. Manguera de perforación15. Almacenamiento de lodo a

granel16. Línea de retorno de lodo17. Zaranda18. Deslimador19. Desarenador10. Desgasificador11. Tanques de reserva

Equipo Rotatorio12. Unión giratoria13. Kelly14. Buje de junta kelly15. Mesa rotatoria

Sistema de Levantamiento16. Bloque de corona17. Plataforma del torrero18. Bloque viajero19. Gancho20. Malacate21. Subestructura22. Cable de perforación

Equipo de Control de Pozo23. Preventor anular24. Preventores de reventones

de ariete25. Unidad de acumulación26. Múltiple de

estrangulamiento27. Separador de lodo-gas

Sistema de Energía28. Generadores

Tuberías y Equipo de Manejode Tuberías29. Tarimas para tuberías30. Planchada31. Puerta central32. Ratonera

Varios33. Caseta34. Sótano35. Cable de levantamiento36. Poste grúa

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Figura 3: Perspectiva esquemática de un equipo de perforación rotatoria (según Petex).

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Componentes delEquipo de Perforación


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petróleo, gas, agua, geotérmicos y dealmacenamiento de petróleo; extracción denúcleos para análisis de minerales; yproyectos de minería y construcción. Sinembargo, la aplicación más importante esla perforación de pozos de petróleo y gas.Según el método rotatorio (introducido enla industria de perforación de pozos depetróleo y gas alrededor de 1900), labarrena queda suspendida de la extremidadde una columna de perforación tubular(tubería de perforación) sostenida por unsistema de cable/bloques que, a su vez, estásostenido por una torre de perforación (verla Figura 3). La perforación ocurre cuandose hace girar la columna de perforación y labarrena, mientras que los lastrabarrenas yla barrena imponen peso sobre la roca.

Para enfriar y lubricar continuamente labarrena y retirar los recortes del agujero, sebombea un fluido de perforación (lodo)dentro de la columna de perforación. Alalcanzar la barrena, este lodo pasa a travésde las toberas de la barrena, choca contra elfondo del agujero y luego sube en elespacio anular (el espacio entre la columnade perforación y la pared del pozo),acarreando los recortes que estánsuspendidos en él. En la superficie, se filtrael lodo con zarandas y otros dispositivosque eliminan los recortes, y luego sebombea de nuevo dentro del pozo. Lacirculación del lodo de perforación leproporciona a la perforación rotatoria laeficacia que no se podía conseguir con laperforación por percusión - la capacidad deretirar los recortes del pozo sin sacar latubería a la superficie.

Los equipos usados en la perforaciónrotatoria están ilustrados en la Figura 3.

BARRENASPara describir los equipos de perforación

rotatoria, conviene empezar por la partedonde se desarrolla la acción - es decir labarrena. Al girar bajo el peso de lacolumna de perforación, la barrena rompeo raspa la roca que está por debajo. Lasprimeras barrenas rotatorias eran“barrenas de arrastre” porque raspaban laroca. Como se parecían a la cola de unpez, recibieron el nombre de “barrenascola de pescado”. Estas barrenas eraneficaces para perforar formacionesblandas, pero sus aletas se desgastabanrápidamente en rocas duras. Por lo tantose necesitaba una mejor barrena rotatoria,y a principios de 1900 se introdujo labarrena de rodillos.

Barrenas de rodillos (para rocas). Unabarrena de rodillos - también llamadabarrena para rocas - tiene dos o tres fresas

cónicas que ruedan a medida que se hacegirar la barrena. La superficie del rodillocónico tiene dientes que entran encontacto con la mayor parte del fondo delagujero a medida que los conos ruedansobre la superficie (ver la Figura 4a). Estasbarrenas perforan fracturando las rocasduras y ranurando las rocas más blandas.También se produce una acción deraspado, porque los ejes de los conos estándescentrados en relación con el eje derotación. El peso sobre la barrena, lavelocidad de rotación, la dureza de la roca,la presión diferencial, y la velocidad yviscosidad del fluido de perforaciónafectan la velocidad de penetración de lasbarrenas. Las toberas contenidas dentrodel cuerpo de la barrena aumentan lavelocidad del lodo, produciendo unchorro cuando el lodo sale de la barrena.Esto contribuye a una perforación másrápida.

Las barrenas para rocas se clasificansegún los tipos de cojinetes y dientes quetienen. Los tipos de cojinetes incluyen (1)cojinetes de rodillos no sellados, (2)cojinetes de rodillos sellados y (3)cojinetes lisos. Cuando se hace referenciaa las barrenas en base a los tipos dedientes que tienen, se usan los siguientestérminos: (1) dientes de inserto y (2)barrenas de carburo de tungsteno (TCI -Tungsten Carbide Insert). El diseño delcojinete es importante para la vida útil deuna barrena; los cojinetes sellados y loscojinetes lisos proporcionan una vida útilmás larga que los cojinetes no sellados,pero son más costosos. Los dientes de unabarrena para rocas - su forma, tamaño,número y colocación - son importantespara asegurar la eficacia de la perforaciónen diferentes formaciones. Las barrenas dedientes fresados tienen dientes que sonmaquinados a partir del mismo lingotemetálico que el cono (ver la Figura 4c). Enalgunos casos, los dientes son revestidoscon metal duro para aumentar la vida útil.Este tipo está diseñado para formacionessuaves a medianamente duras donde losdientes largos pueden ranurar la roca. Losdientes de las barrenas de dientes deinsertos son en realidad espárragos decarburo de tungsteno insertados enagujeros perforados dentro de los conos(ver la Figura 4a). Las barrenas TCIperforan generando una acción detrituración para formaciones más duras ymás abrasivas. Algunas barrenas de dientesde insertos son mejoradas con insertosespeciales caracterizados por la aplicaciónde una capa de diamante policristalino

...enfriar ylubricarcontinuamentela barrena yretirar losrecortes delagujero...

Introducción


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sobre el carburo de tungsteno. Esto lesproporciona una vida útil aún más largaque el carburo de tungsteno solo.

Barrenas de diamante y PDC. Lasbarrenas de cortadores fijos con superficiescortantes de diamante son usadas para laperforación de formacionesmedianamente duras a duras, cuando serequiere una vida útil extra larga de labarrena, o para operaciones especiales deextracción de núcleos. Las barrenas decortadores fijos de una pieza usan

fragmentos de diamante natural o pastillasde diamante sintético como cortadores.Las barrenas de diamante natural usandiamantes naturales de calidad industrialdispuestos en una matriz de acero, de lamanera indicada en la barrenasacanúcleos de diamantes naturales de laFigura 4d. Durante la rotación, losdiamantes naturales expuestos raspan ytrituran el pozo. Los cortadores dediamantes sintéticos, llamados Cortadoresde Diamantes Policristalinos (PDC), están

Tipos de Barrenas

Figura 4a: Barrena para rocas (tipo TCI).

Figura 4b: Barrena de PDC (cortadores de diamante policristalino).

Figura 4c: Barrena para rocas de dientes fresados. Figura 4d: Barrena sacanúcleos de diamantes naturales.

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configurados de manera que loscortadores rompan por esfuerzo cortantela roca que está por debajo de la barrena,produciendo recortes de gran tamaño ygrandes velocidades de penetración (ver laFigura 4b). Las barrenas de PDC tienengran demanda para perforar en muchostipos de rocas, pero especialmente enlargas secciones de formacionesmedianamente duras a duras. Las barrenasde PDC son muy durables y eficaces,ofreciendo mayores velocidades depenetración y una larga vida útil. Sefabrican barrenas de PDC de distintosdiseños para optimizar la perforación enformaciones particulares. Típicamente, lasbarrenas de PDC perforan con mayorrapidez en las lutitas que en las areniscas,y se usan con mayor frecuencia paraperforar largas secciones de lutita. Ambostipos de barrenas de diamante funcionande una manera similar a las antiguasbarrenas de arrastre “cola de pescado”,porque perforan raspando la roca.LA COLUMNA DE PERFORACIÓN

Comenzando en el fondo, una columnade perforación básica para la perforaciónrotatoria consta de (1) la barrena, (2)portamechas y Conjuntos de Fondo (BHA

- Bottom-Hole Assembly), y (3) tuberíasde perforación (ver la Figura 5).

El Conjunto de Fondo está ubicadojusto encima de la barrena y se componede portamechas combinados con uno ovarios estabilizadores de aletas (paramantener el Conjunto de Fondo y labarrena concéntricos), posiblemente unensanchador (para evitar el ahusamientodel pozo a medida que el diámetro de labarrena se desgasta) y otras herramientas.Las herramientas de MWD (medición alperforar) y los motores de fondo estángeneralmente ubicados en la parteinferior del Conjunto de Fondo, justoencima de la barrena. A veces se colocaun juego de “martillos” cerca de la partesuperior del Conjunto de Fondo. Losmartillos pueden soltar la tubería atascadagenerando una acción de martilleocuando son activados por un fuerteesfuerzo de tracción.

Los portamechas son tubos pesados depared gruesa que se usan en el Conjuntode Fondo para proporcionar peso a labarrena. En general, uno de losportamechas es de metal no magnético,de manera que se pueda usar unaherramienta de compás magnético(herramienta de levantamiento) paradeterminar la inclinación del Conjuntode Fondo inferior y de la barrena sinsufrir las interferencias producidas por losmetales magnéticos.

Cada tramo de tubería de perforacióntiene una longitud de aproximadamente30 pies, con una conexión hembrasoldada en un extremo y una conexiónmacho en el otro extremo. Estosacoplamientos roscados (junta de tuberíade perforación) deben ser fuertes, fiables,resistentes y seguros. Deben ser fáciles deenroscar (conectar) y desenroscar(desconectar). Los diámetros exteriores delas tuberías de perforación estáncomprendidos entre 2 3/8 y 6 5/8pulgadas.

La columna de perforación huecaproporciona un medio para la circulacióncontinua y para bombear el lodo deperforación a gran presión a través de lastoberas de la barrena, produciendo unchorro de fluido. El chorro de lododespeja el área debajo de la barrena derecortes, ofreciendo una nueva superficiede roca a los cortadores, e inicia elretorno de los recortes de perforaciónhacia la superficie. Esta transmisión depotencia hidráulica de las bombas de lodoa la barrena constituye una función muyimportante del lodo.

Perforación con tubería flexible. Estemétodo emplea una columna continua de

Las barrenasde PDC sonmuydurables yeficaces...

Introducción


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tubería flexible y un equipo de perforaciónespecializado para perforación con tuberíaflexible. En vez de perforar con diferentesjuntas de tubería de perforacióntradicional rígida de gran diámetro, lacolumna de perforación consta de unatubería flexible de diámetro más pequeño.A diferencia de la tubería de perforaciónque se debe enroscar para formar lacolumna de perforación y que debe serdesconectada en haces de tubería en pie,colocados en la torre de perforacióndurante las maniobras (ascenso y descensode la tubería), la tubería viene enrollada enun carrete que se desenrolla a medida quela perforación va avanzando, y luego sevuelve a enrollar en su carrete durante lasmaniobras. El método de tubería flexiblefacilita considerablemente el descenso y larecuperación del conjunto de perforación.

Tradicionalmente, los equipos deperforación con tubería flexible se usabanen operaciones de rehabilitación ycompletación donde la movilidad y los

tamaños compactos eran importantes. Trasel desarrollo de motores de fondo en elfondo del pozo, los cuales no requieren eluso de una columna de perforaciónrotatoria para hacer girar la barrena, lasunidades de tubería flexible ahora estánfuncionando como verdaderos equipos deperforación.

ROTACIÓN DE LA BARRENACualquiera que sea el tipo de barrena, seránecesario hacerla girar para perforar la roca.Se usan tres métodos para hacer girar labarrena en el fondo del pozo1. La mesa rotatoria y el kelly hacen girar la

columna de perforación y la barrena.2. Un motor de rotaria viajera (“top-

drive”) hace girar la columna deperforación y la barrena.

3. Sólo se hace girar la barrena con unmotor hidráulico de lodo en la columnade perforación. (La columna deperforación puede permanecer estática ogirar mientras se usa un motor de fondo,de la manera deseada.)Mesa rotatoria y kelly. Una mesa

rotatoria es una placa giratoria accionadapor engranajes y cadenas, montada en elpiso del equipo de perforación, que tieneuna gran abertura central para la barrena yla columna de perforación. El buje de juntakelly de la mesa rotatoria es un gran“donut” metálico con un agujerocuadrilateral, hexagonal u octogonal en sucentro. Este buje puede aceptar una tuberíaespecial cuadrilateral, hexagonal uoctogonal, llamada kelly. El buje de juntakelly en la mesa rotatoria hace girar el kelly,cuya longitud es de aproximadamente 40pies, de la misma manera que se hace giraruna tuerca hexagonal con una llave. El kellypuede deslizarse libremente hacia arriba yhacia abajo en el buje de junta kelly, demanera que pueda ser levantado mientrasque se conecta un tramo de tubería deperforación de 30 pies (la junta más alta dela columna de perforación) en su parteinferior. Luego se baja la tubería deperforación dentro del pozo, hasta que labarrena haga contacto con el fondo, y sepuede hacer girar el kelly. El perforador poneen marcha la mesa rotatoria, y a medida quela barrena va perforando, el kelly también sedesliza hacia abajo. Cuando el extremosuperior del kelly alcanza el nivel del buje (alnivel del piso del equipo), el kelly esdesconectado de la tubería de perforación ylevantado mientras que se añade otro tramo,después de lo cual se repite el proceso deperforación. De manera que el lodo deperforación pueda entrar en la columna deperforación, se conecta una manguera deperforación y una unión giratoria en la parte

Cualquieraque sea eltipo debarrena, seránecesariohacerlagirar...

Tubería derevestimiento

Salida del lodo

Entrada del lodo

Cemento

Espacioanular

Pozo abierto

Barrena

Kelly

Junta de tuberíade perforación

Tubería deperforación

PortamechasLo

do

Conj

unto

de

fond

o

Uniónsubstituta

intermediaria

Estabilizador

Motor defondo

MWD/LWD

Estabilizador

Figura 5: Componentes de la columna de perforación.


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superior del kelly, para abastecer el lodo apartir de las bombas de lodo. La unióngiratoria es un dispositivo hueco que recibeel lodo del tubo vertical y de la manguera deperforación, transmitiéndolo a través de unsello rotatorio al kelly y dentro de lacolumna de perforación. Un inconvenientede la configuración del kelly/mesa rotatoriaes el hecho que mientras se está sacando latubería con el kelly desconectado, no sepuede bombear ningún lodo y la rotaciónde la tubería es mínima.

Rotaria viajera. Una unidad de rotariaviajera presenta considerables ventajassobre una unidad de mando porkelly/rotatorio. La unidad de rotariaviajera hace girar la columna deperforación con un gran motor hidráulicomontado sobre un mecanismo corredizoen la parte superior de la torre deperforación. En vez de perforar con untramo de 30 pies antes de hacer unaconexión, las rotarias viajeras usan“triples” de tubería de perforación de 3juntas (90 pies) y reducenconsiderablemente el número deconexiones requeridas, así como eltiempo necesario para realizar unamaniobra. Una de las ventajas claves - elperforador puede hacer girar la tubería,subiendo y bajando sobre una distanciade 90 pies dentro del agujero, y hacercircular el lodo simultáneamente. Estopermite ensanchar rápida y fácilmentelargos y estrechos tramos del agujero sinatascar la tubería. Debido a estas ventajas,se están instalando unidades de rotariaviajera en la mayoría de los equipos deperforación profunda y de las plataformasde perforación costafuera.

Motor de fondo. Mientras que los dosprimeros métodos de rotación suponen larotación de la tubería de perforación parahacer girar la barrena, este método esdiferente. En este caso, se monta un motorhidráulico (motor de fondo accionado porturbina o de desplazamiento positivo) enel Conjunto de Fondo, cerca de la barrena.Durante la perforación, la energíahidráulica producida por el paso del lodo através del motor hace girar la barrena. Estose logra mediante el uso de múltipleselementos de rotor/estator dentro delmotor, los cuales hacen girar un eje al cualse ha conectado la barrena. Esto ofrecevarias ventajas. Los motores de fondopueden lograr velocidades rotacionales dela barrena mucho más grandes que las quese pueden lograr haciendo girar toda lacolumna de perforación. Se requieremenos energía para hacer girar solamentela barrena. El pozo y la tubería de

revestimiento permanecen en mejorescondiciones, así como la columna deperforación, cuando sólo se hace girar labarrena (y no la tubería). Las mayoresvelocidades rotacionales (RPM) de labarrena producen mejores Velocidades dePenetración (ROP) y reducen losproblemas generados por las vibraciones.Los motores de fondo son de usoextendido en la perforación direccionaldonde es crítico mantener la posición de laherramienta de orientación en la direccióndeseada.

MEDICIÓN AL PERFORAR (MWD) YREGISTRO AL PERFORAR (LWD)“En el pasado”, cuando un perforador queríaverificar el ángulo de un pozo direccional oregistrar el pozo para obtener ciertainformación sobre el fondo del pozo o laformación, sólo le quedaba una opción.Tenía que interrumpir la perforación eintroducir instrumentos especiales demedición o registro dentro del pozo; a vecesesto suponía retirar toda la columna deperforación antes de poder realizar lamedición.

Hoy en día contamos con instrumentoselectrónicos complejos que pueden ejecutarlas funciones de Medición al Perforar

Las mayoresvelocidadesrotacionales(RPM) de labarrenaproducenmejoresVelocidadesdePenetración(ROP)...

Introducción


CAPÍTULO

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(MWD) y Registro al Perforar (LWD)mientras que el proceso de perforación siguesin interrupciones. Las medicionesejecutadas por estos instrumentos son varias,y aunque sean importantes para elperforador, existe otro factor que es aún másimportante para los ingenieros de lodo. Setrata del hecho que los instrumentos deMWD y LWD transmiten sus resultados a lasuperficie generando ondas pulsatorias en lacolumna de lodo de perforación ubicadadentro de la columna de perforación. Por esemotivo, las condiciones del lodo (densidad,viscosidad, arrastre de gas, etc.) seránespecialmente importantes en los equipos deperforación que están usando instrumentosde MWD y LWD.

SISTEMA DE LEVANTAMIENTO DE LATORRE DE PERFORACIÓN

Los equipos de perforación deben tenermucha potencia para levantar y suspenderel peso de largas columnas de perforacióny tuberías de revestimiento. Este sistemade levantamiento debe tener suficientecapacidad para superar cualquierresistencia causada por tramos estrechosdentro del agujero y “sacudir” o tirar de latubería atascada. Aunque el peso delequipo esté suspendido de lo alto de latorre de perforación, la potencia delevantamiento proviene de la máquina odel motor que acciona el malacate. Elmalacate controla un carrete de cable dealambre que pasa por un sistema debloques para reducir los esfuerzosmecánicos.

He aquí una perspectiva general. Unbloque estacionario (bloque de corona)está montado en la parte superior de latorre de perforación y un bloque móvil(bloque viajero) está suspendido de uncable, también llamado cable de alambre.Un extremo de este cable de alambre, elcable del tambor, está enrollado alrededordel tambor del malacate y luego pasavarias veces entre las ranuras del bloquede corona y las ranuras del bloque viajero.El extremo muerto del cable de alambre,el cable muerto, está sujeto a la base de latorre de perforación. Este polipasto demúltiples bloques le proporciona una granventaja mecánica al sistema delevantamiento.

La parte inferior del bloque viajero tieneun gancho de gran tamaño. Durante laperforación, una unión giratoria quedasuspendida del gancho por un achique. Launión giratoria proporciona un sellorotatorio estanco a la presión, de manera

que el lodo pueda fluir bajo presióndentro del kelly y de la columna deperforación. El gancho también suspendela columna de perforación girada por elkelly.

Malacates y tenazas. Durante lasmaniobras, se pone a un lado la unióngiratoria (con el kelly conectado).Dispositivos llamados elevadores cuelgan delgancho para levantar la columna deperforación fuera del agujero. Cuando seefectúa una maniobra, haces de tubería enpie de tres juntas (triples) (aproximadamente90 pies de tubería de perforación) sonretirados del pozo. Mientras que sedesenrosca y se vuelve a colocar un haz detubería en pie en la torre de perforación, elresto del peso de la columna de perforaciónes sostenido a partir de la mesa rotatoria porcuñas que agarran la tubería por debajo de lajunta de tubería de perforación. Las juntas detubería de perforación son apretadas odesapretadas usando tenazas para tuberías(llaves de tubos de gran tamaño). Se usa unacadena enroscadora para enroscar ydesenroscar las juntas rápidamente. El tornomecánico es el dispositivo que tira de lacadena enroscadora y de las tenazas paratuberías. El torno de fricción, alrededor delcual se ha enrollado un cable, permite que lacuadrilla del equipo de perforación ejecutevarias tareas, tales como las operaciones detracción y levantamiento de pequeñascargas. El torno de fricción y el tornomecánico son accionados por el eje delcabrestante auxiliar.

El malacate contiene un guinche detambor de gran tamaño que se usa paraenrollar y tirar del cable de alambre (cable deperforación), de la manera indicadaanteriormente. El tambor está provisto delfreno principal que tiene la capacidad deparar rápidamente y sostener el peso de lacolumna de perforación. Cuando se bajancargas pesadas, el freno principal esrespaldado por un freno hidráulico oeléctrico auxiliar llamado retardador(hidromatico), para absorber la gran cantidadde energía desarrollada por la masaconstituida por el bloque viajero, el conjuntode gancho y la columna de perforación.

Consola del perforador. La consola demandos del perforador está ubicada allado del malacate. A partir de estaposición estratégica, el perforador controlael freno, los tornos auxiliares, la mesarotatoria (o rotaria viajera), la velocidad ala cual se sube o se baja la columna deperforación, la velocidad de la bomba delodo y otras funciones importantes.

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CIRCULACIÓN DEL LODO YELIMINACIÓN DE SÓLIDOS

En lo que se refiere a la descripción de unsistema de circulación de lodo, resultalógico comenzar con las bombas de lodo(ver la Figura 6). Estas bombas y los motoresque las accionan representan el “corazón”del sistema de lodo, de la misma maneraque el lodo en circulación constituye elalma de la operación de perforación. Lasbombas de lodo son bombas dedesplazamiento positivo, algunas de lascuales producen hasta 5.000 psi (libras porpulgada cuadrada). Estas bombas sonaccionadas por motores diesel o eléctricos.Para producir la presión y el caudalrequeridos para un conjunto específico decondiciones de perforación, será necesarioseleccionar los tamaños correctos deémbolo y camisa para las bombas, yespecificar los tamaños apropiados detobera para la barrena. Este proceso se llamaoptimización de la hidráulica y constituye unfactor clave en la perforación eficaz.

Después de salir de la bomba de lodo aalta presión, el fluido de perforación subepor el tubo vertical, un largo tubo verticalatado al pie de la torre de perforación, pasaa través de la manguera del kelly (manguera

de perforación) (cuello de cisne) y luegofluye hacia abajo dentro del kelly. Después,el lodo viaja a través de la columna deperforación hasta alcanzar la barrena. Engeneral, una barrena tiene dos o mástoberas (chorros) que aceleran el lodo paraobtener un chorro de gran velocidad. Estechorro de lodo de gran velocidad lava elfondo del pozo para mantener limpios loscortadores de la barrena y proporcionar unanueva superficie de roca a la barrena. Apartir del fondo del pozo, el lodo sube porel espacio anular que existe entre lacolumna de perforación y el pozo,transportando los recortes generados por labarrena.

El lodo y su carga de recortes fluyen fueradel “niple de campana”, pasando a travésde una tubería inclinada de gran diámetro(línea de flujo) hasta llegar sobre una ovarias mallas vibratorias de tela metálicamontadas sobre la zaranda. Este conceptoconsiste en hacer caer el lodo a través de lasmallas, separando la mayoría de los recortes(de tamaño más grande que la apertura dela tela metálica de la malla) del sistema decirculación. Después de pasar a través de lamalla, el lodo cae dentro de un tanque deasentamiento. Éstos son tanques metálicos

...elperforadorcontrola elfreno, losaparatosauxiliares...

Después, ellodo viaja através de lacolumna deperforaciónhastaalcanzar labarrena.

Tubo vertical Unión giratoria

Manguera del kelly

Línea de succión

Tanques de lodo

Zaranda

Línea de flujo

Bomba de lodoLínea dedescarga Tolva mezcladora (embudo) Kelly (vástago)

Tubería deperforación

Portamechas(Lastrabarrena)

Barrena (mecha, trépano)

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_ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ Figura 6: Sistema de circulación de lodo.

Introducción


CAPÍTULO

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rectangulares de gran tamaño, conectadospor tuberías o canales. El tanque deasentamiento (trampa de arena) no esagitado, de manera que los sólidosresiduales de gran tamaño puedansedimentarse por separado del lodo. A partirdel tanque de asentamiento, el lodo pasadentro de fosos de lodo agitados, ubicadoscorriente abajo, donde se separa el gas, laarena y el limo. Después de eso, el lodoentra en el tanque de succión, donde lasbombas lo extraen para hacerlo circular denuevo dentro del agujero. El tanque desucción también se usa para agregarproductos químicos de tratamiento yaditivos acondicionadores del lodo. En estetanque se usa una tolva de lodo provista deun medidor venturi para agregar aditivossecos tales como las arcillas y los agentesdensificantes.

PREVENTORES DE REVENTONESUn lodo de perforación debería tener una

densidad suficiente (peso del lodo) paraevitar (hidrostáticamente) que cualquier gas,petróleo o agua salada entre en el pozo demanera descontrolada. Sin embargo, estosfluidos de la formación a veces entran en elpozo a presiones elevadas. Cuando estoocurre, se dice que un pozo está teniendo un“amago de reventón”. Esto es especialmentepeligroso cuando el fluido es gas o petróleo.

Para protegerse contra dichos peligros, losequipos de perforación están generalmenteprovistos de un conjunto de Preventores deReventones (BOPs). Según la profundidaddel pozo y otras circunstancias, variasunidades de BOP pueden estar ensambladasunas a otras, y luego a la brida delrevestimiento de superficie. Se puedeaccionar uno o varios de estos BOPs paraobturar el agujero cuando ocurre algúnamago de reventón. La presencia demúltiples BOPs en el conjunto proporcionala flexibilidad y redundancia del sistema encaso de falla.

Un preventor anular (“bag-typepreventer”) comúnmente conocido comoHydrilTM, está instalado en la parte superiordel conjunto de BOP. Esta unidad contieneun inserto elastomérico con aletas de aceroque puede ser ensanchado hidráulicamentepara obturar el espacio anular. Debajo de lospreventores anulares se instalan preventoresde reventones de ariete, los cuales estánprovistos de arietes accionadoshidráulicamente que se cierran contra latubería o contra sí mismos, empujandohacia dentro, a partir de los lados opuestosde la tubería. Estos preventores puedenconstar de arietes anulares, arietes ciegos oarietes cortadores. Los arietes anulares tienencabezas de forma cóncava para agarrar la

tubería y formar un sello alrededor de ésta;estos preventores desempeñan la mismafunción que los preventores anulares peroestán clasificados para presiones más altas.Los arietes ciegos encajan unos en otrossobre el pozo, formando entre ellos un sellohermético a los fluidos, en caso de que latubería no esté en el pozo o que sedesprenda y caiga dentro de él. Los arietescortadores cortan la tubería antes de cerrarsepara formar un sello.

Debajo de los preventores de reventonesse encuentra el carrete de perforación. Éstetiene un orificio en su lado para permitir elbombeo del lodo de perforación y de losfluidos del amago de reventón. Una línea deestrangular de alta presión está conectada alcarrete con una válvula de contrapresiónespecial (el estrangulador) en la línea.Durante los procedimientos de control depozo, se usa el estrangulador para mantenerla contrapresión en el espacio anularmientras que se bombea lodo más pesadodentro de la columna de perforación paradominar el amago de reventón. Si el fluidoinvasor contiene gas, el gas debe serseparado del lodo que sale del pozo. Se envíael lodo cortado por gas del estrangulador aun recipiente separador de lodo-gas. Sequema el gas por antorcha y se devuelve ellodo a los tanques para reacondicionarlo.

TUBERÍA DE REVESTIMIENTO Y TUBERÍADE REVESTIMIENTO CORTACuando se está perforando un pozo, lasformaciones expuestas deben estarcubiertas y protegidas periódicamente poruna tubería de acero. Esto se hace porvarios motivos - evitar que el pozo sederrumbe, proteger las formacionesperforadas y/o aislar las diferentes zonasgeológicas. Estas tuberías protectoras sellaman tuberías de revestimiento y tuberías derevestimiento cortas. Tubería de revestimientose refiere a la tubería que empieza en lasuperficie o en la línea de lodo y seextiende hacia abajo, dentro del pozo. Eltérmino tubería de revestimiento corta serefiere a la tubería cuyo extremo superiorno alcanza la superficie o la línea de lodo,sino que se encuentra dentro del pozo yrecubre la parte inferior de la última tuberíade revestimiento o de la última tubería derevestimiento corta. Las tuberías derevestimiento y las tuberías derevestimiento cortas están total oparcialmente cementadas en su sitio.

Tubería de revestimiento. Dos, tres omás tuberías de revestimiento pueden serintroducidas en un pozo, con la tubería demenor tamaño insertada dentro de lastuberías de mayor tamaño, e introduciendolas más pequeñas hasta profundidades más

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grandes que las tuberías de mayor tamaño.Se introduce y cementa el “revestimiento desuperficie” a la profundidad requerida paraproteger las capas acuíferas de agua dulce yevitar la filtración del lodo dentro de lascapas poco profundas de arena y grava; éstapuede ser colocada a una profundidad deaproximadamente 2.000 pies. La siguientetubería es la tubería de revestimiento“intermedia”. Ésta es introducida ycementada cuando es necesario modificar ellodo a una densidad que no puede sertolerada por las formaciones expuestas opor el revestimiento de superficie. Se puedecolocar otra tubería de revestimiento o unatubería de revestimiento corta debajo de latubería de revestimiento intermedia.

Tuberías de revestimiento cortas.Puede que no sea necesario, económico opráctico entubar la totalidad del pozopreviamente revestido, usando una tuberíade revestimiento corta que se extiendahasta la superficie, simplemente paraproteger la parte inferior del pozo noentubado. Esto es especialmente cierto amedida que el pozo se aproxima a laprofundidad total y que su tamañodisminuye. Por lo tanto, se coloca unatubería de revestimiento corta desde elfondo del pozo, subiendo dentro la tuberíade revestimiento, y recubriéndola varioscientos de pies. Herramientas especialesllamadas sujetadores de tuberías derevestimiento cortas sujetan las tuberías derevestimiento cortas dentro de la tuberíade revestimiento. La introducción de unatubería de revestimiento corta protege elúltimo intervalo no entubado del pozo, elcual incluye generalmente la sección delyacimiento.

CEMENTACIÓNDespués de colocar correctamente unatubería de revestimiento o una tubería derevestimiento corta dentro del pozo, semezcla y se bombea rápidamente unalechada de cemento dentro de la tuberíade revestimiento (o tubería derevestimiento corta). La presión expulsala lechada del fondo y la hace subirdentro del espacio anular entre la tuberíay la pared del pozo. Después del cemento,se introduce en el fondo del pozo lacantidad precisa de fluido necesaria paraexpulsar todo menos la última parte delcemento fuera de la tubería derevestimiento o de la tubería derevestimiento corta. Una vez que todo elcemento se ha endurecido, se perfora através de dicha pequeña cantidad decemento que permanece dentro de latubería de revestimiento o de la tuberíade revestimiento corta, y se sigue

perforando el pozo sobre unos cuantospies de roca nueva, más allá del extremode la tubería de revestimiento. Luego seefectúa la prueba de presión con el fin dedeterminar el peso de lodo que la tuberíade revestimiento o la tubería derevestimiento corta podrá soportar, parafuturas referencias. Si el resultado de laprueba es negativo, puede que seanecesario realizar una cementacióncorrectiva (inyección de cemento). Unavez que la cementación supera la pruebade presión, se puede continuar laperforación.

REGISTRO DE LODOSDurante la perforación de un pozo se usandistintos métodos para identificar losestratos geológicos según la edad y el tipo, ypara buscar indicios de petróleo y gas. Elregistro de lodos constituye uno de estosmétodos. Este método supone laobservación de los recortes para determinarla litología y la fluorescencia queconstituyen indicaciones de petróleollamadas indicios. Al analizar los gasescontenidos en el lodo que regresa del fondodel pozo, se puede determinar la presenciade hidrocarburos. La profundidad, lavelocidad de penetración y otrosparámetros se correlacionan con los indiciosde petróleo y los cambios litológicos.

EXTRACCIÓN Y ANÁLISIS DE NÚCLEOSUn método valioso de evaluación delyacimiento es el análisis de núcleos. Unnúcleo es un fragmento de roca que fuetomado en el yacimiento que se estáestudiando. Fragmentos cilíndricos de roca(núcleos) de varios pies de largo puedenser obtenidos al perforar con una barrenasacanúcleos especial conectada a unsacanúcleos (tubo estuche para núcleos).La barrena sólo corta la circunferenciaexterior de la formación, y el cilindro deroca resultante queda capturado dentro delsacanúcleos. Pequeños núcleos de paredlateral pueden ser obtenidos con equiposde registro con cable después que una zonahaya sido perforada. Los núcleos sonexaminados en cierta medida por ungeólogo en el equipo de perforación, perogeneralmente son enviados a unlaboratorio de análisis de núcleos para unaevaluación exhaustiva. Los laboratoriospueden medir directamente la porosidad,permeabilidad, contenido de arcilla,litología, indicios de petróleo y otrosparámetros valiosos de la formación. Laextracción de núcleos constituye unaoperación costosa y sólo se realiza cuandoes necesario obtener los mejores datosdirectos sobre la formación.

...se usandistintosmétodosparaidentificarlos estratosgeológicos...

Introducción


CAPÍTULO

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PRUEBA DE PRODUCTIVIDAD POTENCIALDE LA FORMACIÓN (DST) Y PRUEBA DEINTERVALO (FIT)

La Prueba de Productividad Potencial dela Formación (DST - “Drill-Stem Testing”)y la Prueba de Intervalo (FIT -“Formation-Interval Testing”) son dosmétodos similares usados para medirdirectamente el potencial productivo deuna formación, tomar muestras de losfluidos de la zona probada y obtenerdatos sobre la presión y la temperatura.

Una prueba DST es una completaciónprovisional a través de la tubería deperforación, usando unempaque/herramienta de pruebarecuperable en la parte inferior de lacolumna de perforación. Se instala elempaque para obturar el espacio anular yse abre la herramienta de prueba parapermitir el flujo de la zona abierta. Luegose cierra la herramienta de prueba, seretira el empaque y se saca la columna deperforación fuera del agujero. Se tomauna muestra del fluido. Los instrumentoscontenidos en la herramienta registran lapresión y la temperatura.

La herramienta de FIT es introducida enel pozo usando un cable de alambre envez de la columna de perforación. Laherramienta se asienta contra el lado delpozo. Se toma una muestra del fluido y semide la presión y la temperatura. Luegose retira del pozo la herramienta de FITpara capturar la muestra bajo presión. Lamuestra puede ser transferida bajopresión a otro contenedor para serenviada a un laboratorio donde serealizará el análisis del fluido.

REGISTRO CON CABLEEl método de mayor uso para laevaluación de la formación es el registrocon cable. Las herramientas especialesintroducidas dentro del agujero miden laspropiedades eléctricas, acústicas y/oradioactivas de las formaciones. Un cableeléctrico conecta la herramienta a unaunidad de registro ubicada en lasuperficie, donde las señales de laherramienta son amplificadas yregistradas o digitalizadas para el análisiscomputarizado. Los registros pueden serusados para localizar e identificar lasformaciones en el pozo y para realizarcorrelaciones geológicas con los pozos

adyacentes. Varios registros puedenindicar la litología, porosidad,permeabilidad, tipo de fluido (petróleo,gas, agua dulce, agua salada), contactosde fluidos, y en cierta medida, dónde sepuede encontrar la mejor parte delyacimiento. Los registros miden laspresiones y temperaturas de fondo, asícomo el tamaño del pozo. Los registrostambién verifican el desgaste de la tuberíade revestimiento y la integridad de laadherencia del cemento detrás de latubería de revestimiento.

PERFORACIÓN DIRECCIONALHasta hace poco, la mayoría de los pozos seperforaban verticalmente, pero cada vezmás, las situaciones actuales requieren quese perfore un número creciente de pozos agrandes ángulos, o incluso horizontalmente(a 90° del plano vertical). Además de losgrandes ángulos, ahora es posible cambiarradicalmente la orientación (azimut) de laperforación, hasta 180°. Existen numerosasy variadas razones para hacer esto, pero lamayoría son de carácter económico,ambiental y/o técnico. Los pozos desviadospueden tener acceso a una mayor parte delyacimiento que si se hubiera simplementeperforado pozos verticales. Los pozos dedrenaje horizontales se han convertido enun éxito técnico y siguen creciendo ennúmero. En una aplicación, el pozodireccional cruza varias fracturas verticalesadyacentes, pero aisladas y discretas, con unsolo pozo de drenaje (como en la Tiza deAustin). En otra, el pozo direccional exponeuna más larga sección productiva, tal comoen un yacimiento de estratificación fina olenticular.Debido al enorme costo de la perforacióncostafuera, una sola plataforma sirvegeneralmente de “plataforma delanzamiento” para varios pozos altamentedesviados de largo alcance, a fin de cubrir lamayor parte o la totalidad de un yacimientode gran tamaño. Estos pozos constituyenun proyecto de perforación de alcanceextendido, tal como los que se realizancomúnmente en el Mar del Norte, el Golfode México y otras regiones. En algunoscasos, el pozo desviado puede tenercambios de azimut, orientación einclinación, lo cual resulta en unaconfiguración en forma de S o U.

...Losregistrosmiden laspropiedadeseléctricas,acústicas y/oradioactivasde lasformaciones.


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COMPLETACIÓN DEL POZODespués de colocar las tuberías derevestimiento y las tuberías de revestimientocortas, la siguiente etapa es la fase decompletación de un pozo. Completaciónsignifica simplemente preparar el pozo paraproducir petróleo y gas a presiones ycaudales controlados. La Figura 7 ilustra lascuatro técnicas comunes de completación.En todas éstas, la tubería de revestimientoimpide que las formaciones ubicadas encimade la zona productiva se derrumben dentrodel agujero. Si la formación productiva es losuficientemente fuerte, como en el caso dela caliza, se puede cementar una longitud detubería de revestimiento directamenteencima de esta formación, dejando laformación productiva sin refuerzo. Esto sellama completación en pozo abierto. Si la rocade la formación productiva necesita unrefuerzo, se pueden usar otros métodos:

Tubería de revestimiento o tubería derevestimiento corta perforada. Deconformidad con este método, la tubería derevestimiento o la tubería de revestimientocorta es introducida a través de toda la zona

productiva y cementada en su sitio. Luegose perforan pozos (mediante una cargaexplosiva) dentro de la formación, a travésde la tubería de revestimiento y delcemento. Estas perforaciones son creadascon unas pistolas especiales que se bajandentro del pozo con un cable de alambre.Luego la pistola es disparada eléctricamentey potentes cargas huecas perforan la tuberíay la zona a intervalos predeterminados. Unavez realizadas las perforaciones, el petróleoy/o gas puede fluir dentro de la tubería derevestimiento.

Tubería de revestimiento cortaperforada o ranurada. En el segundométodo, una tubería de revestimientocorta preperforada o ranurada (conagujeros o ranuras al nivel de la zonaproductiva) cuelga de la parte inferior dela última tubería de revestimiento. Si laformación productiva es débil o está malconsolidada, la arena y otros sólidos serántransportados dentro del pozo a medidaque se produce petróleo y gas. Para evitaresta “producción de arena”, la tubería derevestimiento corta ranurada o perforadapuede estar provista de una capaprotectora constituida por una malla dealambre o un filtro de grava, para impedirque la arena entre en el pozo.

Filtro de grava. Otro método que resultaútil cuando la formación productiva esdébil (tal como la arena floja) y debe serreforzada o sostenida, es el filtro de gravaconvencional. Una operación de relleno degrava consiste en hacer circular y colocargrava dimensionada cuidadosamentedentro del espacio anular, entre la tuberíade revestimiento corta y la pared del pozo.El filtro forma una capa permeable paraexcluir del pozo cualesquier partículas quepuedan desprenderse de la formacióndurante la producción.

TUBERÍA DE PRODUCCIÓNLa sarta de tubos (tubería) a través de la cualse produce el petróleo y el gas constituyeuna sarta de tubería de producción. Estatubería está colgada dentro de la tubería derevestimiento o de la tubería derevestimiento corta. Los diámetros de latubería de producción varían entre 3/4 y 41/2 pulgadas, y los más comunes son de 23/8, 2 7/8 y 3 1/2 pulgadas. Debido a larelación relativamente alta del espesor depared al diámetro de la tubería de

Producción del Petróleo

Figura 7: Configuración de ciertos tipos decompletaciones en el fondo del pozo.

...la tubería derevestimientoimpide que lasformaciones sederrumben...

Formaciónproductiva

Tubería derevestimientohasta lasuperficie

Cemento


Colgador detubería derevestimientocorta yempaque

Cemento


Colgador detubería derevestimientocorta yempaque

Cemento

Grava


Cemento

(a) Completación en pozo abierto

(b) Completación con perforación a pistolas

(c) Completación con revestidor auxiliar

(d) tubería de revestimiento cortacon filtro de grava


Agujerosperforados

a pistolas


tubería derevestimiento

corta ranurada


tubería derevestimiento

cortaranurada

Introducción


CAPÍTULO

1

producción, ésta puede soportar presionesconsiderablemente más altas que la tuberíade revestimiento, y por consiguiente,permite controlar y producir de manerasegura los yacimientos sometidos a altaspresiones. En una completación de altapresión, el espacio anular de la tubería derevestimiento/tubería de producción esobturado cerca del fondo con un empaquede la tubería de producción. (Un empaquees un dispositivo que puede expandirse paraobturar un espacio anular entre dos tuberíasconcéntricas.)

Con un empaque colocado y sellado, elpetróleo y el gas fluyen dentro de la tuberíade producción y suben hasta la superficie,donde la presión y el caudal soncontrolados por válvulas y estranguladoresde superficie. Si un pozo produce a partir dedos o más zonas, se debe usar un empaquea zonas múltiples para acomodar laproducción de diferentes zonas a una solasarta de tubería de producción. Otraposibilidad sería terminar el pozo conmúltiples sartas de tubería de producción yusar obturadores múltiples para dirigir laproducción de petróleo y gas de cada zonahacia distintas sartas de tubería deproducción.

Un fluido empacador estable y nocorrosivo permanece estacionario dentrodel espacio anular encima del empaque yalrededor de la tubería de producción. Estefluido permanecerá en su sitio por variosaños. Los fluidos empacadores sonnecesarios para ayudar a equilibrar laspresiones y los esfuerzos mecánicossoportados por la tubería de revestimiento,la tubería de producción y el empaque.

EQUIPOS DE PRODUCCIÓNUna vez terminado, el pozo está listo

para ser conectado al sistema y puesto enproducción. Una multitud de equiposentran en juego en la superficie, a estasalturas del proceso. Estos equipos seránvariables de un pozo a otro y cambiarán amedida que un pozo determinado se estáagotando. Un factor crítico a tener encuenta es determinar si el yacimientotiene suficiente presión interna para fluirnaturalmente o si requiere mediosauxiliares para optimizar el flujo.

Si el pozo fluye sin asistencia, entoncessólo se requiere instalar un cabezal depozo. El cabezal de pozo (árbol de

navidad) consta de una serie de válvulasreguladoras de flujo, estranguladores ymedidores montados sobre bridas defijación. A partir del árbol de navidad, elpetróleo y el gas pasan a un separador, yquizás a un equipo calentador/tratadorpara descomponer cualquier emulsión ypreparar el petróleo para transferirlo a untanque de almacenamiento o a unoleoducto, y preparar el gas para eltransporte por gasoducto. Puede que seanecesario comprimir el gas antes detransferirlo al gasoducto.

MÉTODOS DE BOMBEOSi la presión del yacimiento es demasiado

baja para forzar el petróleo, gas y agua hastala superficie, será necesario usar algún tipode extracción artificial. El bombeoconstituye un método económico parahacer subir el petróleo hasta la superficie. Labomba propiamente dicha está ubicada enel fondo, por debajo del nivel de petróleoestancado. Una bomba alternativa (deémbolo buzo) aspira el petróleo durante lacarrera ascendente y rellena la bombadurante la carrera descendente. Una varillade bombeo que va desde la bomba hasta lasuperficie está conectada a un caballete debombeo.

Las bombas eléctricas de fondorepresentan otro método usadocomúnmente para hacer subir el petróleo yel agua hasta la superficie. Estas bombas seinstalan en el fondo del pozo y sonaccionadas por la energía eléctricasuministrada mediante un cable.

Otro método común de extracción depetróleo es la extracción asistida por gas, osimplemente extracción artificial por gas. Estemétodo usa el gas (del mismo pozo u otrafuente) inyectado dentro de la columna depetróleo al fondo del pozo para levantar losfluidos. El gas se inyecta bajo presión dentrodel espacio anular de la tubería derevestimiento/tubería de producción, através de una serie de válvulas de extracciónartificial por gas. Los fluidos (petróleo yagua) que se encuentran encima del orificiode inyección de gas son desplazados haciaarriba, haciéndose menos densos a medidaque se acercan a la superficie, debido al gasque se ha inyectado dentro de ellos. El gas,petróleo y agua pueden ser extraídos de estamanera hasta que este método deje de sereconómico.

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El bombeoconstituyeun métodoeconómicopara hacersubir elpetróleo...

CAPÍTULO 1 - Origen, Migración y Entrampamiento del Petróleo y Prospección Petrolera

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