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Verano de 2000
Oilfield Review
Soluciones para operaciones en aguas profundas
Perforación rotativa direccional
Control de la producción de agua
Técnicas de diseño de los disparos
SMP-6081
La tecnología de disparo con cargas huecas se basa en desarrollos
derivados de la industria de armamentos, donde el objetivo es hacer
orificios en un blanco utilizando proyectiles penetrantes que provocan
un daño de considerables dimensiones. Cuando se disparan pozos de
petróleo y gas, el objetivo no es precisamente el mismo. En forma
ideal, las descargas de las pistolas o cañones producen orificios en el
revestidor de acero y en el cemento, que penetran una cierta distancia
dentro de las formaciones sin dañar la capacidad de un yacimiento de
producir hidrocarburos. Sin embargo, aún con la tecnología actual y
las modernas cargas huecas, estos objetivos resultan mutuamente
excluyentes, puesto que se sabe que los disparos producen daños en
las rocas del yacimiento. Gran parte de los esfuerzos de la industria
petrolera están destinados a optimizar los disparos y minimizar o
eliminar el daño provocado por los mismos.
La tecnología de disparo con desbalance o presión inversa ha evolu-
cionado hasta convertirse en el método preferido para mitigar los
daños sobre la permeabilidad inducidos por los disparos. En los últi-
mos años, se ha investigado mucho acerca del impacto del disparo con
desbalance sobre la productividad de los pozos y, además, sobre el
desarrollo de niveles óptimos de desbalance para condiciones específi-
cas de yacimientos. Las cargas huecas también se encuentran en un
proceso de evolución, mientras que se están desarrollando nuevos ma-
teriales para la fabricación del revestimiento de las cargas (liner)
con el fin de aumentar la efectividad de los disparos y minimizar el
daño alrededor de los orificios. Debido a que el rendimiento del pozo
se ve influenciado por el tamaño del orificio y la longitud del disparo
que atraviesa el daño de la formación en las cercanías del hueco y la
invasión de los fluidos, los nuevos diseños han producido cargas de
penetración profunda y de agujero grande que maximizan la eficiencia
y la productividad de las completaciones.
La productividad del pozo es sólo uno de los factores de la comple-
tación que se ve afectado por las técnicas de disparo. La estimulación
del pozo y la producción de arena también constituyen motivos de
preocupación para los ingenieros de producción. El uso de las estrate-
gias de disparo adecuadas garantiza la eficiencia y efectividad de la
fracturación hidráulica o de los tratamientos de control de producción
de arena. Asimismo, al combinar las características mecánicas de la
roca, los modelos del subsuelo compartidos y la tecnología de disparo,
es posible optimizar las completaciones diseñadas para las formacio-
nes propensas a producir arena. La orientación y el espaciamiento de
los disparos, el desbalance óptimo y la selección de las mejores cargas
huecas junto con la simulación de los esfuerzos en sitio, les proporcio-
nan a los operadores opciones efectivas en costos para prevenir la pro-
ducción de arena en formaciones débiles o no consolidadas. Los
avances realizados en este aspecto podrían, en última instancia, per-
mitir el uso de completaciones sin tubos ranurados en pozos que en la
actualidad requieren métodos convencionales para la exclusión de
arena, como empaque de grava o fracturas empaquetadas.
El rendimiento de las cargas huecas es un elemento crítico dentro
del diseño de los disparos en cualquier pozo. Sin embargo, la mayor
parte de los datos de pruebas de disparos, si no todos, provienen de
mediciones realizadas sobre blancos de concreto en condiciones de
superficie. Si bien se dispone de algoritmos que tratan de establecer
una correlación entre los datos de las pruebas de superficie y el com-
¿Es la tecnología de disparo una tecnología madura?
portamiento de las cargas huecas en la roca del yacimiento, estos algo-
ritmos no resultan confiables porque las cargas no siempre funcionan
según lo previsto frente a los esfuerzos imperantes en el subsuelo.
Para poder comprender mejor y optimizar las estrategias de disparo
para un yacimiento en particular, es importante probar las cargas hue-
cas bajo las condiciones del yacimiento utilizando núcleos o análogos
de rocas de afloramientos.
Para diseñar y analizar los trabajos de disparo, los ingenieros de
completación, por lo general, utilizan programas de computación con
algoritmos incluidos para estimar el rendimiento de las cargas. Y, en
general, aceptan los resultados sin considerar totalmente la base y la
validez de estos algoritmos, que se fundamentan en muchos supuestos
y no siempre proporcionan soluciones de disparo específicas para cada
pozo. Por lo tanto, cada ingeniero debería reconocer y comprender las
imperfecciones de estos algoritmos programados, así como el poten-
cial impacto técnico y económico sobre las decisiones relativas a la
completación. Al mismo tiempo, es importante seguir considerando los
programas de diseño y las limitaciones de los algoritmos y continuar
con la investigación de las operaciones de disparo.
A pesar de los recientes desarrollos, todavía queda mucho por hacer
en el campo del disparo. La física de las operaciones no se comprende
totalmente, por lo cual es necesario ampliar las investigaciones con el
fin de minimizar las interacciones adversas entre los disparos y las for-
maciones. Es importante mejorar las predicciones en cuanto a los dis-
paros, obtener más datos acerca del rendimiento de las cargas huecas
en condiciones de fondo, estandarizar los procedimientos de las prue-
bas, diseñar nuevas cargas y materiales para los revestimientos de las
mismas, y continuar desarrollando otras soluciones específicas, tales
como el control de la producción de arena y las metodologías de preven-
ción (véase "Técnicas de diseño de los disparos para optimizar la pro-
ductividad," página 54). A la luz de los avances tecnológicos realizados
durante los últimos cinco años y, debido a la considerable importancia
que se asigna a las operaciones de disparo en la actualidad, resulta
obvio que aún queda mucho por aprender acerca de la optimización de
la tecnología de disparo para las completaciones de pozos.
David UnderdownAsesor TécnicoChevron Production & Technology CompanyHouston, Texas, EE.UU.
David Underdown se desempeña como Asesor Técnico en el Centro dePerforación y Técnica de Houston, donde es responsable de ingeniería decompletaciones y se ocupa especialmente del control de la producción dearena y técnicas de disparo. Entre 1984 y 1993 trabajó en ARCO en Plano,Texas, como ingeniero de completaciones dedicado a temas relacionados conel control de la producción de arena y el daño de la formación. Durante losdos años siguientes se desempeñó como Presidente de UNITEC ConsultingCompany en Plano. En 1995 y 1996 trabajó como director técnico de laDivisión de Tecnología de Pozos de Pall Corporation en Port Washington,Nueva York, donde tuvo a su cargo el soporte técnico de la división. Se incor-poró a Chevron en 1996. David obtuvo su doctorado en físico-química en laUniversidad de Houston. Fue editor de las monografías sobre el control de la producción de arena y fluidos de completación de la SPE. Además es miembrodel Comité de premios de la SPE y editor técnico de la publicación Drilling & Completions de la SPE.
Consejo editorialTerry AdamsAzerbaijan International Operating Co., Baku
Syed A. AliChevron Petroleum Technology Co.Houston, Texas, EE.UU.
Antongiulio AlborghettiAgip S.p.AMilán, Italia
Svend Aage AndersenMaersk Oil and Gas ASCopenhagen, Dinamarca
Michael FetkovichPhillips Petroleum Co.Bartlesville, Oklahoma, EE.UU.
George KingBP Amoco CorporationHouston, Texas
David Patrick MurphyShell E&P CompanyHouston, Texas
Richard WoodhouseConsultor independienteSurrey, Inglaterra
Oilfield Review es una publicación trimestral de Schlumberger destina-da a los profesionales de la industria petrolera, cuyo objetivo es brindarinformación acerca de los adelantos técnicos relacionados con labúsqueda y producción de hidrocarburos. Oilfield Review se distribuye entre los empleados y clientes de Schlumberger.
Cuando se menciona sólo el lugar de residencia de un colaborador, significa que forma parte del personal de Schlumberger.
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Traducido y producido por LincED Int’l, Inc. y LincED Argentina, S.A.
En esta publicación se utiliza un asterisco (*) para indicar las marcas de Schlumberger.
Editor ejecutivoDenny O’BrienEditor seniorLisa StewartEditoresRussel C. HertzogGretchen M. GillisColaboradoresRana Rottenberg
Editor senior de producciónMark E. Teel IlustracionesTom McNeffMike MessingerGeorge StewartDavid FierroDiseñoHerring DesignImpresiónWetmore Printing Company, EE.UU.
Verano de 2000Volumen 12Número 1
Schlumberger
32 Control del agua
A medida que aumenta la cantidad de agua producida o que el agua invadezonas no convenientes, surgen graves problemas en las operaciones de pe-tróleo y gas. El exceso de agua reduce la productividad, aumenta la corro-sión y obliga a los operadores a extender los tratamientos de agua y los sis-temas de eliminación de la misma. El estudio de diversos casos muestracómo se diagnostican y se monitorean los problemas de agua complejos, demanera que se puedan aplicar las soluciones probadas con el fin de reducirla producción de agua, disminuir los costos y mejorar la producción dehidrocarburos.
2 Soluciones para los problemas de la construcción de pozos enaguas profundas
Muchos de los nuevos descubrimientos son campos muy prolíficos situadosen aguas ultraprofundas donde el medio ambiente presenta condicionesdifíciles para la construcción de los pozos. En este artículo se analizan losproblemas típicos de las operaciones en aguas profundas, incluyendo laperforación de sedimentos no consolidados, la identificación de zonas conflujo de agua indeseado, la predicción de la presión de poro, la cementa-ción y el refuerzo al flujo submarino. Mediante el estudio de casos se de-muestra la eficacia de los métodos comprobados y las nuevas técnicas ten-dientes a resolver estos problemas y garantizar operaciones eficientes,seguras y efectivas en costos.
80 Colaboradores
83 Próximamente en Oilfield Review y nuevas publicaciones
Oilfield Review
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54 Técnicas de diseño de los disparos para optimizar la productividad
Un método de diseño práctico y orientado a las necesidades específicas lespermite a los operadores utilizar mejor las cargas de penetración profundapara puentear la zona invadida; las cargas de agujero grande para la estimu-lación por fracturamiento hidráulico; o el empaque de grava para el controlde la producción de arena, además de aplicar los nuevos métodos que per-miten maximizar el área de flujo de los disparos y optimizar el espaciamien-to entre los mismos para prevenir el arenamiento. En este artículo se anali-zan los principios físicos de los disparos, las cargas huecas explosivas, lamitigación del daño, los criterios de diseño, y las diversas estrategias yopciones de sistemas de transporte de las pistolas o cañones para las com-pletaciones con disparos de alto rendimiento.
20 Nuevos rumbos en la perforación rotativa direccional
Los sistemas de perforación rotativa direccional permiten perforar trayecto-rias de pozos especiales, que incluyen pozos horizontales, de alcance exten-dido y con otros perfiles complejos, a la vez que se evitan los problemasoriginados por el deslizamiento durante la perforación direccional conven-cional. En este artículo se explica cómo funcionan los sistemas rotativosdireccionales y, mediante ejemplos de campo, se demuestran el incrementode la tasa de penetración y la mayor confiabilidad que se obtienen gracias alas herramientas rotativas direccionales de última generación.
2 Oilfield Review
Soluciones para los problemas de laconstrucción de pozos en aguas profundas
Gérard CuvillierStephen EdwardsGreg JohnsonDick PlumbColin SayersHouston, Texas, EE.UU.
Glen DenyerEEX CorporationHouston, Texas
José Eduardo MendonçaPetrobrasRío de Janeiro, Brasil
Bertrand TheuvenySandsli, Noruega
Charlie ViseNueva Orleáns, Luisiana, EE.UU.
Se agradece la colaboración de Alain Boitel, Pointe Noire,República del Congo; Alan Christie y Ashley Kishino,Rosharon, Texas, EE.UU.; Gary Dunlap, Río de Janeiro, Brasil;Frank Mitton y Robin Walker, Houston, Texas; Les Nutt, Fuchi-nobe, Japón; James Nutter, Macae, Brasil; y David Viela,Luanda, Angola.AIT (herramienta de Imágenes de Inducción), CDR (Resis-tividad Dual Compensada), DeepCRETE, INFORM (softwarede modelado teórico), ISONIC (herramienta del sónicodurante la perforación IDEAL ), MDT (Probador de laDinámica de la Formación), PERFORM (Desempeño Mediante el Manejo de Riesgos) y RFT (Probador de la Formación a Repetición) son marcas de Schlumberger.
Los pozos situados en aguas profundas tienen una importancia clave para el futuro
de la industria petrolera. La construcción de pozos en mares cuyas profundidades
alcanzan millas o kilómetros presenta nuevos retos que obligan a la industria
petrolera a implementar nuevas soluciones y a perfeccionar su desempeño.
Verano de 2000 3
Gran parte de las futuras reservas de petróleo delmundo se encuentran debajo de los océanos, allímite de nuestras posibilidades actuales dealcance y aún más allá. Todo indica que en elfuturo será posible perforar a profundidades aúnmayores. Los rápidos avances realizados en losmétodos de exploración y producción (E&P) enaguas profundas durante los últimos cinco añosdemuestran que apenas se rompe un récord,surge otro que lo supera.
Los operadores se sienten atraídos por la ex-ploración en aguas profundas, ante la perspecti-va de hallar grandes reservas y altas tasas deproducción que justifiquen los gastos y riesgosadicionales. Algunos campos situados en aguasprofundas contienen más de 2 mil millones debarriles [320 millones de m3], y un solo pozo pue-de producir 50.000 barriles por día [8000 m3⁄día].A fines de 1998, en los 28 campos que producíana una profundidad del lecho marino de por lomenos 500 m [1640 pies] se obtenían 935.000bpd [150.000 m3]. La mayor parte de estos cam-pos se encuentran en el Golfo de México y en lascostas de Brasil, aunque ya se han descubierto, oal menos se esperan descubrir otros campossituados en aguas profundas en las costas deAfrica Occidental, en el Lejano Oriente y en lasmárgenes del Atlántico Norte (derecha interior).Según los informes de los analistas, en todo elmundo se ha descubierto un volumen adicionalde 43,5 miles de millones de barriles [6,9 milesde millones de m3] de petróleo en aguas en queel lecho marino supera los 500 m de profundidad,con una reserva potencial de otros 86,5 miles de
millones de barriles [13,7 miles de millones dem3] (abajo a la derecha).1 Hasta el momento sólose ha explorado aproximadamente la mitad de lasuperficie que se supone contiene hidrocarburosdebajo de aguas profundas. Algunas estima-ciones sugieren que el 90% de las reservas dehidrocarburos aún no descubiertas en el mundoen zonas marinas se encuentran en mares cuyasprofundidades superan los 1000 m [3280 pies].2
Existen diversas definiciones de aguas "pro-fundas," que varían según la actividad considera-da. Por lo general, con respecto a la construcciónde pozos, se considera profundo todo aquello quesupere los 500 metros, o 1500 pies de profundi-dad. Cuando las profundidades del lecho marino
son mayores, surgen otros requerimientos tec-nológicos, si bien existen soluciones al respecto.Cuando se consideran profundidades superioresa los 2000 m, o 7000 pies, se habla de aguasultraprofundas. En estos casos, de existir solu-ciones, éstas se adaptan especialmente paracada proyecto. Los organismos gubernamentalesy entes reguladores pueden adoptar otras defini-ciones con respecto al concepto de profundidad,por ejemplo, lo que se encuentra más allá delcambio litológico que existe entre la plataformacontinental y el talud continental, y otorgan ven-tajas comparativas en materia de impuestos oregalías a los campos que se encuentran dentrode este ámbito.
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75Golfo de MéxicoBrasilAfrica OccidentalLejano OrienteOtras regiones
> Campos petroleros situados en aguas profun-das, agrupados por región y en función deltiempo. (Adaptado de Thomas, referencia 1).
1. Thomas M: “Into the Ultradeep,” Deepwater Technology,Supplement to Petroleum Engineer International 72, no. 5(Mayo de 1999): 1-3, 5, 7.Moritis G: “Options to Produce Deepwater Oil, Gas to Proliferate,” Oil & Gas Journal 97, no. 50 (Diciembre 13, 1999): 69-72.
2. Moritis, referencia 1.
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AfricaOccidental
AfricaOccidental
CuencasAntárticasde aguasprofundas
Otras
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>Miles de millones de barriles de reservas des-cubiertas y potenciales en aguas profundas.(Adaptado de Thomas, referencia 1).
Los trabajos científicos de perforación, talescomo los del Programa de Perforación Oceánica(Ocean Drilling Program), solventado con fondosinternacionales, y los de su antecesor, el Proyectode Perforación en Aguas Profundas, han perfo-rado pozos por debajo de los 7044 m [23.111 pies]de profundidad del lecho marino. Sin embargo, nohay que olvidar que cuando se perforan huecosde investigación no se tienen en cuenta muchasde las restricciones económicas y operativas quese imponen a la industria de E&P en las zonasmarinas.3
El récord actual de profundidad submarina enperforación de pozos petroleros corresponde a unpozo perforado por Petrobras en la zona marina deBrasil, donde la profundidad del lecho marino esde 2780 m [9111 pies].4 Este récord fue superadoen cuatro oportunidades durante 1999, a medidaque la profundidad aumentaba de 2353 a 2780 m[de 7718 a 9111 pies]; tantas veces como a lo lar-go de los cinco años anteriores, cuando se logróprogresar de 2009 a 2351 m [6592 a 7712 pies].
Los mayores desafíos en la construcción depozos en aguas profundas se relacionan en partecon las grandes profundidades, pero también conlas condiciones que se encuentran en cada unade las zonas petroleras situadas en aguas pro-fundas. En las aguas más profundas, la per-foración se puede realizar sólo desde unaplataforma de perforación semisumergible o unabarcaza de perforación, ambas con sistema deposicionamiento dinámico. Los equipos conven-cionales amarrados al fondo del mar han perfora-do hasta en profundidades de lecho marino de1836 m [6023 pies] en el Golfo de México. En laszonas marinas de Africa Occidental, las condicio-nes pueden resultar sumamente diferentes conrespecto a las del Golfo de México, donde la pre-sencia de corrientes submarinas dificultan el ma-nejo del tubo ascendente. Es necesario utilizarequipos de perforación mucho más grandes y po-tentes para mantener la estabilidad frente a lasfuertes corrientes y para transportar el volumenadicional de lodo y maniobrar el tubo ascendente,ambos necesarios para construir el pozo. Por otra
parte, la profundidad extrema del agua tambiénpuede tener un fuerte impacto en el tiempo impro-ductivo del equipo de perforación. Por ejemplo, sise produce un inconveniente en el funcionamientodel preventor de reventones submarino (BOP, porsus sigas en Inglés), puede llevar tres días sóloelevarlo hasta la superficie para repararlo.
El desafío más importante con respecto a laconstrucción de pozos en aguas profundas con-siste en perforar un hueco estable. En las cuen-cas sedimentarias jóvenes que presentan altastasas de deposición, como en el Golfo de Méxicoy partes de las zonas marinas de Brasil y AfricaOccidental, los sedimentos pueden resultar sub-compactados durante el enterramiento. Puedeocurrir que las presiones de poro sean elevadas yque los gradientes de fractura sean bajos encomparación con los de los pozos terrestres enlas mismas profundidades, y que la diferenciaentre la presión de poro y el gradiente de fracturasea reducida. Para poder diseñar pozos segurosse requieren conocimientos avanzados respectode la presión de poro y del gradiente de fractura,ya que para perforar un hueco hidráulicamenteestable se debe mantener el peso del lodo deperforación dentro del margen entre el gradientede fractura y la presión de poro. En algunosproyectos, se necesita un número determinadode sartas de revestimiento para controlar lossedimentos someros y no consolidados, así comolas zonas de transición más profundas en las queno se puede llegar hasta el yacimiento. O bien, sise lo alcanza, el diámetro de la tubería de pro-ducción que se podrá colocar dentro del revesti-dor final es tan pequeño que el proyecto sevuelve antieconómico, ya que las tasas de flujose ven restringidas.
En áreas como el Golfo de México, los peli-gros relacionados con el flujo de fluidos prove-nientes de zonas someras dificultan laconstrucción de los pozos. Estas zonas que seencuentran por debajo del lecho marino soncapaces de producir agua y cuando se lasatraviesa con una mecha de perforación puedenprovocar graves problemas de inestabilidad del
hueco. Por otra parte, las zonas con flujo de aguaimpiden el perfilaje y las operaciones de re-entrada a pozo abierto, además del emplaza-miento de cemento por detrás del revestidor.
Hoy en día, en aguas de mayor profundidad,los huecos se completan con cabezales de pozosy árboles de producción instalados sobre el lechodel mar, conectados con líneas de flujo paratransportar los hidrocarburos hasta la superficie.Las estructuras de superficie pueden ser embar-caciones de producción flotantes de almace-namiento y descarga (FPSO, por sus siglas enInglés) o bien plataformas anfitrionas ubicadasen las inmediaciones. El control de los pozos sub-marinos activos para realizar pruebas, completa-ciones e intervenciones requiere el uso deequipos confiables y diseñados especialmentepara tales propósitos.5 Por lo general, los fluidosdeben recorrer varios kilómetros de tuberías ymuchas veces dependen de bombas sumergiblesu otras técnicas de levantamiento artificial parapoder llegar a la superficie.6 Los pozos puedenresultar más productivos mediante la instalaciónde dispositivos permanentes de monitoreo y con-trol de flujo en el fondo.7
Para mantener el flujo de los hidrocarburoscon las más altas tasas posibles no sólo es nece-sario contar con las tuberías del tamaño ade-cuado, sino también se deben tener en cuenta lasdemás condiciones que pueden provocar blo-queos en el flujo. Las altas presiones y bajas tem-peraturas que soportan los pozos de aguasprofundas cerca del lecho marino facilitan la for-mación de compuestos sólidos a partir de mez-clas de agua y gas natural, que semejan trozos dehielo y se denominan hidratos de gas. Estos sóli-dos pueden bloquear el flujo dentro de lastuberías y despresurizarse en forma explosivacuando llegan a la superficie. En el pasado, pro-
4 Oilfield Review
3. Los pozos con fines científicos pueden ser perforados sinpreventores de reventones (BOPs) o tubos ascendentespara el retorno del lodo y no se les coloca tubería de re-vestimiento, ni equipamiento de completación. Su objetivoconsiste en recopilar información, no producir hidrocar-buros y, de hecho, en el caso de detectarse la presenciade hidrocarburos o sobrepresión, la perforación se sus-pende.
4. DeLuca M: “International Focus,” Offshore 60, no. 1 (Enero de 2000): 10.
5. Christie A, Kishino A, Cromb J, Hensley J, Kent E, McBeathB, Stewart H, Vidal A y Koot L: “Soluciones submarinas,”Oilfield Review 11, no. 4 (Primavera de 2000): 2-19.
6. Fleshman R, Harryson y Lekic O: “Artificial Lift for High-Volume Production,” Oilfield Review 11, no. 1 (Primavera de 1999): 48-63.
7. Algeroy J, Morris AJ, Stracke M, Auzerais F, Bryant I,Raghuraman B, Rathnasingham R, Davies J, Gai H, Johan-nessen O, Malde O, Toekje J y Newberry P: “Controlremoto de yacimientos,” Oilfield Review 11, no. 3 (Otoño de1999): 18-29.Eck J, Ewherido U, Mohammed J, Ogunlowo R, Ford J, Fry L, Hiron S, Osugo L, Simonian S, Oyewole T y VenerusoT: “Monitoreo en el fondo del pozo: su evolución,” Oilfield Review 11, no. 4 (Primavera de 2000): 20-33.
Para poder diseñar pozos seguros se requieren conocimientos
avanzados respecto de la presión de poro y del gradiente de frac-
tura, ya que para perforar un hueco hidráulicamente estable se
debe mantener el peso del lodo de perforación dentro del margen
entre el gradiente de fractura y la presión de poro.
Verano de 2000 5
vocaban catástrofes en las operaciones de per-foración en zonas marinas. Los hidratos sepueden formar también en forma natural en ellecho del mar y por debajo del mismo, por lo cualrepresentan un peligro si se los penetra durantela perforación. Por otra parte, existen otros sóli-dos, como las parafinas, que pueden provocar blo-queos en las tuberías, que es necesario prevenir.
La industria petrolera debe desarrollar solu-ciones para estos y muchos otros problemas enaras de garantizar la seguridad y la eficiencia delas operaciones en aguas profundas. En algunoscasos, la solución consistirá en una nueva herra-mienta o una técnica completamente nueva,mientras que en otros, la aplicación innovadorade una tecnología ya existente puede propor-cionar la respuesta necesaria. En este artículo sedescriben algunos de los métodos nuevos yaprobados y otras soluciones potenciales queharán posible la continua expansión de las activi-dades de E&P en aguas más profundas.
Excelencia en aguas profundasLos adelantos tecnológicos que se requieren paraquebrar las barreras impuestas por los grandesocéanos son de tal envergadura que no se pue-den alcanzar en forma individual, o a través deuna sola compañía. Tanto las compañías petrole-ras como las empresas de servicios, los con-tratistas de perforación, las institucionesacadémicas, los grupos gubernamentales y los
fabricantes de equipos se encuentran empeña-dos en la búsqueda de soluciones. Algunas com-pañías petroleras establecen sus propios gruposde perforación especializados para supervisar lastareas de perforación en aguas profundas.Muchos operadores y contratistas forman con-sorcios industriales, iniciativas y proyectos con-juntos con el propósito de identificar las brechastecnológicas y aunar sus conocimientos y recur-sos. A modo de ejemplo cabe mencionar: el con-sorcio Deepstar dirigido por Texaco en losEE.UU., PROCAP encabezado por Petrobras enBrasil, el Grupo Industrial Conjunto de lasMárgenes del Atlántico (AMJIG, por sus siglasen Inglés) en el Reino Unido y el ProgramaNoruego de Aguas Profundas.
Con el objeto de responder a la demanda desoluciones técnicas para la perforación en aguasprofundas en el presente y en el futuro,Schlumberger creó el Centro de Excelencia enAguas Profundas, un centro de soluciones di-rigido por expertos que se encuentra basado enHouston, Texas, EE.UU. La misión de este centroconsiste en realizar un esfuerzo cooperativoglobal en conjunto con la industria petrolera, ten-diente a identificar y desarrollar las mejores solu-ciones efectivas en costos para hacer frente a losdesafíos de las operaciones en aguas profundas.
El Centro de Excelencia en Aguas Profundasha definido métodos específicos para alcanzarestos objetivos. En primer lugar, la organización
debe reconocer la existencia de aplicaciones exi-tosas dentro de los grupos de la compañía, darprioridad a las necesidades de nuevas tecno-logías y proponer soluciones técnicas a los cen-tros de ingeniería y a los clientes. En segundolugar, se deben establecer redes internas y exter-nas para transferir conocimientos y proveeradiestramiento. Los expertos del Centro deExcelencia en Aguas Profundas manejan y pro-mueven el desarrollo de soluciones en alguno delos cuatro dominios técnicos específicos: cons-trucción de pozos, sistemas de completación,producción e intervención, y geología y geofísica(abajo). Estos están alineados con procesos depozos críticos y con las estructuras actuales delas compañías. Por último, el centro tambiénactúa como representante de Schlumberger enlos proyectos conjuntos relacionados con aguasprofundas para ayudar a poner en práctica losconocimientos adquiridos.
Con el fin de superar una amplia variedad deobstáculos de E&P en aguas profundas se han for-mado varios proyectos industriales conjuntos(JIPs, por sus siglas en Inglés). Algunos de ellos seestablecieron para investigar formas de reducircostos y operar con menor impacto sobre el medioambiente, mientras que otros están diseñadospara permitir el desarrollo de actividades en aguasmás profundas: sin ellos, la industria petrolera nologrará desarrollar las reservas que se encuentranen aguas ultraprofundas.
Construcción de Pozos
Optimización de la perforación
Tecnología del tubo ascendente
Embarcaciones alternativas
Fluidos de perforación
Perforación direccional
Tecnología de cementación
Geología y Geofísica
Sísmica marina y sísmica de pozo
Evaluación de formaciones ultra-profundas
Peligros geotécnicos de zonas someras
Optimización del yacimiento
Alianzas Otros Centros de ExcelenciaCentros de Ingeniería de Productos e Ingeniería
Submarina
Producción e Intervención
Aplicación de tubería flexible
Sistemas de árboles submarinos
Perforación direccional
Tecnología de cementación•Sistemas de producción•Sistemas de intervención•Embarcaciones de intervención
Desarrollo completo del campo
Sistemas de producción flotantes
Garantía de fluencia
Sistemas de Completación
Tecnologías de completación
Sistemas para control de arenas
Técnicas de disparo
Pruebas de pozos
Sistemas inteligentes
Aislamiento zonal
Equipamientos de producción
Centro de Excelencia en Aguas Profundas
Centros de Investigación y Desarrollo
> Organización del Centro de Excelencia en Aguas Profundas. Este centro trabaja para identificar las deficiencias tecnológicas,priorizar las necesidades y facilitar el desarrollo de soluciones frente a los problemas de las operaciones en aguas profundas.Cuatro dominios técnicos se vinculan con otros sectores de la organización Schlumberger para transferir conocimientos.
Proyectos industriales conjuntos de perforaciónUn JIP es un proyecto para diseñar un nuevo mé-todo de perforación y construcción de pozos enaguas profundas con un número mínimo de sartasde revestimiento, para poder alcanzar los objeti-vos geológicos profundos con un hoyo cuyo tama-ño permita la producción de hidrocarburos conaltas tasas de flujo. En el Golfo de México y enlas cuencas de las zonas marinas de Africa Occi-dental, las altas tasas de deposición provocan larápida acumulación de sedimentos, que alcanzanprofundidades considerables sin llegar a compac-tarse o desalojar el agua acumulada en los poros.En estas formaciones débiles y no consolidadas,las presiones de poro son elevadas y, para con-tener el avance de los fluidos de formación, seutilizan lodos de perforación pesados. Sin embar-go, las presiones de fracturación son bajas; debi-do a la gran distancia existente entre el equipo deperforación y la formación se crea una columnade lodo tan pesada en la sarta de perforación y enel tubo ascendente, que el peso del lodo fracturala formación a menos que se haya colocado unrevestidor. En las porciones superiores del pozose colocan varias sartas de revestimiento, por loque se reduce el número de columnas disponiblespara subsanar posibles contingencias que sepueden encontrar a mayor profundidad, como porejemplo zonas de pérdidas de circulación, forma-ciones sobrepresurizadas y otros incidentes rela-cionados con el control de los pozos. En este tipode formaciones, un pozo situado en aguas pro-fundas podría costar más de 50 millones dedólares y aún así no alcanzar su objetivo.
En 1996, 22 compañías constituyeron un JIPcon el fin de eliminar el efecto de la profundidaddel agua en la planificación y la perforación de lospozos de aguas profundas. El grupo determinó quela solución más viable implicaba reducir el pesodel lodo sobre la formación cambiando el sistemade retorno del lodo a la superficie (arriba a laderecha). El JIP Subsea Mudlift Drilling (levan-tamiento submarino del lodo de perforación), queactualmente está integrado por representantes deConoco, Chevron, Texaco, BP Amoco, Diamond
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Presión
Presiónhidrostática
submarina
Presión hidrostáticadel lodo convencional
Presiónde fractura
Presiónde poroProfundidades
de los revestidores
< Perforación convencional con gradiente único;requiere varias sartas de revestimiento. Cuando elmargen entre la presión de poro y la presión defractura es pequeño, la perforación convencional,con su gradiente de presión tomado a partir del niveldel mar, requiere frecuentes incrementos de ladensidad del lodo, además de columnas de reves-timiento adicionales para evitar las fracturaciones.
Convencional
Tubo marinoascendente
Sarta deperforación
Lodo en el tuboascendente yen la sartade perforación
Grad
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Levantamiento Submarino del Lodo
Tubo marinoascendente
Lodo en la sartade perforación
Sarta deperforación
Agua de maren el tuboascendente
Retorno del lodoa la superficie
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Profundidadesde losrevestidores
Profundidadesde losrevestidores
> Tecnologías de perforación en aguas profun-das: convencional (izquierda) y con levan-tamiento submarino del lodo (derecha). En laperforación convencional, el peso de la columnade lodo en el tubo ascendente a menudo esdemasiado elevado para perforar sin provocarfracturas en las formaciones débiles. La tec-nología de levantamiento submarino del lodopermite aislar el lodo y bombearlo de regreso ala superficie fuera del tubo ascendente paraaliviar la carga, lo cual permite continuar con laperforación sin llegar a fracturar la formación.
Verano de 2000 7
Offshore, Global Marine, Schlumberger y Hydril,se encuentra abocado al desarrollo de esta tec-nología que, según lo planificado, estará dis-ponible para la industria en el año 2002.
En la perforación convencional, la columna delodo se extiende desde el equipo de perforaciónhasta el fondo del pozo y forma un gradienteúnico de presión de lodo (página anterior, abajo).Para disminuir la carga en el tubo ascendente sereemplaza el gradiente único de presión por unsistema de gradiente doble: un gradiente de pre-sión hidrostática actúa desde el equipo de per-foración hasta el lecho del mar, que en algunoscasos se denomina nivel del lodo, mientras queun nuevo gradiente de presión más elevado actúadesde el nivel del lodo hasta el fondo del hueco.En el sistema de gradiente doble, los gradientesde fractura, de la presión de poro y de presión delodo tienen como nivel de referencia el nivel dellodo en lugar del equipo de perforación (abajo).
La disminución de la presión del lodo en elhoyo puede permitir el ahorro de hasta cuatrocolumnas de revestimiento en el diseño del pozo(derecha). La tecnología del gradiente doble haceposible que cualquier pozo, cualquiera sea la pro-fundidad del agua, alcance su objetivo en el yaci-miento con un hoyo de 121⁄4 pulgadas dediámetro. Los pozos de gran diámetro que sepueden perforar gracias a la perforación conlevantamiento submarino del lodo podrán com-pletarse con tuberías de producción de 7 pul-gadas de diámetro hasta el nivel del lodo, con locual muchos pozos pueden alcanzar su máxima
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Presión
Presiónhidrostática
submarinaPresiónde poro
Presiónde fractura
Presión hidrostáticadel lodo con gradiente doble
Profundidadesdel revestidor
< Perforación con gradiente doble y con menornúmero de sartas de revestimiento. Debido a que losgradientes de la presión de poro, de fractura y de lodotienen como plano de referencia el nivel del lodo(lecho marino) en lugar del nivel del mar, este sistemade perforación permite construir el pozo con éxito uti-lizando menor cantidad de columnas de perforación,incluso en los casos en que existe un estrecho margenentre la presión de poro y la presión de fractura.
> El uso del método del gradiente doble requiere una menor cantidad de sartas derevestimiento y permite un revestidor de completación de mayor diámetro. El menornúmero de sartas de revestimiento utilizado en la perforación en aguas profundas congradiente doble (derecha) comparado con la perforación convencional (izquierda) per-mite disminuir costos y posibilita el uso de una tubería de producción de mayordiámetro en el fondo del pozo, con la cual se obtiene mayor productividad.
Convencional Gradiente Doble
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Tubería de51/2 pulgadas
Tubería de7 pulgadas
Tamaño del revestidoren pulgadas
Tamaño delrevestidor enpulgadas
tasa de flujo potencial. Por otra parte, este mayortamaño del hoyo permitirá adicionar pozos hori-zontales o tramos laterales múltiples, necesariospara optimizar el drenaje del yacimiento. En con-secuencia, será necesario perforar un menor nú-
mero de pozos para drenar un yacimiento en for-ma adecuada, con lo cual se logra una reducciónconsiderable en las erogaciones de capital des-tinadas al desarrollo del campo, además de unincremento en la recuperación final. Debido a lamenor presión del lodo, también disminuyen losproblemas de pérdidas de circulación. El JIP es-tima que estos beneficios pueden implicar aho-rros de entre 5 y 15 millones de dólares por pozo.
Existen varios métodos para reducir el pesodel lodo en el tubo ascendente de perforación. ElJIP de levantamiento submarino del lodo de per-foración está desarrollando un sistema con doscomponentes principales. En primer lugar, undivergente rotativo submarino aisla el fluido quese encuentra en el tubo ascendente con respectoal pozo y desvía el fluido de perforación (deretorno) desde la base del tubo ascendente alsegundo componente clave, una bomba de levan-tamiento de lodo. Esta bomba dirige el lodo deregreso al equipo de perforación por medio deuna línea de flujo aislada del tubo ascendente eimpide que la presión hidrostática del lodo en lalínea de retorno se transmita al hoyo.
El diseño del sistema y las pruebas de campopreliminares se llevarán a cabo durante el año2000 y principios del 2001, después de lo cual serealizarán pruebas en aguas profundas a escalanatural. El sistema comercial será construido en
el año 2001 y probado en el 2002, con lo cualquedará abierto el camino para iniciar la per-foración en cientos de parcelas situadas enaguas profundas.
Otros JIPs tratan de resolver el mismo proble-ma por otros medios. Desde 1996, Shell E&P sub-venciona el desarrollo de un sistema de bombeosubmarino que alcanza un gradiente doble contecnología existente en los casos en que resultaposible.8 Este proyecto, en el que han participadodiversas compañías, incluyendo FMC Kongsberg,Alcatel, Centrilift, Dril-Quip y Robicon, consisteen la separación submarina de los recortes demayor tamaño de manera que se puedan utilizarbombas electrosumergibles para transportar ellodo a la superficie, mientras que los recortesremanentes se dejan sobre el lecho del mar.
Predicción de las presionesEn las cuencas sedimentarias típicas, las forma-ciones se compactan a medida que se produce elenterramiento. Los fluidos que se encuentran enlos poros son expulsados, los sedimentos se com-pactan para formar rocas consolidadas y la pre-sión de poro aumenta hidrostáticamente con laprofundidad. En el caso de las cuencas con altastasas de deposición, como el Golfo de México,los fluidos excedentes pueden quedar atrapadosen los sedimentos de baja permeabilidad mien-tras continúan enterrándose. Estas formacionesse vuelven subcompactadas y se desarrolla unasobrepresión o presión de poro superior a lahidrostática. En las zonas con sobrepresión, laporosidad de la roca o alguna medición de un pa-rámetro sensible a la porosidad, como el tiempo
8 Oilfield Review
Carga de datos del proyectoDatos sísmicosRegistros de pozos vecinosDatos de perforación depozos vecinos
Datos de calibraciónDensidades del lodoReventones, pérdidasPresiones de RFT y/o MDT
Predicción de lapresión de poro
Perfil de la presión de poro
Puntos de asentamiento delos revestidoresDensidad del lodoRiesgosNuevos datos requeridos
Revisión del plan del pozo
Modelo de esfuerzosGradiente de fractura
Procesamiento de datosEdición previa al procesamientoEstratigrafía mecánicaEsfuerzo de sobrecargaVp, Perfil de resistividadRelación tiempo-profundidad
Procesamiento sísmicoPerfil de velocidad interválica
Registros en tiempo realRegistros de pruebas develocidadPerfilaje durante la perforación(rayos gamma, ISONIC, datosde presión)
Datos ingresadosal plan del pozo
> Secuencia de tareas para la predicción de la presión de poro. Por medio de datos,presiones y registros sísmicos, los ingenieros desarrollan una predicción inicial de lapresión de poro y un modelo de esfuerzos, que a su vez sirven para perfeccionar laplanificación del pozo. La información adquirida en tiempo real durante la perforaciónpermite actualizar la planificación del pozo.
de tránsito o la resistividad de la formación, sedesvía con respecto a su tendencia normal decompactación. Estas zonas sobrepresionadaspueden resultar peligrosas durante la perfo-ración, ya que si no se detectan pueden provocaramagos de reventón (o brotes imprevistos) yrequieren un número adicional de sartas de re-vestimiento para mantener el peso del lodo den-tro de la diferencia admitida entre la presión deporo y el gradiente de fractura.
Para poder construir pozos en aguas profun-das en forma segura y económica, resulta im-prescindible tener un conocimiento acabado delas presiones de poro. Antes de la perforación, lapresión de poro se puede calcular a partir deotros elementos, tales como las velocidades sís-micas locales, la experiencia en perforación, lasdensidades del lodo y las mediciones sónicas yde resistividad obtenidas en pozos cercanos.9 Lavalidez de las predicciones de la presión depen-derá de la calidad de los datos ingresados, de laeficacia del método empleado para calcularla yde la calibración con respecto a las presionesmedidas. Si bien no se realiza en forma habitual,para perfeccionar el modelo de la presión deporo se lo puede actualizar con datos de cali-bración locales derivados de observaciones deperforación, de registros obtenidos durante laperforación y de perfiles sísmicos verticales, ge-nerados a partir de fuentes de superficie o de lamecha de perforación como fuente acústica(izquierda).10
8. Furlow W: “Shell Moves Forward with Dual GradientDeepwater Drilling Solution,” Offshore 60, no. 3 (Marzo de 2000): 54, 96.
9. Referencias selectas sobre estimación de la presión deporo: Bowers GL: “Pore Pressure Estimation from VelocityData: Accounting for Pore-Pressure MechanismsBesides Undercompaction,” SPE Drilling and Comple-tion 10, no. 2 (Junio de 1995): 89-95.Dutta NC: “Pressure Prediction from Seismic Data: Implication for Seal Distribution and Hydrocarbon Exploration and Exploitation in Deepwater Gulf of Mexico,” in Moller-Pedersen P and Koestler AG (eds):Hydrocarbon Seals: Importance for Exploration and Production, Publicación especial de NPF, no. 7. Singa-pur: Elsevier Science, 1997.Eaton BA: “The Equation for Geopressure Predictionfrom Well Logs,” artículo de la SPE 5544, presentado enla Reunión Anual del Otoño de la SPE, Dallas, Texas,EE.UU., Septiembre 28-Octubre 1, 1975.Hottman CE y Johnson RK: “Estimation of FormationPressures from Log-Derived Shale Properties,” Journal of Petroleum Technology 16, no. 6 (Junio de 1965): 717-722.Pennebaker ES: “Seismic Data Indicate Depth, Magnitude of Abnormal Pressures,” World Oil 166, no. 7 (Junio de 1968): 73-78.
10. Armstrong P y Nutt L: “Drilling Optimization Using Drill-Bit Seismic in the Deepwater Gulf of Mexico,” artículo de las IADC/SPE 59222, presentado en la Confe-rencia de Perforación de las IADC/SPE, Nueva Orleáns,Luisiana, EE.UU., Febrero 23-25, 2000.
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Este método resultó de fundamental impor-tancia para el éxito de un proyecto de perforacióncon tres pozos realizado recientemente en elGolfo de México para la Corporación EEX. Elprimer pozo comenzó a perforarse con unapredicción preliminar de la presión de poro quese debía actualizar durante el proceso de per-foración. La predicción fue actualizada y cali-brada con información derivada de amagos dereventón.
En el segundo pozo, se aplicó la nueva téc-nica de predicción de la presión de poro.Mediante registros sónicos, de resistividad y depesos de lodo, y la experiencia en perforaciónadquirida en un pozo vecino fue posible crear elmodelo preliminar de la presión de poro. Seesperaba que el nuevo pozo encontrara la mismacomposición geológica que el pozo vecino, pero
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Tiempo de tránsito
Tendencia de la porosidadderivada del tiempo de tránsito
Tendencia de la porosidadderivada de la resistividad
Puntos de resistividad
Resistividad
Velocidad interválica sísmica
0 20Presión de poro (sónico)
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Peso del lodo de pozos vecinos
Gradiente de sobrecarga
Tendencia normal de compactación
Tendencia normal de compactación
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Amagode reventón
Tendencia normal de compactación
> Datos obtenidos en pozos vecinos correspondientes a las predicciones de presión de poro. Tanto los datos sónicos, como las mediciones deresistividad y las velocidades sísmicas muestran tendencias normales de compactación a niveles someros pero se desvían a medida que aumentala profundidad. Los tres tipos de datos conducen a predicciones de la presión de poro comparables que se calibran con las presiones realescuando las densidades del lodo no resultan suficientes para prevenir amagos de reventones (rombo negro en la pista 4).
que la capa de sal que el otro pozo encontrócerca de los 1980 m [6500 pies] se alcanzaríasólo a profundidades mucho mayores.
En los datos del registro sónico del pozovecino aparece una tendencia normal de com-pactación hasta alrededor de 2440 m [8000 pies],donde se penetra una zona de presión más eleva-da que la normal (abajo). La presión de poroprevista a partir de los datos sónicos puedecalibrarse con respecto a las presiones realesmedidas durante la perforación; se produjo unamago de reventón a los 1520 m [5000 pies]donde la presión de poro superó el peso del lodode perforación. A continuación, la perforacióncontinuó con sobrepresión, con el lodo máspesado que lo necesario. Se realizó un pronósticosimilar de la presión de poro a partir de los datosde resistividad.
Cuando se aplican estas predicciones de lapresión de poro en zonas de sal tectónicamenteactivas se corre el riesgo de que las medicionesrealizadas en la locación del pozo vecino norepresenten la geología que atraviesa el nuevopozo, en especial en las secciones más pro-fundas con mayor posibilidad de presencia desal. El único tipo de información común a los dossitios es la velocidad interválica derivada delprocesamiento de la línea sísmica de superficieque vincula los dos pozos. Si bien las veloci-dades interválicas derivadas de la sísmicaproducen una predicción de la presión de poro deresolución mucho menor, sirven para definirtanto una tendencia normal de compactacióncomo una tendencia de presión prevista parajustificar las predicciones realizadas a partir deotras mediciones.
Las velocidades interválicas derivadas de lasísmica sobre la nueva locación del pozo, juntocon los pronósticos derivados de registros delpozo vecino, ayudan a construir la predicción finalde la presión de poro previa a la perforación(derecha). Las presiones de poro derivadas de lasísmica indican un rango de seguridad en la den-sidad del lodo que disminuye con la profundidad;menos de 2 lbm/gal [0,24 g/cm3] a la profundidadobjetivo de 6100 m [20.000 pies].
En los tres pozos, las presiones de poro ob-tenidas utilizando el método de calibración deSchlumberger se ajustaron a las presiones deporo encontradas en el pozo. En la perforación decada pozo se contó con los servicios de un inge-niero del grupo PERFORM (Desempeño Medianteel Manejo de Riesgos) de Schlumberger, quemonitoreaba el proceso de perforación con medi-ciones obtenidas durante la perforación y con-tribuyó a actualizar el plan del pozo.11
Refinación de las predicciones de presiónantes de la perforaciónComo se comprueba en los ejemplos anteriores,los datos de los pozos vecinos pueden generaruna predicción de la presión de poro de alta reso-lución. Sin embargo, existen casos en que la pre-dicción puede no coincidir en las cercanías delpozo nuevo. Si bien la información de la presiónde poro proveniente de las velocidades interváli-cas derivadas de la sísmica ofrece una mayorcobertura areal, estas mediciones presentanvarias desventajas. En primer lugar, no tienen una
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Tendencia normal de compactación
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Presión de poro (sónico)
Presión de poro (resistividad)
Presión de poro (sísmica)
Peso del lodo del pozo vecino
Gradiente de sobrecarga
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Velocidad interválica sísmicalbm/galpie/seg
> Tendencia normal observada en las velocidades interválicas derivadas dela sísmica (pista 1) y predicciones finales de la presión de poro antes de laperforación (pista 2) para la nueva locación del pozo.
< Predicción convencional de la presión de porobasada en las velocidades de apilamiento(izquierda) comparada con otra basada en inver-sión tomográfica (derecha). La predicción inicialtiene resolución inferior, un menor rango de pre-siones y está suavizada lateralmente. La predic-ción refinada muestra detalles más precisos delsubsuelo geológico.
Predicción convencional de la presión de poro
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Predicción de la presión de poro en base a la tomografía
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resolución suficiente para producir prediccionesde la presión de poro adecuadas para la planifi-cación de los pozos. Además, no son velocidadesde tiempo de tránsito físico, sino que se derivande las velocidades de apilamiento, que no sonmás que subproductos del procesamiento de losdatos sísmicos cuyas unidades son de distanciadivididas por tiempo. Pueden corresponder a lasvelocidades sísmicas reales cuando el subsuelocomprende capas planas y homogéneas. Sinembargo, cada valor de velocidad representa unpromedio sobre la extensión espacial de la fuentesísmica y los receptores utilizados; promedio quepor lo general alcanza hasta 8 km [5 millas] enaguas profundas. Por otra parte, las velocidadesinternas no son representativas de las veloci-dades reales del subsuelo en los casos en queexisten capas con buzamientos, variaciones late-rales de velocidad o presión, o cambios en elespesor de las capas, que son precisamente lascircunstancias en las cuales no convendría con-fiar en los datos provenientes de los registros delos pozos vecinos y se tendería a utilizar los datossísmicos para pronosticar la presión de poro.
Los geofísicos de Schlumberger han desa-rrollado un método físico para obtener veloci-dades significativas a partir de datos sísmicos 3Dy pronosticar presiones de poro previo a la per-foración con una mayor resolución.12 Esta técnicase denomina inversión tomográfica e incorpora unproceso automatizado que utiliza todos lospatrones del tiempo de tránsito en los datos sís-micos registrados para producir un modelo develocidad con variación lateral y, de esa forma,una mejor predicción de la presión de poro(página anterior, abajo).
Este método ha sido probado en un proyectode pozo en aguas profundas para la compañíaEEX en el Golfo de México. Se reprocesó un le-vantamiento sísmico marino 2D existente utili-zando inversión tomográfica, con el cual segeneró un modelo de velocidad mejorado para sutransformación a presión de poro (derecha). Elmodelo de velocidad resultante presenta detallessuficientes para derivar una predicción precisa dela presión de poro al sur del pozo vecino. Unatrayectoria de perforación entre los dos cuerposde sal que aparecen en la línea sísmica podríaencontrar una zona prevista de baja velocidad, locual puede indicar sobrepresión. La extensiónespacial de esta anomalía no se encuentra biendefinida por la imagen de velocidad de apila-miento. Sin embargo, la mejor resolución de lasvelocidades basadas en la tomografía permitenrealizar una estimación más confiable de lapresión de poro con anterioridad a la perforación(próxima página, arriba).
Velocidad interválica derivada del apilamiento
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Velocidad interválica derivada de la tomografía
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>Modelos de velocidad sobre pozos existentes y locaciones de pozos propuestas. Las velocidadesinterválicas derivadas de velocidades de apilamiento (arriba) aparentemente no se corresponden conla interpretación geológica de la línea sísmica. La interpretación se dibuja como líneas finas sobre laimagen. El modelo de velocidad mejorado construido utilizando la inversión tomográfica (abajo)corresponde a las características de la sal presente en el subsuelo interpretadas en la sección sís-mica y contiene suficientes detalles como para producir un pronóstico preciso de la presión de poro.
11. Aldred W, Plumb D, Bradford I, Cook J, Gholkar V, CousinsL, Minton R, Fuller J, Goraya S y Tucker D: “Manejo delriesgo de la perforación,” Oilfield Review 11, no. 2 (Verano de 1999): 2-19.
12. Sayers CM, Johnson GM y Denyer G: “Predrill Pore Pres-sure Prediction Using Seismic Data,” artículo de lasIADC/SPE 59122, presentado en la Conferencia de Per-foración de las IADC/SPE, Nueva Orleáns, Luisiana,EE.UU., Febrero 23-25, 2000.
La ubicación propuesta para el pozo se encuen-tra en las inmediaciones de la zona de baja veloci-dad, y el pronóstico de la presión de poro muestraun salto que se corresponde con la presión medidaalrededor de 2320 m [7600 pies] (próxima página,arriba). Las presiones de poro pronosticadas coin-ciden con los pesos reales del lodo utilizadosdesde ese punto para perforar el pozo.
Soluciones de perforación en aguasprofundasEl proceso de construcción de pozos en aguasprofundas puede traer aparejados otros proble-mas. Los siguientes ejemplos ilustran algunas delas últimas soluciones desarrolladas.
Estabilidad del hoyo—El enfriamiento del flui-do de perforación en el tubo ascendente puedeprovocar el aumento de la viscosidad del lodo y dela resistencia del gel, además de grandes pérdidasde presión por fricción. Estos factores aumentan la probabilidad de que se produzcan problemas de
pérdidas de circulación, por lo cual los ingenierosde perforación deben tomar las medidas nece-sarias para evitar exceder las presiones de frac-tura de la formación. La medición de la presiónanular en tiempo real durante la perforación ayu-da a monitorear la densidad de circulación equi-valente del lodo (ECD, por sus siglas en Inglés), loque les permite a los perforadores mantenersedentro del limitado rango de estabilidad propio demuchos hoyos en aguas profundas. La densidadde circulación equivalente es el peso efectivo dellodo a una profundidad dada creada por la combi-nación de las presiones hidrostáticas y dinámicas.
El monitoreo en tiempo real de la presiónanular durante la perforación contribuyó en laconstrucción de un pozo en aguas profundas enel Golfo de México (izquierda).13 La densidad dellodo se encontraba justo por debajo de la presiónde poro prevista a partir de las velocidades inter-válicas derivadas de la sísmica cuando se pro-dujo un amago de reventón en la Zona A. Seincrementó la densidad del lodo para controlar elpozo y se colocó un revestidor de 133⁄8 pulgadas.Las dos secciones siguientes del hoyo se per-foraron sin problemas, y luego se produjo otroamago de reventón en la Zona B, por lo cual secolocó un revestidor de 95⁄8 pulgadas para permi-tir un nuevo incremento de la densidad del lodo.
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Zona A
Zona B
Zona C
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Gradiente de sobrecarga, lbm/gal
1710
Estimación de la presión de poro derivada de la resistividad, lbm/gal
Densidad de circulación equivalente, lbm/gal
Estimación de la presión de poro derivada de la sísmica, lbm/gal
Revestidor, pulg
Amago de reventón
Amago de reventón
>Mediciones de la presión anular obtenidas en tiempo real durante la perforación queindican cuándo la densidad de circulación equivalente (ECD) comienza a caer fuera delmargen entre la presión de poro y la presión de fractura. Cuando la ECD es demasiadobaja, la presión de poro provoca amagos de reventón. Al aumentar la densidad del lodose puede controlar el pozo, pero si el margen entre ambas presiones es estrecho, sedebe colocar un revestidor para acomodar el lodo más pesado.
> Pronóstico de la presión de poro en dos dimensiones previo a la perforación,desarrollado a partir de un modelo de velocidad basado en la tomografía.
13. Aldred W, Cook J, Bern P, Carpenter B, Hutchinson M,Lovell J, Rezmer-Cooper I y Leder PC: “Using DownholeAnnular Pressure Measurements to Improve Drilling Per-formance,” Oilfield Review 10, no. 4 (Invierno de 1998): 40-55.
14. Servicios de Manejo de Minerales, Departamento delInterior de los EE.UU., http://www.mms.gov. yhttp://www.gomr.mms.gov/homepg/offshore/safety/wtrflow.html
15. Alberty M: “Cost Analysis of SWF Preventative, Remedial Measures in Deepwater Drilling,” Offshore 60,no. 1 (Enero de 2000): 58, 60, 62, 64.
16. Aldred et al, referencia 13.
Verano de 2000 13
El lodo más pesado superó la presión de sobre-carga y se produjo cierta pérdida de circulaciónen la Zona C, pero a partir de ese momento laperforación continuó sin problemas.
Zonas con flujo de agua—A partir de 1987, sehan registrado flujos peligrosos de agua en 60bloques de parcelas en el Golfo de México, quecomprenden 45 campos de petróleo y gas.14 Setrata de formaciones con presiones anómalasque, por lo general, están constituidas por arenasatrapadas en bloques de fallas que sufren rá-pidos procesos de hundimiento y rotación o encanales retrabajados y sellados por arcillas im-permeables. Los flujos de agua se han encon-trado entre 244 y 1680 m [800 a 5500 pies] deprofundidad por debajo del lecho marino. El flujopuede contener gas y puede desarrollar hidratosde gas sólidos en los equipos instalados en elfondo del mar y alrededor de los mismos. Si no secontrola, puede provocar el derrumbe de la for-mación y si fuera muy severo, podría provocar lapérdida del pozo. Los agrandamientos del pozopueden debilitar el revestidor o tubería de con-ducción, que constituye el principal soporteestructural del pozo.
La industria petrolera invierte un promedio de1,6 millones de dólares en cada pozo de aguasprofundas para la prevención o corrección de losproblemas relacionados con los influjos de zonassomeras.15 Para ello se utiliza una combinación
de diversas técnicas: adquisición de medicionesdurante la perforación, colocación de un revesti-dor adicional, perforación de hoyos pilotos, uti-lización de un tubo ascendente y bombeado decementos especiales. Las mediciones realizadasdurante la perforación que, por cierto, consti-tuyen el método menos costoso, permiten identi-ficar las zonas con influjo de agua apenas seencuentran.
Los operadores han comenzado a utilizarmediciones de presión anular en tiempo real paradetectar las zonas de influjo de agua. Se puedemencionar como ejemplo un caso en aguas pro-fundas del Golfo de México, donde se pudo iden-tificar una zona con entrada de agua por mediode registros de rayos gamma, resistividad y pre-sión anular obtenidos durante la perforación(abajo).16 El salto observado en la densidad decirculación equivalente indicaba la posibilidad de
una entrada de sólidos. Se confirmó la existenciade un flujo de agua en forma visual, por medio deuna videocámara ubicada en el lecho del mar yoperada en forma remota. Para controlar el flujo,se incrementó la densidad del lodo y se continuócon la perforación. En los próximos metros sedetectaron zonas con entradas similares, todaslas cuales se pudieron contener sin problemas.Gracias a las mediciones en tiempo real, que per-mitieron advertir la entrada de agua en formainmediata, se logró continuar la perforaciónhasta la profundidad planificada.
Cementación en aguas profundas—Lasentradas de agua también presentan problemasdurante las operaciones de cementación. Laentrada de agua puede impedir la solidificacióndel cemento, con lo cual se pone en peligro laintegridad del pozo. Un consorcio de aguas pro-fundas integrado por Schlumberger y otras com-
Prof
undi
dad,
m
0
A
150 0 10 8 9
500 0 0 10 2000 3000
0 2 50 100
lpc
°F
lbm/galohm-mAPI
C
D
ohm-m
ohm-m
X100
X000
X200
X300
X400
X500
X600
X700
X800
X900
B-superior
B-inferior
Tasa de penetraciónpie/hr
Rayos gamma
Resistividad decambio de fase
Resistividad de atenuación
Temperatura delespacio anular
Resistividad decambio de fase
Presión del espacio anular
Densidad de circulaciónequivalente
Entradade agua
Entradade agua
Entradade agua
> Identificación de zonas con flujo de agua en pozos de aguas profundas por medio demediciones de la presión anular adquiridas durante la perforación. Los datos obtenidosdurante la perforación permitieron identificar tres zonas A, B y D (resaltadas en azulclaro). En todos los casos, el aumento de la densidad del lodo permitió controlar el flujoy continuar la perforación hasta alcanzar la profundidad total planificada.
Prof
undi
dad,
pie
s
Gradiente de presión, lbm/gal
10.000
8.000
6.000
4.000
10 12 14 16
Gradiente delesfuerzo desobrecarga
Prediccionesde sobrepresión
> Presiones de poro pronosticadas en lasinmediaciones de la locación propuesta para elpozo y la zona de baja velocidad indicada en elmodelo de velocidad sísmica. El pronósticomuestra un aumento de la presión aproximada-mente a los 2320 m [7600 pies].
pañías petroleras trató de desarrollar una fór-mula de cemento especial para pozos de aguasprofundas, que fuera capaz de resistir el flujo deagua pero que al mismo tiempo fuera lo suficien-temente liviano para no provocar fracturas en lasformaciones débiles. La clave consistía en encon-trar un cemento con un tiempo de transicióncorto—el período en que pasa del estado líquidoal sólido—para minimizar el intervalo durante elcual la resistencia es demasiado baja para resis-tir el flujo de agua.
La solución fue utilizar una lechada nitrogenadapara aguas profundas que muestra un ángulo rectoen la carta del consistómetro (RAS, por sus siglas enInglés). Este cemento presenta un tiempo de transi-ción corto y desarrolla rápidamente una altaresistencia a la compresión, por lo cual impide queel flujo de agua penetre el sello del cemento. Comola lechada tiene una fase gaseosa, la densidad delcemento se puede modificar mediante la inyecciónde nitrógeno durante el mezclado, para crear unalechada liviana que no provoque fracturas en las for-maciones profundas y débiles.
El cemento RAS ha permitido detener el flujode agua y realizar exitosas tareas de cemen-tación en más de 50 pozos situados en aguas pro-fundas, incluso en casos con profundidadesrécord. Entre ellos se encuentra la cementaciónde las sartas de conducción y de superficie delpozo #1 de Chevron Atwater 18 a 2352 m [7718pies] de profundidad bajo el nivel del mar en elGolfo de México.
El cemento gasificado requiere el aporte denitrógeno, equipos especializados para inyectarloy un equipo de trabajo responsable de la ce-mentación capacitado para el uso de los mismos,todo lo cual puede resultar difícil de coordinar enun equipo de perforación de aguas profundas.Además del cemento gasificado, existe la tec-nología DeepCRETE, que ha sido desarrolladapara este tipo de pozos de aguas profundas. Elcemento DeepCRETE se endurece rápidamenteincluso a temperaturas bajas de hasta 4°C [39°F],con lo cual se reduce el tiempo de espera para elfraguado del cemento.17
Los operadores que trabajan en la zonas marinasde Angola, Africa, reconocen que el uso del cementoDeepCRETE les permitió ahorrar importantes sumasde dinero en la construcción de pozos en áreas deaguas profundas, en los cuales las bajas temperatu-ras prolongan los tiempos de fraguado del cemento
14 Oilfield Review
Cementoconvencional 68
CementoDeepCRETE 11
0 25 50 75
Tiempo de fraguado, hr
> El cemento DeepCRETE fragua con mayor rapidez y permite controlar elflujo de agua y ahorrar tiempo del equipo de perforación. En este ejemplocorrespondiente a una zona de aguas profundas en las costas de Africa,un cemento convencional superó el gradiente de fractura en el lechomarino y tardó 68 horas para fraguar. El cemento DeepCRETE, unalechada menos densa, fraguó en 11 horas y no fracturó la formación.
ANGOLA
ZAIRE
CONGO
GABON
NAMIBIA
CAMERUN
AFRICA
GUINEA ECUATORIAL
> Zona marina de Angola, donde se estima que la producción de pozos situa-dos en aguas profundas alcanzará los 1,38 millones de bpd en cinco años. 17. Boisnault JM, Guillot D, Bourahla B, Tirlia T, Dahl T,
Holmes C, Raiturkar AM, Maroy P, Moffett C, Mejia GP,Martinez IR, Revil P y Roemer R: “Concrete Develop-ments in Cement Technology,” Oilfield Review 11, no. 1(Primavera de 1999): 16-29.
18. “Kuito Kicks off for Angola,” Offshore Engineer 24, no. 10(Octubre de 1999): 26-28.
Verano de 2000 15
y los cementos comunes sufren pérdidas de circu-lación debido al bajo gradiente de fractura de lazona. En un caso en que se utilizó un cemento con-vencional en un pozo cuya temperatura de circu-lación en el fondo era de 12 °C [54°F], los 1,89 g/cm3
[15,8 lbm/gal] de la lechada superaron el gradientede fractura en el lecho marino. El tiempo defraguado necesario para desarrollar una resistenciaa la compresión de 500 lpc [3,4 Mpa] fue de 68horas. En el segundo caso, en que se utilizó el ce-mento DeepCRETE, la lechada de 1,5g/cm3 [12,5lbm/gal] de densidad fraguó en 11 horas, sin ningúnindicio de pérdidas de cemento por fracturación(página previa, arriba). La reducción de 57 horas detiempo de equipo de perforación significó una dis-minución de los costos de $475.000.
Evaluación de yacimientos—Las dificultadesde la construcción de pozos en aguas profundasvuelven a manifestarse más adelante como pro-blemas que dificultan la evaluación de las forma-ciones. Los bajos gradientes de fractura y laszonas con entrada de agua provocan agran-damientos en el pozo y cementación inadecuada,con lo cual se crean condiciones adversas para elperfilaje de los huecos. Las mediciones durantela perforación (LWD) permiten obtener informa-ción útil para la evaluación de las formacionesantes de que se deterioren las condiciones delhoyo. Esta técnica ha dado resultados positivosen las zonas marinas de Angola, que es un mer-cado en rápido crecimiento, donde se proyectaque la producción en aguas profundas alcance1,38 millones bpd [219.000 m3/d] hacia el año2005 (página previa, abajo).18 En un pozo per-forado a 1200 m [3940 pies] de profundidad bajoel nivel del mar en las costas de Angola, se obtu-vieron mediciones con la herramienta de Resis-tividad Dual Compensada CDR para determinarlos puntos de extracción de núcleos y las necesi-dades de revestimiento (izquierda). Después deperforar varios cientos de metros en el yaci-miento con lodo a base de petróleo (OBM, porsus siglas en Inglés), se produjeron importantespérdidas de lodo y se creyó que las mismas sehabían originado en el fondo del hoyo. Siete díasmás tarde, cuando la pérdida total de lodo era de300 m3, se realizaron mediciones con el conjuntode herramientas de Imágenes de Inducción AIT,las cuales mostraron una respuesta del registrocompletamente diferente entre aproximada-mente X050 y X130 m, en comparación con losresultados previos de la herramienta CDR. Elaumento de los valores en los registros de resis-tividad indicaba que la sección de lutitas habíasufrido alteraciones y, posiblemente, había sidofracturada por el OBM.
Resistividad de atenuación del CDR
Resistividad de cambio de fase del CDR
AIT 10
AIT 30
AIT 60
AIT 90
Rayos gamma0 150API 0,2 2000ohm-m
Prof
undi
dad,
m
X050
X100
X150
X200
> Comparación entre registros obtenidos durante la perforación con la herramienta de ResistividadDual Compensada CDR y registros operados a cable adquiridos con la herramienta de Imágenes deInducción AIT. Las curvas AIT registradas después de una pérdida importante de lodo presentan indi-caciones de alteraciones y fracturación entre X050 y X130 m. Sin embargo, el orden de las curvas,con valores de resistividad más elevados en las mediciones de mayor profundidad de investigación,no parecen propios de una invasión de lodo a base de petróleo.
En el pasado se han documentado otros casossimilares, si bien no es tan habitual que el uso deOBM provoque la inversión observada en el ordende las curvas obtenidas con la herramienta AIT.En este caso, las lecturas de resistividad pro-funda del AIT presentan valores superiores a laslecturas someras. Para comprender estos resulta-dos, los ingenieros de Schlumberger simularon laformación, la fractura y las mediciones utilizandoel software de modelado teórico INFORM. Con elfin de encontrar las condiciones bajo las cualespodría producirse la inversión observada en lascurvas AIT, se hicieron pruebas con distintasaperturas de fractura y diferentes ángulos rela-tivos de intersección con el hoyo (arriba). Elmodelo INFORM mostró que cuando el buza-miento (echado) de la fractura se encontraba a75° se podía reproducir el orden observado en lasmediciones del AIT.
Construcción de pozos productivosPara poder alcanzar una producción óptima dehidrocarburos de los pozos de aguas profundas,es necesario prestar especial atención al mante-nimiento de las condiciones de flujo. La garantíade fluencia constituye un esfuerzo multidiscipli-nario que comprende distintos aspectos, desde ladeposición de asfaltenos y la formación dehidratos hasta las propiedades de fluencia de loshidrocarburos y la confiabilidad de la línea deflujo. Cualquier problema potencial que pudieradificultar el flujo de hidrocarburos desde el yaci-miento hacia la embarcación o la tubería de pro-ducción se incluye dentro del rubro de garantíade fluencia.
En las zonas marinas de Brasil, como en otraszonas, el diseño de los desarrollos de yacimien-tos situados bajo aguas profundas se ha vistolimitado por las presiones de los yacimientos, yaque de ellas dependía la distancia aceptable
16 Oilfield Review
AT90AT60AT30AT20AT10
Curvas del AIT
1 cm
Angulo relativo = 75°
Resistividad de la lutita, 0,5 ohm-m
Resistividad de la fractura, 1000 ohm-m
AIT-
H, o
hm-m
10.000
1.000
100
10
1
0,1-20 -10 0 10 20
Desplazamiento desde la fractura, cm
< Modelado teórico de la respuesta del AIT frentea la fractura inclinada. El software de modeladoteórico INFORM mostró que una fractura conbuzamiento (echado) de 75° podía reproducir elorden observado en las curvas del AIT.
AMERICA
DEL SUR
AlbacoraAlbacora Este
Roncador
Marlim
Marlim Sur
Campos
Campos
Vermelho
PargoCarapeba
100 m
400 m
1000
m
2000 m
B R A S I L
< Area marina de Brasil; sitio en donde se llevóa cabo la prueba con una bomba electro-sumergible para su uso en aguas profundas.
19. Mendonça JE: “Electrical-Submersible-Pump Installationin a Deepwater Offshore Brazil Well,” Journal ofPetroleum Technology 50, no. 4 (Abril de 1998): 78-80.Mendonça JE: “Deepwater Installation of an ElectricalSubmersible Pump in Campos Basin, Brazil,” artículo dela OTC 8474, presentado en la OTC de 1997, Houston,Texas, EE.UU., Mayo 5-6, 1997.
20. Reda ha instalado el 100% de las bombas electrosumer-gibles de todo el mundo.
Verano de 2000 17
demostró que este método era adecuado para eluso submarino y Petrobras decidió desarrollar latecnología para utilizarla en aguas profundas.Como sitio de pruebas se utilizó el pozo RJS-477,que forma parte del yacimiento Albacora Este yse encuentra a una profundidad de 1107 m [3632pies] debajo del agua. En junio de 1998, comoresultado de la instalación de la bomba, el pozoRJS-477 comenzó a producir hacia la PlataformaP-25 del campo Albacora, amarrada al lechomarino a 6,5 km [4 millas] de distancia y a 575 m[1886 pies] de profundidad bajo el nivel del mar(abajo). El sistema de energía ha sido desarro-llado para un rango de 24 km [15 millas] de dis-tancia, lo que permite, por ejemplo, que lospozos de la cuenca Campos, que se encuentran aunos 1150 m [3775 pies] de profundidad bajo el
Plataforma de producciónamarrada al lecho marino
Cable submarinoy línea de flujo
Cabezal depozo submarino
Bombaelectrosumergiblesubmarina
Disparos
> Una bomba electrosumergible submarina instalada a 1107 m [3632 pies] de profundidadbajo el nivel del mar, envía la producción del Pozo RJS-477 a la Plataforma P-25 del campoAlbacora, ubicado a 4 millas de distancia en aguas menos profundas.
entre el pozo y la plataforma sin una pérdidacrítica del flujo. La disminución de la presión sepuede compensar por medio de la inyección deagua, mientras que la contrapresión se puedereducir con el levantamiento artificial por gas. Sinembargo, la eficiencia de este sistema disminuyeen los pozos con largas conexiones (tiebacks) ho-rizontales, típicas de las completaciones submari-nas. Para mantener la producción de crudo enestos pozos submarinos de aguas profundas espreciso encontrar nuevas soluciones para incre-mentar las tasas de flujo, simplificar el diseño delas instalaciones de producción, disminuir elnúmero de plataformas de producción y reducir lasinversiones y los costos operativos. Varias solu-ciones se encuentran en proceso de investigación,entre las que se incluyen el mejoramiento de lascondiciones de fondo, las bombas multifásicassubmarinas y la separación submarina.
Bombas de fondo—En 1992, el programaPROCAP de Petrobras inició un proyecto para de-sarrollar estas tecnologías de mejoramiento delas condiciones de fondo. El primer método de re-fuerzo de fondo utilizado en un campo en la zonamarina de Brasil, incluía una bomba electrosu-mergible.19 Petrobras ya tenía amplia experienciacon bombas electrosumergibles instaladas sobretorres fijas en aguas menos profundas y en com-pletaciones secas terrestres. En el área marinaque comprende los campos petroleros Carapeba,Pargo y Vermelho de la cuenca Campos, 132pozos produjeron con estas bombas desde ochoplataformas fijas (página previa, abajo).
Para hacer posible el uso de bombas electro-sumergibles a grandes profundidades, las bom-bas deberían garantizar el flujo hacia lasinstalaciones de superficie a través de conexio-nes prolongadas. Antes de invertir en el desarro-llo de un sistema de aguas profundas, eraimportante probar la viabilidad del método enaguas poco profundas. Otras seis compañíascooperaron en el desarrollo e instalación del sis-tema: Reda y Lasalle (ambas forman parte deSchlumberger), Tronic, Pirelli, Cameron y Sade-Vigesa. En el pozo submarino RJS-221, se instalóuna bomba Reda, que recibía energía desde laplataforma fija Carapeba 1, ubicada a 500 m[1640 pies] de distancia. Desde allí, sólo con laenergía de la bomba, la producción alcanzaba laplataforma Pargo 1 que se encontraba a 13 km[8,4 millas] de distancia. La bomba se puso enfuncionamiento en octubre de 1994 y operódurante 34 meses sin que se produjeran fallas.
La instalación realizada en el pozo RJS-221tuvo una gran duración comparada con las insta-laciones de una completación seca, con lo cual se
nivel del mar produzcan hacia instalaciones dealta capacidad, amarradas o fijas en aguasmenos profundas.
La bomba electrosumergible constituye elelemento clave para el éxito de este nuevométodo.20 Debido a los elevados costos de lasintervenciones en aguas profundas, la confiabili-dad y la duración de los equipamientos resultanfactores de gran importancia. La integración delsistema de completación con el equipamiento dela bomba electrosumergible es fundamental, locual se debería tener en cuenta durante la plani-ficación de los pozos de aguas profundas. Los dospozos utilizados para esta prueba, el RJS-221 y elpozo de aguas profundas RJS-477, fueron perfo-rados para probar los nuevos yacimientos antesde que se considerara la instalación de bombas
electrosumergibles, por lo cual esta operación noestaba prevista en el diseño. En el pozo RJS-477las restricciones del tamaño del tubo ascendentey del revestidor presentaron grandes retos en eldiseño del sistema de bombeo.
Para instalar las bombas electrosumergiblesen aguas profundas, se desarrolló especialmenteun nuevo equipamiento que permite la transmi-sión de energía hasta la profundidad extrema delagua y a grandes distancias. Se incluyeron unabomba Reda; cables submarinos Pirelli; conec-tores submarinos Tronic; la transformación y latransmisión de energía a larga distancia estuvo acargo de Siemens y el árbol de producción hori-zontal fue provisto por Cameron.
Este prototipo ya ha estado en funcionamientodurante dos años sin ningún desperfecto, por locual Petrobras considera que el sistema se en-cuentra probado dentro de los límites del diseño.
Refuerzo submarino—Statoil, BP Amoco,Exxon Mobil y Petrobras han investigado laposibilidad de instalar bombas de refuerzo(boosting) multifásicas submarinas como métodoalternativo a las bombas de fondo. Esta opciónresulta atractiva cuando la producción de un grannúmero de pozos se puede combinar en el fondo del mar e impulsar desde un conjunto de válvulas
de producción, o bien cuando la presión de fluen-cia en el yacimiento cae por debajo del punto deburbujeo. Cuando se instalan bombas multifási-cas sobre el lecho marino, éstas se encuentranmás cerca del yacimiento que si se instalaran alnivel del mar, con lo cual se mejora la altura desucción de la bomba y se logra utilizar un sistemade mayor potencia.
Este equipo se instaló por primera vez en di-ciembre de 1997 en el sur del Mar de China, en elcampo Lufeng operado por Statoil (izquierda). Seinstalaron cinco bombas de refuerzo multifásicasfabricadas por Framo Engineering a 330 m [1082pies] de profundidad bajo el nivel del mar (arriba).Desde entonces, las bombas han levantado másde 50 millones de barriles [8 millones de m3] delíquidos, sin ningún tipo de inconveniente. ElFPSO Navion Munin puede realizar interven-ciones en las bombas submarinas utilizando supropia cabria, lo cual permite efectuar una recu-peración efectiva en costos si fuera necesario.
Otra instalación de bombas multifásicas seencuentra en proceso de preparación en el cam-po Topacio, ubicado en la zona marina de GuineaEcuatorial, donde Exxon Mobil opera dos bombasFramo instaladas a más de 500 m bajo el nivel delmar para mejorar la producción de un camposatélite (próxima página).
Otros desarrollos submarinos que producende pozos múltiples pueden requerir el uso de unmedidor de flujo multifásico submarino. FramoEngineering desarrolló un medidor de flujo multi-fásico submarino que permite probar pozos enforma individual. BP Amoco eligió este tipo desolución para desarrollar el campo Machar. Unmódulo submarino separado permite el refuerzode la producción multifásica una vez que los po-zos se han inundado.
La aplicación de estas soluciones a los desa-rrollos en aguas más profundas finalmente per-mitirán realizar conexiones entre los pozos y lasplataformas de producción más efectivas en cos-tos que las que se pueden efectuar hoy en día.
Separación submarina—Varias compañías seencuentran abocadas a la investigación de la se-paración de fluidos en ambientes submarinos, locual permitirá evitar levantar grandes volúmenesde agua a la superficie, que luego se deben proce-sar y eliminar. Esto permitirá reducir los costos delevantamiento, así como los de procesamiento ymanejo del agua en la superficie. Estos ahorrospueden extender la vida económica de los proyec-tos de aguas profundas y reducir los riesgos dedesarrollo.
18 Oilfield Review
> Instalación de una bomba de refuerzo multi-fásica en el campo Lufeng, ubicado en el sur del Mar de China.
Bombas submarinasde refuerzo Framo (boosting)
> Cinco bombas submarinas multifásicas instaladas durante el desarrollo del campo Lufeng.
21. Thomas, referencia 1.
Verano de 2000 19
Tendencia a las operaciones en aguas profundasJunto con el aumento en los porcentajes de recu-peración en los campos existentes, las opera-ciones en aguas profundas constituyen una delas principales esperanzas de la industriapetrolera con el fin de equilibrar la oferta y lademanda a partir del año 2005. Para cumplir coneste deseo, las soluciones tecnológicas y losmétodos de manejo de las operaciones deberántraer aparejados niveles de desempeño tales quelos proyectos en aguas profundas puedan com-petir con otras fuentes de petróleo y gas desde elpunto de vista económico. En este aspecto seestán realizando grandes progresos: en la décadadel 80 producir un barril de crudo de un pozo a200 m de profundidad bajo el nivel del marcostaba entre $13 y $15 en un campo promedio,mientras que, hoy en día, los avances tecnológi-cos han permitido reducir esta cifra de $5 a $7.21
El desarrollo de las operaciones a mayoresprofundidades depende de muchos factores.
Superada una cierta profundidad, toda la produc-ción provendrá de desarrollos submarinos. Parapoder obtener una producción económica deprofundidades del lecho marino de alrededor de3000m [10.000 pies], que se explorarán en pocotiempo, será necesario realizar grandes avancescon respecto a las líneas de flujo submarinas, losárboles de producción, los sistemas de distribu-ción de energía eléctrica, la tecnología de separa-ción y reinyección de los fluidos, además de lamedición y el bombeo de múltiples fases. Estos avances le permitirán a la industria submarinatrasladar un número de actividades cada vezmayor al lecho marino.
Los pozos de aguas profundas y otros pozosubicados en áreas marinas sometidos a pruebasde pozos producen fluidos que necesitan sertransportados o eliminados de alguna forma, conlo cual se crean problemas ambientales y deseguridad operativa. Schlumberger participa deun proyecto industrial conjunto con BP Amoco,Conoco y Norsk Hydro para examinar la factibili-
dad de realizar pruebas de pozos sin producirhidrocarburos en la superficie. El proyecto se pro-pone investigar la tecnología para hacer circularfluidos a través de un sistema de pruebas defondo. Este sistema adquirirá los datos de la pre-sión y la tasa de flujo en el fondo y no en la super-ficie sin necesidad de inflamar fluidos dehidrocarburos o transportar los líquidos recolecta-dos para eliminarlos en algún sitio remoto. Enconsecuencia se logrará una mayor seguridadoperativa y se podrá reducir el impacto ambiental.
La industria petrolera reconoce que lasoperaciones en aguas profundas constituyen laclave de su vigencia y éxito en el futuro. Lasnuevas y diversas tecnologías han puesto alalcance de las compañías petroleras la explo-ración en aguas profundas y ultraprofundas. Amedida que se avance y alcancen mayores pro-fundidades, la industria enfrentará, sin dudas,nuevos desafíos y oportunidades. —LS
> Bomba submarina de refuerzo construida para el campo Topacio, operado por Exxon Mobil en el área marina de Guinea Ecuatorial.
Existen ciertas situaciones que requieren el usode tecnología de perforación de avanzada(próxima página). La geología local puede deter-minar una trayectoria complicada para un pozo,tal como perforar alrededor de domos salinos oláminas de sal.1 Se podría incrementar el drenajeo la producción del yacimiento desde un pozo enparticular, si el mismo penetrara varios bloquesde fallas o se construyera en forma horizontalpara interceptar fracturas o maximizar la superfi-cie del hueco que se encuentra dentro delyacimiento. Un pozo con múltiples tramos late-rales, por lo general, drena varios compartimien-tos del yacimiento. En los campos maduros, loscompartimientos pequeños también pueden serproducidos en forma económica si los pozosdireccionales se encuentran ubicados de maneraadecuada.
Los operadores perforan pozos de alcanceextendido para llegar a los yacimientos que no sepueden explotar de otra manera sin incurrir en
costos o riesgos ambientales inaceptables, porejemplo perforar desde una superficie terrestre auna locación marina en lugar de construir unaisla artificial. La perforación de varios pozosdesde una locación de superficie ha sido la prác-tica habitual en las áreas marinas durantemuchos años y, hoy en día, es común en zonasterrestres restringidas, por ejemplo en las selvastropicales, como medida de protección del medioambiente. También existen casos en los cuales eloperador desea perforar un hoyo vertical, porejemplo el pozo profundo del programa KTB(Programa Alemán de Perforación ProfundaContinental) y utiliza un sistema direccional paramantener la trayectoria vertical del hueco.2
En ciertas situaciones de emergencia, la tec-nología de perforación direccional resulta esen-cial, por ejemplo para construir pozos de aliviocuando se produce un descontrol. En situacionesmenos peligrosas, como las desviaciones alrede-dor de una obstrucción en el hueco, también
20 Oilfield Review
Nuevos rumbos en la perforación rotativa direccional
Geoff DowntonStonehouse, Inglaterra
Andy HendricksMount Pearl, Newfoundland, Canadá
Se agradece la colaboración de Vince Abbott, NuevaOrleáns, Luisiana, EE.UU.; Julian Coles, Kristiansund,Noruega; Greg Conran, Barry Cross, Ian Falconer, JeffHamer, Wade McCutcheon, Eric Olson, Charlie Pratten,Keith Rappold, Stuart Schaaf y Deb Smith, Sugar Land,Texas, EE.UU.; Torjer Halle y Paul Wand, Stavanger,Noruega; Randy Strong, Houston, Texas; Mike Williams,Aberdeen, Escocia; y Miriam Woodfine, Mount Pearl,Newfoundland, Canadá.ADN (Densidad Neutrón Azimutal), CDR (Resistividad DualCompensada), InterACT Web Witness, PowerDrive,PowerPak y PowerPulse son marcas de Schlumberger.
Los sistemas rotativos direccionales, desarrollados inicialmente para perforar pozos de
alcance extendido, también resultan efectivos en costos en aplicaciones de perforación
convencional, ya que permiten reducir el tiempo de perforación en forma considerable.
Los avances realizados tanto en la tasa de penetración como en la confiabilidad de estas
herramientas han impulsado su difusión en el mundo entero.
Trond Skei KlausenNorsk HydroKristiansund, Noruega
Demos PafitisSugar Land, Texas, EE.UU.
1. Para ver un ejemplo sobre experticia en perforacióndireccional subsalina, por favor referirse a: Cromb JR,Pratten CG, Long M y Walters RA: “Deepwater SubsaltDevelopment: Directional Drilling Challenges andSolutions,” artículo de las IADC/SPE 59197, presentado en la Conferencia de Perforación de las IADC/SPE, Nueva Orleáns, Luisiana, EE.UU., Febrero 23-25, 2000.
2. Bram K, Draxler J, Hirschmann G, Zoth G, Hiron S y KührM: “The KTB Borehole—Germany’s Superdeep Telescopeinto the Earth’s Crust,” Oilfield Review 7, no. 1 (Enero de1995): 4-22.
Verano de 2000 21
resultan de utilidad por su capacidad para con-trolar la trayectoria del hueco. En el campo de lacomercialización y distribución de los hidrocar-buros, la perforación direccional se utiliza paraconstruir huecos para la instalación de oleoduc-tos y gasoductos sin afectar el medio ambiente.3
Al igual que en otras operaciones de per-foración, en la perforación direccional tambiénexiste la necesidad de obtener un rendimientoque resulte efectivo en costos. De acuerdo conlos informes de las compañías dedicadas a laexploración y producción, los gastos de per-
foración representan alrededor del 40% de loscostos de descubrimiento y desarrollo.4 En áreasmarinas, la reducción de un día de operación delequipo de perforación puede significar un ahorrode $100.000 o incluso más, y un día de adelantoen la puesta en producción de un pozo puedegenerar ganancias similares.5
Resulta evidente, que sin la tecnología deavanzada de la perforación direccional, no seríafísicamente posible perforar un pozo determi-nado, ya que el mismo sería perforado en unalocación poco adecuada o resultaría más costoso
o más riesgoso. Los sistemas rotativos direc-cionales permiten planificar geometrías de pozoscomplejas, incluyendo pozos horizontales y dealcance extendido. Posibilitan la rotación con-tinua de la columna de perforación mientras sedirige la trayectoria del pozo, con lo cual seelimina el problemático modo de deslizamiento,propio de los motores direccionales conven-cionales. Los resultados obtenidos resultan muyelocuentes: en 1999, el sistema rotativo direc-cional PowerDrive contribuyó en la perforacióndel pozo de producción de petróleo y gas máslargo del mundo, el pozo M-16SPZ del campoWytch Farm de 11.278 m [37.001 pies] de longi-tud. En este artículo se examina el desarrollo dela tecnología de la perforación direccional, seexplican cuántas nuevas herramientas rotativasdireccionales operan y se presentan ejemplospara demostrar cómo estos nuevos sistemas per-miten resolver problemas y reducir los gastos enel campo petrolero.
3. Barbeauld RO: “Directional Drilling Overcomes Obstacles,Protects Environment,” Pipeline & Gas Journal 226, no. 6(Junio de 1999): 26-29.
4. “Drill into Drilling Costs,” Hart’s E&P 73, no. 3 (Marzo de2000): 15.
5. Para ver varios ejemplos del valor económico de la tec-nología avanzada de perforación, por favor referirse a:Djerfi Z, Haugen J, Andreassen E y Tjotta H: “StatoilApplies Rotary Steerable Technology for 3-D ReservoirDrilling,” Petroleum Engineer International 72, no. 2(Febrero de 1999): 29, 32-34.
> Inclinaciones direccionales. Existen obstrucciones en la superficie o anomalías geológicas del subsuelo que podrían impedir la perforación de un huecovertical. En estos casos, para optimizar el drenaje del yacimiento se puede perforar un hoyo inclinado. En una emergencia, como en el caso de un descon-trol, un pozo direccional de alivio reduce la presión del subsuelo de una manera controlada.
Evolución de la tecnología de perforación direccionalDesde las primitivas herramientas utilizadas paraperforar en busca de sal durante cientos de añoshasta el desarrollo de las técnicas modernas, sehan realizado impresionantes avances en la tec-nología de perforación. Con el advenimiento de laperforación rotativa, cuyos orígenes y data sonmotivo de debate, pero que se produjo alrededorde 1850, los perforadores obtuvieron un mayorcontrol para alcanzar el objetivo deseado.6 Losavances posteriores dependieron del desarrollode sistemas de relevamiento más precisos y otrosdispositivos de fondo.
Por otra parte, el progreso de la tecnología seha visto acompañado por un mayor nivel de segu-ridad en las tareas de perforación. Por ejemplo, lamanipulación de las tuberías se ha mecanizadocada vez más por medio de llaves automatizadasque permiten minimizar el número de operariosen el piso del equipo de perforación; se han elimi-nado las herramientas poco seguras, como lasjuntas giratorias que reemplazan a las cadenasenroscadoras; se utilizan equipos de perforaciónmás grandes y de mejor calidad que manejan lascargas con mayor seguridad; el software capazde detectar amagos de reventón y el uso de dis-positivos que identifican los cambios de la pre-sión anular ayudan a mejorar la limpieza del hoyoy mantienen el control del pozo.7 Gracias a estosy otros avances en las operaciones de perfo-ración modernas, el número de accidentes y heri-dos se ha visto reducido en forma substancial.
En 1873 se otorgó la primera patente de unaturbina de perforación, un tipo de motor de per-foración para uso en el fondo del pozo.8 La per-foración direccional controlada comenzó a finesde la década del 20, cuando los perforadoresquisieron impedir que los hoyos verticales se cur-varan, cuando necesitaron desviar la trayectoriadel hueco alrededor de obstrucciones o perforarpozos aliviadores para recuperar el controldespués de un brote imprevisto. Se produjeronincluso casos de perforaciones que invadíanlímites de propiedades privadas para obtener
reservas de crudo y gas en forma ilegal. El desa-rrollo del motor de lodo constituyó un poderosocomplemento para los avances en la tecnologíade relevamientos. Desde entonces, los motoresde desplazamiento positivo que se colocan en losconjuntos de fondo (PDM y BHA, por sus siglas enInglés, respectivamente) para rotar la mecha hanperforado la mayoría de los hoyos direccionales.Existen pozos con diseños exóticos que continúanextendiendo los límites de la tecnología de la per-foración direccional, donde se combinan los sis-temas de perforación rotativos y direccionalesdisponibles hoy en día.
Uno de los problemas principales de la per-foración direccional consistía en determinar lainclinación del hoyo, hasta que se inventaron dis-positivos de medición precisos. Los relevamien-tos direccionales proporcionan por lo menos tresdatos fundamentales: la profundidad medida, lainclinación y el azimut del hoyo. A partir de estosdatos, se puede calcular la locación del hoyo. Lastécnicas de relevamiento abarcan desde el uso de
instrumentos magnéticos de un solo disparohasta sofisticados giroscopios. Los relevamien-tos magnéticos registran la inclinación y la direc-ción del pozo en un punto dado (un solo disparo)o en muchos puntos (disparos múltiples), uti-lizando un inclinómetro y una brújula, uncronómetro y una cámara. Los relevamientosgiroscópicos brindan mayor precisión utilizandouna masa giratoria que apunta hacia una direc-ción conocida. El giroscopio mantiene su orien-tación para medir la inclinación y la dirección enestaciones específicas del relevamiento. Hoy endía, la industria petrolera busca desarrollar méto-dos giroscópicos de relevamiento no invasivos quese puedan utilizar durante la perforación.
Los modernos sistemas de medición durantela perforación (MWD, por sus siglas en Inglés)envían datos de relevamientos direccionales a lasuperficie por telemetría de pulsos del lodo; lasmediciones del relevamiento son transmitidascomo pulsos de presión en el fluido de per-foración y decodificadas en la superficie mientrasse avanza con la perforación. Además de la direc-ción y la inclinación, el sistema MWD transmitedatos acerca de la orientación de la herramientade perforación direccional. Las herramientas derelevamiento sólo indican el lugar donde se haemplazado el pozo, mientras que las herramien-tas direccionales, desde una simple cucharadesviadora hasta los avanzados sistemas direc-cionales, son las que le permiten al perforadormantener el control sobre la trayectoria del hoyo.
Antes del desarrollo de los sistemas direc-cionales de última generación, el correctoemplazamiento de los portamechas y los estabi-
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6. Para mayor información acerca de los orígenes proba-bles de las técnicas de perforación para la industria delpetróleo y el gas, por favor referirse a: Yergin D: ThePrize: The Epic Quest for Oil, Money & Power. NuevaYork, Nueva York, EE.UU.: Simon & Schuster, 1991.
7. Para mayor información acerca de las mediciones de la pre-sión anular durante la perforación, por favor referirse a:Aldred W, Cook J, Bern P, Carpenter B, Hutchinson M, LovellJ, Rezmer-Cooper I y Leder PC: “Using Downhole AnnularPressure Measurements to Improve Drilling Performance,”Oilfield Review 10, no. 4 (Invierno de 1998): 40-55.Para mayor información acerca de riesgos de per-foración, por favor referirse a : Aldred W, Plumb D,Bradford I, Cook J, Gholkar V, Cousins L, Minton R, FullerJ, Goraya S y Tucker D: “Managing Drilling Risk,” OilfieldReview 11, no. 2 (Verano de 1999): 2-19.
8. AnadrillPowerPak Steerable Motor Handbook. SugarLand, Texas, EE.UU: Anadrill (1997): 3.Para mayor información sobre el uso de turbinas de per-foración en la construcción de pozos con múltiplestramos laterales, por favor referirse a : Bosworth S, El-Sayed HS, Ismail G, Ohmer H, Stracke M, West C yRetnanto A: “Key Issues in Multilateral Technology,”Oilfield Review 10, no. 4 (Invierno de 1998): 14-28.
9. McMillin K: “Rotary Steerable Systems Creating Niche inExtended Reach Drilling,” Offshore 59, no. 2 (Febrero de1999): 52, 124.
10. Para ver varios artículos generales sobre el aprisiona-miento de las tuberías, por favor referirse a: Oilfield Review 3, no. 4 (Octubre de 1991).
11. Mims M: “Directional Drilling PerformanceImprovement,” World Oil 220, no. 5 (Mayo de 1999): 40-43.
Conjunto para incrementar el ángulo Conjunto pendular o para reducir el ángulo
> Cambio de dirección sin un motor de fondo. Un cuidadoso emplazamiento de los estabilizadores ylos portamechas le permiten al perforador controlar el incremento (izquierda) o la reducción(derecha) angular sin un BHA direccional. Por lo general, el emplazamiento y el tamaño del(los) esta-bilizador(es) y la flexibilidad de la estructura intermedia determinan si el conjunto favorecerá el incre-mento o la reducción angular.
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lizadores en el BHA les permitían a los per-foradores controlar el incremento o la reducciónangular (página opuesta, arriba). Si bien estastécnicas les daban un cierto control sobre la incli-nación del hueco, no tenían casi ningún controlsobre el azimut del hoyo. En algunas regiones, losperforadores experimentados pudieron aprove-char la tendencia natural de la mecha de per-foración para alcanzar una limitada desviacióndel hoyo de una forma bastante previsible.
Los motores direccionales, que utilizan unaturbina de fondo o PDM como fuente de potencia yun BHA con una curvatura fija de aproximadamente1⁄2°, fueron desarrollados a comienzos de la décadadel 60 para permitir el control simultáneo delazimut y la inclinación del hoyo.9 Hoy en día, unmotor direccional típico consta de una sección parageneración de potencia, a través de la cual sebombea el fluido de perforación que hace girar lamecha de perforación, una sección curva de 0 a 3°,un eje propulsor y la mecha (abajo).
La perforación direccional con un motor direc-cional se logra en dos modos: rotación y des-lizamiento. En el modo de rotación, la totalidad dela sarta de perforación rota, como ocurre en la per-foración rotativa convencional y tiende a perforarhacia adelante.
Para iniciar un cambio en la dirección del hoyo,la rotación de la columna de perforación esdetenida en una posición tal, que la sección curvadel motor se encuentre ubicada en la dirección dela nueva trayectoria deseada. Este modo, denomi-nado modo de deslizamiento, se refiere al hechode que la porción de la sarta de perforación que norealiza un movimiento rotativo, se desliza pordetrás del conjunto direccional. Si bien esta tec-nología ha funcionado en forma extraordinaria, serequiere una extrema precisión para orientar co-rrectamente la sección curva del motor debido a laelasticidad torsional de la columna de perforación,que se comporta casi como un resorte en espiral yse retuerce hasta tal punto que resulta difícilorientarlo. Las variaciones litológicas y otros pará-metros también influyen en la posibilidad de lograrla trayectoria de perforación planeada.
Quizás el mayor problema que se presenta enla perforación por deslizamiento convencionalsea la tendencia de la columna no rotativa a sufriraprisionamientos.10 Durante los períodos de per-foración por deslizamiento, la tubería de perfo-
ración se apoya sobre el lado inferior del hoyo, locual produce velocidades de fluido alrededor dela tubería desparejas. Por otra parte, la falta derotación de la tubería disminuye la capacidad delfluido de perforación de remover los recortes, demanera que se puede formar un colchón derecortes sobre el lado inferior del hoyo. Lalimpieza del hoyo se ve afectada, entre otros fac-tores, por la velocidad de rotación, la tortuosidaddel hueco y el diseño de los conjuntos de fondo.11
La perforación en el modo de deslizamientodisminuye la potencia disponible para hacermover la mecha, lo cual, sumado a la fricción dedeslizamiento, reduce la tasa de penetración(ROP, por sus siglas en Inglés). Finalmente, enproyectos de perforación de gran alcance, lasfuerzas de fricción durante el deslizamiento seacumulan hasta tal punto que el peso axial re-sulta insuficiente para hacer frente al arrastre dela tubería de perforación contra el hoyo, hacien-do imposible continuar la perforación.
Por último, la perforación por deslizamientopresenta diversas ineficiencias poco deseables.Si se cambia del modo de deslizamiento al modode rotación durante la perforación con herra-mientas direccionales, es probable que se obtengauna trayectoria más tortuosa en dirección al obje-tivo (abajo). Las numerosas ondulaciones o patasde perro en el hoyo aumentan la tortuosidad del
Sección de potencia
Dispositivo de ajuste angular en superficie
Sección de cojinetes y estabilizador
> BHA direccional. El PowerPak es un disposi-tivo direccional simple pero resistente, com-puesto por una sección generadora de potencia,un dispositivo de ajuste angular en superficie, unestabilizador y la mecha de perforación.
> Optimización de la trayectoria. La perforación direccional en los modos de deslizamiento y derotación por lo general da como resultado una trayectoria más irregular y más larga que la planifi-cada (trayectoria roja). Las patas de perro pueden afectar la posibilidad de colocar el revestidorhasta la profundidad total. El uso de un sistema rotativo direccional elimina el modo de desliza-miento y produce un hoyo más suave (trayectoria negra).
mismo, lo que a su vez incrementa la fricciónaparente durante la perforación y la bajada delrevestidor. Durante la producción, se puede pro-ducir una acumulación de gas en los puntos altos yagua en los puntos bajos, lo cual dificulta la pro-ducción (derecha). A pesar de estos problemas, laperforación direccional con motor direccional sigueresultando efectiva en términos económicos y, porel momento, es el método de perforación direc-cional más utilizado.
El próximo paso en la tecnología de per-foración direccional, que todavía se encuentra ensu etapa de desarrollo, es el sistema rotativodireccional (RSS, por sus siglas en Inglés). Estossistemas permiten la rotación continua de lacolumna de perforación mientras se controla ladirección de la mecha. En la actualidad, la indus-tria petrolera clasifica los sistemas rotativosdireccionales en dos grupos, los sistemas másgeneralizados de “empuje de la mecha,” que in-cluyen el sistema PowerDrive y los sistemas me-nos desarrollados de “direccionamiento de lamecha” (abajo).
¿Cómo funciona un sistema rotativodireccional?El sistema PowerDrive es un sistema compacto ypoco complicado desde el punto de vista mecáni-co, que comprende una unidad sesgada y una uni-dad de control que agregan sólo 3,8 m [121⁄2 pies]a la longitud total del BHA.12 La unidad sesgada,ubicada directamente detrás de la mecha, aplicauna fuerza sobre la mecha en una dirección con-trolada mientras toda la columna gira. La unidadde control, que se encuentra detrás de la unidadsesgada, contiene dispositivos electrónicos, sen-sores, y un mecanismo de control que proporcio-nan la magnitud y la dirección promedio de lascargas del lado de la mecha, necesarias para alcan-zar la trayectoria deseada (próxima página, abajo).
La unidad sesgada tiene tres patines externosarticulados, que son activados por el flujo de lodocontrolado a través de una válvula. La válvula uti-liza la diferencia de presión de lodo existenteentre el interior y el exterior de la unidad sesgada(próxima página, arriba). La válvula de tres víasde disco rotativo acciona los patines al dirigir ellodo en forma sucesiva a la cámara del pistón decada patín, a medida que rota para alinearse conel punto de empuje deseado en el pozo, que es elpunto opuesto a la trayectoria deseada. Una vezque un patín pasa el punto de empuje, la válvularotativa corta el suministro de lodo y el mismo seescapa a través de una compuerta especialmentediseñada para la filtración del lodo. Cada patín seextiende no más de 1 cm [3⁄8 pulgada] durantecada revolución de la unidad sesgada. Un ejeconecta la válvula rotativa con la unidad de con-trol para regular la posición del punto de empuje.Si el ángulo del eje se encuentra geoestacionariocon respecto a la roca, la mecha será empujada
constantemente en una dirección, que es ladirección opuesta al punto de empuje. Si no senecesita modificar la dirección, el sistema seopera en un modo neutral, donde cada patín seextiende de a uno por vez, de manera que lospatines empujen en todas las direcciones y susmovimientos se cancelen entre sí.
La unidad de control mantiene la posiciónangular propia del eje de impulso relativa a laformación. La unidad de control está montadasobre cojinetes que le permiten rotar librementealrededor del eje de la sarta de perforación. Pormedio de su propio sistema de activación, sepuede dirigir a la unidad de control para quemantenga un ángulo de giro determinado, oángulo de orientación de la herramienta conrespecto a la roca de formación. Los sensores delacelerómetro y magnetómetro de tres ejes pro-porcionan información relativa a la inclinación yal azimut de la mecha, además de la posiciónangular del eje de impulso. Dentro de la unidad
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12. Para más detalles sobre trabajos con la herramienta PowerDrive, por favor referirse a: Clegg JM y Downton GC: “The Remote Control of a Rotary Steerable Drilling System,” presentado en la Conferencia de la Sociedad de Energía Nuclear Británica sobre Técnicas Remotas para Ambientes Peligrosos, Londres, Inglaterra, Abril 19-20, 1999.Para ver varios estudios de casos del campo WytchFarm, por favor referirse a: Colebrook MA, Peach SR,Allen FM y Conran G: “Application of Steerable RotaryDrilling Technology to Drill Extended Reach Wells,”artículo de las IADC/SPE 39327, presentado en laConferencia de Perforación de las IADC/SPE, Dallas,Texas, EE.UU., Marzo 3-6, 1998.
13. Para mayor información sobre software de planea-miento integrado de pozos, por favor referirse a:Clouzeau F, Michel G, Neff D, Ritchie G, Hansen R,McCann D y Prouvost L: “Planning and Drilling Wells inthe Next Millennium,” Oilfield Review 10, no. 4 (Invierno de 1998): 2-13.
GasPetróleo
Agua
> Optimización del flujo durante la producción. Los puntos altos y bajos en el hoyo ondu-lante (arriba) tienden a acumular gas (rojo) y agua (azul), dificultando el flujo de petróleo.Un perfil más suave (abajo) facilita el flujo de hidrocarburo hacia la superficie.
Turbina generadora de potencia
Rotación del collar
Rotación del motor
Motor
Tendencia de la perforación
Paquete de sensores y sistema de control
Fuer
za a
plic
ada
> Diseños de sistemas rotativos direccionalescaracterizados por su comportamiento estable.En los sistemas que dirigen la mecha (izquierda),la mecha se encuentra inclinada en relación conel resto de la herramienta para lograr la trayecto-ria deseada. En los sistemas que empujan lamecha (derecha) se aplica una fuerza contra elhueco con el mismo fin.
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de control, se encuentran unos impulsores deturbina de rotación contraria, montados sobreambos extremos de la misma, que desarrollan eltorque estabilizador necesario por medio deimanes permanentes de gran potencia, cuyaacción se suma a la de las bobinas de torsión ubi-cadas en la unidad de control. La transmisión deltorque desde los impulsores a la unidad de con-trol se controla en forma eléctrica modificando laresistencia de las bobinas de torsión. El impulsorsuperior, o torquer, se utiliza para aplicar torque ala plataforma en la misma dirección de la rota-ción de la columna de perforación, mientras queel impulsor inferior la hace girar en la direccióninversa. Otras bobinas generan energía para losdispositivos electrónicos.
La herramienta se puede adecuar a las nece-sidades específicas en la superficie y se puedeprogramar previamente de acuerdo con las varia-ciones esperadas de inclinación y dirección. Sifuera necesario modificar las instrucciones, unasecuencia de pulsos en el fluido de perforacióntransmite las nuevas instrucciones al fondo delpozo. El funcionamiento del sistema PowerDrivepuede ser monitoreado por medio de herramien-
tas MWD y de los sensores instalados en launidad de control; esta información será transmi-tida a la superficie por medio del sistema decomunicación PowerPulse.
El nivel de referencia utilizado para estable-cer el ángulo geoestacionario del eje es propor-cionado por un acelerómetro triaxial o bien por elmagnetómetro montado en la unidad de control.Cuando se trata de huecos casi verticales, paradeterminar la dirección de la desviación se utilizacomo referencia un cálculo del Norte magnético.En los huecos que presentan mayor desviaciónrespecto de la vertical, los acelerómetros propor-cionan la referencia necesaria para el control dela dirección.
Uno de los múltiples beneficios derivados deutilizar una plataforma con rotación estabilizadapara determinar la dirección de navegación es suinsensibilidad con respecto al comportamiento decolgamiento-deslizamiento de la columna de per-foración. Los sensores adicionales que se en-cuentran en la unidad de control registran lavelocidad instantánea de la columna de perfora-ción con respecto a la formación, con lo cual seobtiene información útil acerca del comporta-
miento de la columna. Los sensores térmicos y devibración también están incluidos dentro de launidad de control para registrar datos adi-cionales sobre las condiciones de fondo. La com-putadora instalada a bordo muestrea y registrainformación relativa a las condiciones de per-foración, que se transmite en forma inmediata ala superficie por medio del sistema MWD o biense recupera posteriormente. Esta información haayudado a diagnosticar problemas de perforacióny, junto con los registros MWD, registros de lodoy de la formación, resulta de gran importanciapara optimizar las operaciones futuras.
Conceptos básicosLa capacidad de controlar la trayectoria del pozono basta para garantizar la construcción de unpozo perfecto, ya que, para que la perforacióndireccional resulte exitosa es necesario realizaruna cuidadosa planificación. Para optimizar losplanes de los pozos, los geólogos, los geofísicosy los ingenieros deben trabajar en forma conjun-ta desde un primer momento, en lugar de hacer-lo en forma secuencial utilizando una base deconocimientos incompleta. Una vez determinadauna ubicación en la superficie y un objetivo de-seado en el subsuelo, el planificador direccionaldebe evaluar los costos, la exactitud requerida ylos factores técnicos y geológicos para determi-nar el perfil apropiado del hueco (oblicuo, enforma de S, horizontal o quizás tenga una formamás exótica). La perforación dentro de otrohueco, fenómeno denominado colisión, es total-mente inaceptable, por lo cual se utiliza común-mente un programa anticolisión con el fin deplanificar una trayectoria segura.13
Eje de control Válvula de disco giratorio
Activador
Giro hacia la derecha
< Empuje de la mecha. El flujo de lodo impulsatres patines externos (arriba) a través de unaválvula de tres vías de disco rotativo. Los patinesejercen presión contra el hueco en el punto ade-cuado en cada rotación para alcanzar la trayec-toria deseada: en este caso, un giro a la derecha(arriba a la derecha) y extensión hacia afuera dehasta 1 cm [3⁄4 pulgada]. Las ilustraciones inferio-res muestran la herramienta con los patinesretraídos (izquierda) y extendidos (derecha).
Unidad de control Unidad sesgada
Electrónica de control TurbinaTurbina Patín activador direccional
> Sistema rotativo direccional PowerDrive.
Por otra parte, es importante seleccionar elRSS apropiado para el trabajo. En las situacionesproclives al aprisionamiento, una herramientaprovista de patines u otros componentes exter-nos que rotan con el collar, como el sistemaPowerDrive, minimiza el riesgo de que se pro-duzca un aprisionamiento de la columna de per-foración y permiten la rectificación del hueco. ElRSS también debe ser capaz de alcanzar el incre-mento angular deseado.
En ciertas situaciones, la comunicación entiempo real y la posibilidad de evaluar la forma-ción resultan críticas para lograr resultadosexitosos. El sistema PowerDrive está ligado alsistema PowerPulse MWD y al conjunto de sis-temas de perfilaje durante la perforación (LWD,por sus siglas en Inglés) de Schlumberger. Dentrode la herramienta PowerDrive, se puede colocaruna sonda de comunicaciones de respuesta rápi-da—un sistema telemétrico de corta distanciaque no requiere cableado—para facilitar lacomunicación en tiempo real con el exterior(arriba). La sonda de respuesta rápida conecta lainterfaz del sistema telemétrico PowerPulse conel sistema MWD por medio de pulsos magnéti-cos y confirma que las instrucciones han sidorecibidas en la superficie.
En los sistemas rotativos direccionales lavariedad de mechas que se pueden utilizar esmayor que en el caso de los motores direc-cionales, puesto que el control de la orientaciónde la herramienta es suficiente aún cuando seutilizan mechas de perforación agresivas.14 Elcontrol direccional con un PDM y una mechaagresiva puede resultar difícil porque una mechaagresiva puede generar grandes fluctuaciones enel torque. Las variaciones en el torque alteran laorientación de la herramienta en detrimento delcontrol direccional. Una mecha corta de un com-puesto policristalino de diamantes (PDC, por sussiglas en Inglés), por ejemplo, la Hycalog DS130,maximiza el rendimiento del sistema PowerDrive.La versatilidad de la herramienta PowerDrivetambién permite el uso de otros diseños demechas, como las mechas tricónicas.
La rotación de la sarta de perforación mejoraen gran medida la limpieza del hoyo, minimiza elriesgo de aprisionamiento de la columna de per-foración y facilita el control direccional. Lapotencia en la mecha no disminuye por la necesi-dad de realizar operaciones de perforación condeslizamiento. El control direccional se puedemantener más allá del punto donde el torque y elarrastre hacen que el deslizamiento con un motorresulte poco efectivo. Los beneficios del incre-mento de la ROP en comparación con un motorde deslizamiento tradicional quedan demostra-dos al utilizar el sistema PowerDrive.
Evolución de los sistemas PowerDrive Desde su primera operación comercial en 1996,la herramienta PowerDrive ha demostrado que laeliminación del deslizamiento durante la per-foración direccional provoca un gran incrementode la tasa de penetración. La eliminación delmodo de deslizamiento también hace posible larealización de trayectorias de pozos poco habi-tuales, como lo demuestran los siguientesrelatos de casos reales.
Hasta la fecha se han realizado 230 opera-ciones con la herramienta PowerDrive, que com-prenden miles de horas de operación en más de 40pozos. En el viaje o carrera individual más larga selogró perforar una sección de 1602 m [5255 pies].
En el campo Njord del área Haltenbanken aloeste de Noruega, la compañía operadora NorskHydro comenzó utilizando el sistema PowerDrivepara perforar la sección del yacimiento corres-pondiente al pozo A-17-H, que finalizó 22 díasantes de lo programado. A partir del éxito deesta operación, la compañía se embarcó en unpozo con objetivos múltiples, lo cual constituíaun reto mucho mayor ya que el pozo presentabaun perfil sinusoidal destinado a manejar losproblemas provocados por las incertidumbresgeológicas y la escasa conectividad delyacimiento. En abril de 1999, se perforó el pozoA-13-H con el sistema PowerDrive. Se planificóuna trayectoria inusual en forma de W parapoder penetrar el yacimiento primario en diver-sos bloques de fallas (próxima página, arriba).
El pozo penetró la formación heterogéneaJurassic Tilje, en la que predominan las arenis-cas con menor presencia de fongolitas y limos,en cuatro bloques de fallas. El yacimiento se en-cuentra compartimentado por echados (buza-mientos) pronunciados y planos de falla sellantesseparados por desplazamientos verticales de 30a 50 m [98 a 164 pies]. Como complicación adi-cional se observa que la permeabilidad horizon-tal del yacimiento Tilje es muy superior a lapermeabilidad vertical, por lo cual es preferibleque se lo explote con pozos horizontales.
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14. Si bien este artículo no incluye una discusión exhaustivasobre la selección de la mecha, este tema será tratado enprofundidad en un próximo número de Oilfield Review. Eneste caso, una mecha agresiva es aquélla que ha sido di-señada para perforar en forma rápida utilizando cortadoreslargos que producen recortes de gran tamaño. Las mechasmenos agresivas, en cambio, poseen dientes más cortos queproducen recortes más pequeños por molido. Otros factoresque afectan el funcionamiento de la mecha son: la velocidadde rotación, el peso sobre la mecha, el torque, la tasa deflujo y la naturaleza de la formación que se está perforando.
15. Para mayor información acerca de la entrega de datos,incluyendo el sistema InterACT Web Witness, por favorreferirse a: Brown T, Burke T, Kletzky A, Haarstad I, HensleyJ, Murchie S, Purdy C y Ramasamy A: “Entrega de datos atiempo,” Oilfield Review 11, no. 4 (Primavera de 2000): 34-55.
16. Para mayor información sobre operaciones de perforación yproducción en pozos de alcance extendido en el campoWytch Farm, por favor referirse a: Algeroy J, Morris AJ,Stracke M, Auzerais F, Bryant I, Raghuraman B,Rathnasingham R, Davies J, Gai H, Johannessen O, Malde O,Toekje J y Newberry P: “Control remoto de yacimientos,”Oilfield Review 11, no. 3 (Otoño de 1999): 18-29.Allen F, Tooms P, Conran G, Lesso B y Van de Slijke P:“Extended-Reach Drilling: Breaking the 10-km Barrier,”Oilfield Review 9, no. 4 (Invierno de 1997): 32-47.
> Configuraciones de los conjuntos de fondo. El sistema PowerDrive se puede utilizar sin un sistema decomunicaciones en tiempo real (arriba), pero con una sonda de comunicación de respuesta rápida(centro) o bien con una extensión de la sonda de respuesta rápida que permite establecer comunica-ciones en tiempo real utilizando un collar flexible cuando se requiere un mayor incremento angular(abajo).
4°/100 piessin comunicación en tiempo real
4°/100 piescon comunicación en tiempo real
8°/100 piescon comunicación en tiempo real
Interfaz paracomunicaciones PPI Estabilizador
Collar de la unidad de control
Unidadsesgada
Collarflexible
Sonda de respuesta rápida
Prof
undi
dad
verti
cal,
m2100
3100500 2700Sección vertical, m a 227,26°
Propuesta Real
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Las mediciones de porosidad, resistividad yrayos gamma en tiempo real obtenidas con lossistemas de Densidad Neutrón Azimutal ADN yResistividad Dual Compensada CDR le permi-tieron al equipo responsable de la operación diri-gir geológicamente la trayectoria del pozo hastaalcanzar la ubicación deseada utilizando el RSS.Los desvíos con respecto a la trayectoriaplaneada fueron intencionales y decididos sobrela base de las mediciones de evaluación de laformación obtenidas en tiempo real. El sistemaInterACT Web Witness transmitió los datos entiempo real desde la plataforma de perforaciónNjord a las oficinas de operaciones ubicadas enKristiansund y Bergen, de manera tal que elequipo de operaciones pudiera tomar las deci-siones necesarias en el momento adecuado.15
En el pasado, se hubiera perforado un pozocon forma de anzuelo, que habría interceptado elyacimiento en sólo dos bloques de fallas. La com-binación del RSS y la evaluación de la formaciónen tiempo real permitió adoptar un método deinvestigación, en lugar de conjeturar, en un áreaen la cual las incertidumbres sísmicas alcanzanhasta los 100 m [328 pies], para optimizar latrayectoria y mejorar el drenaje del yacimiento
perforando en cuatro bloques de fallas. La pene-tración de los dos bloques adicionales permiteahorrar los gastos y los riesgos implícitos en laperforación de otro pozo. De hecho, hubiera sidoimposible perforar el pozo A-13-H con la tec-nología convencional de perforación direccional.Gracias al sistema rotativo direccional se logróuna reducción de costos de 1 millón de dólarescon respecto al pozo perforado previamente en elmismo campo, puesto que el tiempo de construc-ción del pozo se redujo a la mitad. Por otra parte,el uso de mechas de PDC en combinación con laherramienta PowerDrive permitió duplicar la ROP.
Los sistemas rotativos direccionales abrennuevos horizontes en la planificación de los po-zos, en el manejo de los yacimientos e incluso enel desarrollo de los campos petroleros. Los siste-mas rotativos direccionales permiten perforarmenos pozos, y que los pozos perforados logrenpenetrar más objetivos. Al poder interceptar cua-tro bloques de fallas en lugar de dos, el pozo A-13-H alcanzó los objetivos geológicos de dospozos y el drenaje del yacimiento se incrementóen forma extraordinaria. El emplazamiento del po-zo se puede optimizar realizando ajustes de la tra-yectoria en tiempo real, tomando como base las
mediciones obtenidas con las más modernasherramientas de evaluación de formaciones entiempo real combinadas con el sistemaPowerDrive. Cuando se trata de plataformas máspequeñas con menor cantidad de aberturas serequieren inversiones de menor envergadura,mientras que se optimiza el drenaje del campo yse reducen los costos por barril producido.
La flexibilidad del sistema PowerDrive logróextender la vida del campo Njord, ya quepermitió el acceso a las reservas que, con la tec-nología convencional, se habrían consideradoeconómicamente poco atractivas.
En el Reino Unido, el rendimiento promediode la herramienta PowerDrive durante 1999 fuede un tiempo medio entre fallas de 522 horas. Enel año 2000, las actividades en el Reino Unidohan aumentado a tres o cuatro carreras adiciona-les por mes. Las operaciones de perforación ha-bituales incluyen pozos con diseños complicadoscon varias secciones de incremento angular ygiro. En 1998, se logró perforar el pozo M-17 delcampo Wytch Farm a través del angosto yaci-miento de areniscas Sherwood, ubicado entredos fallas utilizando la herramienta PowerDrive.16
< Trayectoria del pozo A-13-H. El pozo en formade W interceptó el yacimiento Tilje en cuatrobloques de fallas separados (izquierda). Otrasconfiguraciones de pozos utilizadas en estaárea, como los pozos en forma de anzuelo,hubieran penetrado sólo dos bloques (derecha).
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N
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anci
a, m
Distancia, m
> La carrera más larga realizada por una mecha en Wytch Farm. La herramienta PowerDrive fue utilizada en dos carreras en el pozo M-17, el segundo delos cuales estableció el récord del campo de la carrera más larga con una sola mecha, perforando 1287 m de un hueco de 81⁄2 pulgadas en sólo 84 horas.La vista areal de la trayectoria del pozo (izquierda) muestra el giro de 110°. La vista tridimensional (derecha) ilustra la inclinación que acompañó al giro.Gracias al uso de la herramienta PowerDrive se completó la operación con un ahorro de siete días de equipo de perforación.
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Sección vertical, m
Comienzo de la desviación360 MD 358 TVD17,7° 347,43° azDesplazamiento –19
Rotación e incremento angular de 3,00° cada 30 m
Bekok A7 ST
Bekok A7
Angulo sostenido en 69,35°
Tubería de 7 pulg 2190 MD 1692 TVD 69,2° 198,5° az, desplazamiento 1369Sección TD de 8,5 pulg 2600 MD 1696 TVD 69,2° 198,5° az, desplazamiento 1369
RealPropuesta
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-720 -560 -400 -240 -80 80
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Desplazamiento (este/oeste), m
Bekok A7
Comienzo de la desviación360 MD 358 TVD17,7° 347,43° az23N 7º
Tubería de 7 pulg
Bekok A7 ST
Azim
ut so
stenid
o 198
,93°
Este pozo estableció el récord actual para una ca-rrera con una sola mecha al perforar 1287 m [4222pies] en sólo 84 horas, mientras realizaba un girode 110° con una gran inclinación (página anterior).
Uno de los grandes desafíos que debenenfrentar los ingenieros de perforación es maxi-mizar la efectividad económica de los costosospozos direccionales con trayectorias complejas. Eléxito depende de las herramientas de perforaciónque ofrecen eficiencia, confiabilidad y capacidadintrínsecas, que superan en gran medida las posi-bilidades de los sistemas convencionales. EnMalasia, la capacidad del sistema PowerDrivequedó demostrada en los pozos A1 ST y A7 ST delcampo Bekok, operados por Petrona Carigali. Enambos pozos, el sistema funcionó sin inconve-nientes; sin ningún tipo de fallas ni restriccionesdurante las operaciones de perforación. El controldireccional resultó excelente en ambos casos, apesar de que las formaciones perforadas eran rela-tivamente blandas.
En el pozo A7 ST, se perforaron 1389 m [4557pies] a un promedio de 51 m [16 pies] por hora,donde la inclinación del hueco oscilaba entre 40 y70 grados. El promedio de incremento angular ygiro fue de 3°/30 m [3°/100 pies] (derecha). Al op-timizar la selección de la mecha, el peso sobre lamecha, la tasa de flujo del lodo y las rpm, la tasade penetración lograda con la tecnología Power-Drive resultó superior en un 45% con respecto a lamejor tasa registrada hasta ese momento conmotores de fondo. La herramienta PowerDriveperforó 513 m/día [1683 pies/día], con lo cual seahorraron cinco días de equipo de perforación,mientras que el mejor rendimiento de los motoresen el pozo Bekok A5, fue de sólo 360 m/día [1181pies/día]. Por otra parte, se pudo ahorrar una va-liosa cantidad de tiempo ya que también se redu-jo el número de viajes de limpieza: de un promediotradicional de un viaje cada 300 m [980 pies] sepasó a uno cada 700 m [2300 pies]. De esta mane-ra, se logró alcanzar la profundidad total del pozoen sólo dos tercios del tiempo especificado en elplan de perforación, lo cual dio como resultadouna significativa reducción de los costos.
En el pozo Bekok A1 ST, se utilizó el sistemaPowerDrive para perforar 1601 m [5253 pies] de81⁄2 pulgadas [21,6 cm] de diámetro hasta llegar ala capa de interés, con lo cual se ahorraron tresdías del programa original de perforación (próxi-ma página, arriba a la izquierda). Las tasas depenetración fueron 300% superiores a las experi-
28 Oilfield Review
> Vista areal (arriba) y de una sección (abajo) dela trayectoria planificada para el pozo Bekok A7ST, que se muestra en azul, y de la trayectoriareal, que se observa en rojo.
mentadas con conjuntos de herramientas conven-cionales en los pozos vecinos, lo cual permitióreducir el número de viajes de limpieza. Debido auna mínima tortuosidad, la ausencia de micro patasde perro y la superficie suave del hueco se pudocolocar la tubería corta de 7 pulgadas [17,8 cm] enforma rápida y sin ningún tipo de inconvenientes. Eluso del sistema PowerDrive permitió una reduccióntotal en los costos de US$200.000.
El segundo pozo de desarrollo en un campodel área de planeamiento de Viosca Knoll consti-tuyó la primera aplicación de una herramientarotativa direccional por parte de uno de los prin-cipales operadores en el Golfo de México. Su ob-jetivo consistía en ahorrar tiempo de operaciónaumentando la ROP con una técnica hidráulicasuperior y mejorando también la limpieza delpozo por encima de los niveles alcanzables con
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Sección vertical, m
Conexión a 8,5° y 418 m de profundidad medida
Rotación e incremento angular de 3,00° cada 30 m75,71° 1117 profundidad medida
Bekok A1
Bekok A1 STAngulo sostenido en 75,71°
RealPropuesta
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-2400 -1800 -1200 -600 0
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Desplazamiento (este/oeste), m
ConexiónBekok A1
Bekok A1 ST
Comienzode la
desviación
> Vista areal (arriba) y de una sección (abajo) de latrayectoria planificada para el pozo Bekok A1 ST,que se muestra en azul, y de la trayectoria real, quese observa en rojo.
Verano de 2000 29
una configuración de PDM direccional. De estamanera se trataría de reducir o eliminar los cos-tos y pérdidas de tiempo provocados por losproblemas de aprisionamientos de la columna deperforación debidos a la dilatación de las luti-tas—problema frecuente en el área—y sepodría lograr un mayor control de la densidad decirculación equivalente del lodo de perforación.El uso del sistema rotativo serviría para garanti-zar que los recortes se mantengan en suspensoen todo momento, superando los problemas deasentamiento de los recortes asociados con eldeslizamiento durante las operaciones de PDM.
El sistema PowerDrive se utilizó para perforardesde el zapato del revestidor de 95⁄8 pulgadas[24,4 cm] hasta los 3554 m [11.660 pies]. Una vezrealizada una prueba de integridad de la forma-ción, el sistema de fluidos fue desplazado con unlodo de perforación a base de diesel, cuya densi-dad era de 14,9 lbm/gal [1,79 g/cm3]. Como éstaera la primera vez que la herramienta se utilizabacon un fluido a base de diesel, se contemplaba laposibilidad de que surgieran problemas. La he-rramienta perforó con todo éxito 843 m [2767 pies]y la tasa de giro y reducción angular fue de hasta1,6° cada 30 m [100 pies] (arriba, a la derecha).
-4000 -3750 -3500 -3250 -3000-3000
-3250
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Entrada al pozo con laherramienta PowerDrive
Extracción de la sarta con la herramienta PowerDrive
Rotación y reducciónangular de 2°cada 100 pies
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Bajada al pozo con la herramienta PowerDrive
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Desviación desde la vertical, pies4500 5000 5500 6000
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RealPropuesta
Rotación y reducción angular de 2°/100 pies 35,14° a 13,448 pies de profundidad medida
Extracción de la sarta con la herramienta PowerDrive
< Perforación direccional rotativa en el Golfo deMéxico. Se perforó un pozo de desarrollo en uncampo del área Viosca Knoll utilizando un sistemarotativo direccional con el fin de aumentar la ROP yla limpieza del hueco. La trayectoria propuesta semuestra en azul. La herramienta PowerDrivealcanzó la trayectoria deseada, como se observaen rojo en la sección vertical (arriba) y en la vistageneral (abajo). La herramienta fue removidadespués de perforar 2767 pies y un PDM perforó elresto del hueco con una tasa de penetración dosveces y media más lenta.
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Días concretos de perforaciónDías previstos por posibles riesgos
Días mínimos planificados
Número de días de perforación
El perfil direccional planificado incluía la per-foración de una sección tangencial de 396 m[1300 pies] antes de la reducción angular y girohacia la izquierda a través de dos objetivos geo-métricamente cerrados. En la sección tangencial(o de ángulo sostenido) el equipo de trabajo pudoevaluar el rendimiento direccional del sistemaantes de iniciar el giro. Con la herramientaPowerDrive se lograron excelentes tasas de pe-netración. La pequeña caída de presión ocurridaa lo largo de toda la herramienta permitió unamejor utilización de la energía hidráulica disponi-ble en comparación con un motor direccional. Lastasas de flujo fueron superiores que en las ca-rreras previas de los motores en aproximada-mente 50 gal/min [0,2 m3/min], con lo cual semejoró la limpieza del hueco y se lograronmejores tasas de penetración. La eficiencia de lalimpieza del hueco fue monitoreada por medio deun sensor de presión anular instalado en la
columna MWD, de manera que el hueco sepudiera limpiar con la misma rapidez con que sepodía perforar.
En resumen, el conjunto PowerDrive fue uti-lizado para perforar 128 m [420 pies] de cemento,zapato y formación desde 3554 a 4397 m [11.660hasta 14.427 pies], lo cual se logró realizar en 42horas de perforación a una tasa promedio de pe-netración de 20 m/hr [66 pies/hr].
A la profundidad medida de 4397 m [14.427pies], se percibió que el sistema rotativo direc-cional había dejado de recibir órdenes desde lasuperficie. La herramienta continuó perforando deacuerdo con la última orden recibida, una orienta-ción hacia el lado inferior que provocó un leve gi-ro hacia la derecha. Llegado a este punto, eranecesario iniciar un giro hacia la izquierda, y huboque realizar un viaje para recuperar la herra-mienta. Como en un primer momento se desco-nocía la naturaleza de la falla y, dado que la
30 Oilfield Review
>Mejoras en la eficiencia de la perfora-ción. El uso del sistema PowerDrivecontribuyó a la perforación del pozo dedesarrollo de Viosca Knoll 10 días antesde lo planeado.
temperatura del hueco se estaba acercando allímite de temperatura admitido por el sistema deherramientas rotativas, se seleccionó un motordireccional convencional para finalizar la perfo-ración del intervalo.
El análisis posterior confirmó que había falla-do un cojinete de elastómero, lo que permitió quela turbina rotara en forma excéntrica dentro delcollar de la herramienta. El desgaste dentro delcollar indicaba que las aletas de la turbina gol-peaban la pared interior del collar, lo cual impe-día que la herramienta recibiera nuevas órdenes.Más tarde se pudo determinar que el lodo habíadegradado el material del cojinete. Para las futu-ras aplicaciones, se desarrolló un elastómero demayor duración, cuya eficacia ya ha sido compro-bada y se encuentra en uso actualmente.
Los resultados obtenidos con un motor direc-cional en la próxima carrera proporcionaron unacomparación interesante de la eficiencia de losdos sistemas, ya que se utilizó el mismo tipo demecha para perforar la misma formación y se rea-lizó una operación direccional con un esfuerzo si-milar. Las tasas de penetración alcanzadasdurante la rotación con el motor direccionalconvencional se acercaron a las del sistemaPowerDrive. Sin embargo, el tiempo adicional ne-cesario para orientar la herramienta, junto conlas bajas tasas de penetración durante el desliza-miento, significaron un gran aumento de los tiem-pos totales de perforación. El motor direccionalperforó 397 m [1303 pies] en 48 horas a una ROPpromedio de 8,2 m/hr [27 pies/hr], casi dos vecesy media más lento que el sistema PowerDrive.
Este ejemplo demuestra claramente que el in-cremento de la ROP compensa los mayores cos-tos del equipo de perforación y justificaampliamente los gastos adicionales de la herra-mienta rotativa direccional, lo que resulta enmenores tiempos y costos globales (izquierda).Este pozo fue perforado 10 días antes de lo pla-neado. No obstante ello, Schlumberger continúatrabajando para perfeccionar aún más el rendi-miento de la perforación rotativa direccional.
Camino hacia el futuroLa capacidad del sistema PowerDrive de perforarsecciones prolongadas en forma rápida y confia-ble ha aumentado la demanda de las 39 herra-mientas disponibles hoy en día. La fabricación deotras 16 herramientas PowerDrive durante el pri-mer trimestre del año 2000 incrementó el accesomundial a estos sistemas. Las herramientasfueron manufacturadas en el Reino Unido, peroel mantenimiento y las reparaciones se realizanen distintos centros regionales, ubicados cercadel lugar donde son utilizadas.
Verano de 2000 31
Hoy en día, el sistema PowerDrive675, que esla herramienta de 63⁄4 pulgadas de diámetro quese describe en este artículo, representa una tec-nología comprobada (derecha). Schlumbergercontinúa trabajando en su afán por establecernuevos estándares industriales en lo que respec-ta a los sistemas rotativos direccionales. En laactualidad, se están realizando pruebas de cam-po con la herramienta PowerDrive900. Se tratade una herramienta de 9 pulgadas, con el sistemade empuje de la mecha, diseñada para perforarhuecos de 12 o más pulgadas de diámetro. Seespera iniciar su comercialización en la segundamitad del año 2000.
Se encuentra en desarrollo una herramientadiseñada para dirigir la mecha, cuya trayectoriade perforación está determinada por la direcciónde la mecha y no por la orientación de una sec-ción más larga del BHA, como respuesta a lademanda de una selección más amplia de me-chas y estabilizadores, incluyendo mechas bicén-tricas, además de incrementos angulares másgrandes. Schlumberger ha probado un prototipode herramienta de direccionamiento de la mechaen diversas locaciones en todo el mundo y logróperforar a razón de más de 30 m/hr [100 pies/hr].17
Con este prototipo se amplían los rangos de flujoy temperatura propios de los sistemas de empujede la mecha, pero al mismo tiempo la herra-mienta mantiene un tamaño relativamentepequeño. Los datos de los relevamientos seobtienen cerca de la mecha y se envían a lasuperficie, con lo cual se obtiene la respuesta y
Desviación sostenidaControlada por el motor de fondo,
independiente del torque aplicado sobre la mecha. Se evitan los problemas de control de la orientación
de la herramienta mediante una columna de perforación elástica.
Hueco más limpio Efecto de la alta inclinación compensado por la rotación
continua de la tubería
Rotación continua durante la navegación
Hueco suaveLa tortuosidad del hueco se ve
reducida por una mejor navegación
Menos riesgos de aprisionamiento de la tubería
Menor arrastre Mejor control del peso
sobre la mecha
Menor costo por barril
Ahorros de tiempo Perforación dirigida más
rápida y con menos viajes de limpieza
Superior alcance extendido sin arrastre excesivo
Se reduce el costo de la
Completación y se simplifica el trabajo de Reparación
Mayor alcance horizontal
en el yacimiento con
buen control de la navegación
Menor cantidad de pozos para
explotar un yacimiento
Menor costo por pie perforadoMenos plataformas para desarrollar un campo
> Beneficios del sistema PowerDrive. La rotación continua de la sarta de perforación mejora muchosaspectos de la construcción del pozo y, en última instancia, se traduce en una disminución del tiempoy los costos.
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Relación5:1
Relación2:1
Relación 1:1
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Desplazamiento, pies
Shell Auger
BP ClydeBP Gyda
Maersk, QatarAmoco Brintnell 2-10
Statoil Sleipner PhillipsZijiang
Total Austral
Total AustralCN-1
BP M-14
BP M-11BP Amoco
M-16Z
> Prolongación del alcance. A profundidades relativamente someras es posible lograrun alcance de 10 km [6,2 millas] o más. El desplazamiento se restringe a medida queaumenta la profundidad, como se observa en las marcas de color púrpura.
17. Schaaf S, Pafitis D y Guichemerre E: “Application of aPoint the Bit Rotary Steerable System in DirectionalDrilling Prototype Well-bore Profiles,” artículo de la SPE62519, preparado para su presentación en la ReuniónRegional Occidental de las SPE/AAPG, Long Beach,California, EE.UU., Junio 19-23, 2000.
control de la trayectoria en tiempo real. El obje-tivo de todos estos sistemas es llegar a realizaroperaciones de perforación que resulten efecti-vas en costos para operaciones corrientes, enlugar de limitarse sólo a las aplicaciones másextremas por cuestiones económicas. Con todaseguridad, los operadores continuarán exten-diendo los límites de alcance y profundidad delos pozos (izquierda).
Los avances en los enlaces de comunicaciónremota con las oficinas de los operadores les per-mitirán a los expertos recibir los datos, consultarcon el personal del equipo de perforación y enviarórdenes a las bombas de lodo; tareas críticascuando se perforan pozos complejos. Tarde otemprano, la forma de los huecos se verá limi-tada sólo por los factores económicos y el inge-nio de los operadores. —GMG
Oilfield Review32
Control del agua
Bill BaileyMike CrabtreeJeb TyrieAberdeen, Escocia
Jon ElphickCambridge, Inglaterra
Fikri KuchukDubai, Emiratos Arabes Unidos
Christian RomanoCaracas, Venezuela
Leo RoodhartShell International Exploration and ProductionLa Haya, Holanda
Hoy en día, las compañías petroleras producen un promedio de tres barriles de agua por cada barril de
petróleo que extraen de los yacimientos agotados. Se gastan más de 40 mil millones de dólares por año para
hacer frente a los problemas del agua indeseada. En muchos casos, las tecnologías innovadoras para el con-
trol del agua pueden significar una reducción de los costos y un aumento en la producción de hidrocarburos.
Se agradece la colaboración de Andrew Acock, Houston,Texas, EE.UU.; Kate Bell y Anchala Ramasamy, BP AmocoExploration, Aberdeen, Escocia; Leo Burdylo, Keng SengChang y Peter Hegeman, Sugar Land, Texas; AlisonGoligher, Montrouge, Francia; Douglas Hupp, Anchorage,Alaska, EE.UU.; Lisa Silipigno, Oklahoma City, Oklahoma,EE.UU.; y David Wylie, Aberdeen. FloView, FrontSim, GHOST (Detección Optica del Holdup deGas), MDT (Probador Modular de la Dinámica de laFormación), NODAL, PatchFlex, PLT (herramienta deRegistros de Producción), PosiSet, PS PLATFORM(Plataforma de Servicios de Producción), RST (herramientade Control de Saturación), SqueezeCRETE, TPHL (registrode la fracción volumétrica (holdup) de cada una de las tresfases), USI (herramienta de Imágenes Ultrasónicas) y WFL(Registros de Flujo de Agua) son marcas de Schlumberger.Excel es una marca de Microsoft Corporation. MaraSEALes una marca de Marathon Oil Corporation. PrecisionTreees una marca de Palisade Corporation.
Petróleo y agua
Agua
Nivel de agua libre
Petróleo, gas y agua
Gas y agua
Nivel depetróleolibre
> Yacimiento que contiene agua, petróleo y gas.La ilustración muestra la distribución de los flui-dos en un yacimiento típico antes de comenzar laproducción o la inyección. Por encima del nivel depetróleo libre, la saturación del agua se encuentraen su valor irreducible. La zona de transiciónentre los niveles de petróleo libre y de agua librese caracteriza por un aumento gradual de la satu-ración de agua hasta alcanzar el 100%. En estazona, tanto el petróleo como el agua son parcial-mente móviles. El espesor de la zona de transicióndepende de factores tales como el tamaño de losporos, la presión capilar y la mojabilidad. Existeuna zona de transición entre las capas de hidro-carburos y de agua donde la saturación de agua ypetróleo varían. En general, las rocas de baja per-meabilidad presentan zonas de transición demayor espesor.
Verano de 2000 33
Si se tiene en cuenta que la producción mundialde agua es de aproximadamente 210 millones debarriles por día [33,4 millones m3/d] que acom-pañan a los 75 millones de barriles por día [11,9millones m3/d] de petróleo, se podría decir quemuchas compañías se han convertido práctica-mente en empresas productoras de agua. Dadoque los sistemas de manejo del agua resultan cos-tosos—se estima un costo de entre 5 a más de 50centavos por barril de agua—en un pozo que pro-duce petróleo con un 80% de corte de agua, elcosto del manejo del agua puede ascender a $4por barril de petróleo producido. En algunos sec-tores del Mar del Norte, la producción de aguaaumenta en la misma proporción en que sereducen las tasas de producción de petróleo en losyacimientos.
El agua afecta todas las etapas de la vida delcampo petrolero, desde la exploración—el contac-to agua-petróleo (CAP) es un factor fundamentalpara determinar el petróleo en sitio—hasta elabandono del campo, pasando por el desarrollo yla producción del mismo (abajo). Cuando se extraepetróleo de un yacimiento, tarde o temprano elagua proveniente de un acuífero subyacente o delos pozos inyectores se mezcla y es producida jun-
Si bien el ahorro potencial derivado del control delagua es importante en sí mismo, tiene más valor elpotencial aumento de la producción y de la recu-peración del crudo.
El manejo del ciclo de producción de agua, laseparación de la misma en el fondo o en la superfi-cie y su eliminación, comprenden una ampliavariedad de servicios de campo, que incluyen laadquisición de datos y el diagnóstico con sensoresde fondo; el perfilaje de producción y el análisis delagua para detectar problemas de agua; la simula-ción de yacimientos para caracterizar el flujo y di-versas tecnologías para eliminar los problemas delagua, tales como separación e inyección en el fon-do, cegado químico y mecánico, y separación delagua e instalaciones de producción de superficie.
Este artículo aborda el tema de la detección yel control del exceso de producción de agua. Enprimer lugar, se muestran las distintas formas enque el agua puede ingresar en el hueco; luego sedescriben las mediciones y análisis que se reali-zan para identificar estos tipos de problemas y, porúltimo, se examinan los diversos tratamientos ysoluciones. Mediante estudios de casos se mues-tran aplicaciones en pozos individuales, a nivel decampo y en instalaciones de superficie.
Petró
leo
yag
ua
Petró
leo
seco
Agua
ProcesamientoDemulsificadores/corrosiónDescongestionamiento dela instalación
TratamientoLimpiezaDesecho
Cegado del aguaControl de incrustaciones e hidratosInhibidores de la corrosión
Modificación del perfil de los fluidosDesviación del aguaMonitoreo del fluidoTratamientos con gelesModificadores de la permeabilidadRemoción del daño
> Ciclo del agua. El trans-porte del agua a travésdel campo comienza conel flujo en el yacimiento,prosigue con la produc-ción y luego con suprocesamiento en lasuperficie. Por último, elagua se desecha en lasuperficie o se inyectapara su eliminación opara mantener la presióndel yacimiento.
to con el petróleo. Este flujo de agua a través de unyacimiento, que luego invade la tubería de produc-ción y las instalaciones de procesamiento en la su-perficie y, por último, se extrae y se desecha, o biense inyecta para mantener la presión del yacimiento,recibe el nombre de ‘ciclo del agua’ (arriba).
Los productores buscan formas económicas paramejorar la eficiencia de la producción y los serviciosde control del agua resultan ser uno de los métodosmás rápidos y menos costosos para reducir los cos-tos operativos y aumentar la producción de hidrocar-buros en forma simultánea. El aspecto económico dela producción de agua a lo largo del ciclo del aguadepende de una variedad de factores, como la tasade flujo total, las tasas de producción, laspropiedades del fluido, como la densidad delpetróleo y la salinidad del agua y, por último, elmétodo final de desecho del agua producida. Loscostos operativos, que comprenden las tareas delevantamiento, separación, filtrado, bombeo yreinyección, se suman a los costos totales (próximapágina, arriba). Por otra parte, los costos de elimi-nación del agua pueden variar enormemente: desde10 centavos por barril, cuando el agua se descargaen áreas marinas, hasta más de $1,50 por barrilcuando se transporta con camiones en tierra firme.
Orígenes del aguaEl agua se encuentra presente en todos los campospetroleros y es el fluido más abundante en el cam-po.1 Si bien es cierto que ningún operador quiereproducir agua, hay aguas que son mejores queotras. Con respecto a la producción de crudo, esfundamental distinguir entre el agua de barrido, elagua buena (aceptable) y el agua mala (o excesiva).
Agua de "barrido"—Proviene de un pozo inyec-tor o de un acuífero activo que contribuye al barri-do del petróleo del yacimiento. El manejo de estetipo de agua es una parte fundamental del manejodel yacimiento y puede constituir un factor deter-minante en la productividad de los pozos y de lasreservas finales.2
Agua "buena"—Es el agua producida dentrodel hueco a una tasa inferior al límite económicode la relación agua/petróleo (RAP) (derecha).3 Esuna consecuencia inevitable del flujo de agua através del yacimiento, y no se puede eliminar sinperder parte de las reservas. La producción delagua buena tiene lugar cuando existe un flujosimultáneo de petróleo y agua en toda la matriz dela formación. El flujo fraccional de agua está deter-minado por la tendencia natural de mezcla queprovoca el aumento gradual de la relaciónagua/petróleo (próxima página, arriba).
34 Oilfield Review
Levantamiento
Separación de agua libre
Eliminación de restos de crudoFiltrado
Bombeo
Inyección
Inversiones/GastosConsumosInversiones/GastosConsumosProductos químicosInversiones/GastosProductos químicosInversiones/GastosConsumosInversiones/GastosConsumosInversiones/GastosCosto total/bblTotal de productos químicosTotal de consumosTotal de pozosInstalaciones de superficie
$0,044$0,050$0,087$0,002$0,034$0,147$0,040$0,147$0,012$0,207$0,033$0,030$0,842$0,074$0,102$0,074$0,589
5,28%6,38%
10,36%0,30%4,09%
17,56%4,81%
17,47%1,48%
24,66%3,99%3,62%100%
8,90%12,16%
8,89%70,05%
$0,044$0,054$0,046$0,003$0,034$0,073$0,041$0,068$0,010$0,122$0,034$0,030$0,559$0,075$0,010$0,075$0,309
7,95%9,62%8,27%0,45%6,16%
12,99%7,25%
12,18%1,79%
21,89%6,01%5,45%100%
13,41%17,87%13,40%55,33%
$0,044$0,054$0,035$0,003$0,034$0,056$0,041$0,047$0,010$0,091$0,034$0,030$0,478$0,075$0,100$0,075$0,227
9,29%11,24%
7,24%0,52%7,20%
11,64%8,47%9,85%2,09%
19,06%7,03%6,37%100%
15,67%20,88%15,66%47,80%
$0,044$0,054$0,030$0,003$0,034$0,046$0,041$0,030$0,010$0,079$0,034$0,030$0,434$0,075$0,100$0,075$0,184
10,25%12,40%
6,82%0,58%7,94%
10,58%9,34%6,87%2,31%
18,15%7,75%7,02%100%
17,28%23,03%17,27%42,41%
$0,044$0,054$0,049$0,003$0,034$0,081$0,041$0,073$0,011$0,125$0,034$0,030$0,578$0,075$0,101$0,075$0,328
7,69%9,30%8,55%0,43%5,95%
13,92%7,00%
12,63%1,84%
21,61%5,81%5,27%100%
12,96%17,38%12,95%56,71%
20.000 bpd 50.000 bpd 100.000 bpd 200.000 bpd Promedio
Procesamiento en la superficie Pozos productores Pozos inyectores
Separación de agua libre 0,0025 kw/bblLevantamiento 1,92 kw/bblInyección 1,2 kw/bblCosto $0,028 por kw-hr
Un pozo de 7000 piesRecompletaciónTotal 1 pozoCosto por aguaProducción totalAgua totalCosto de levantamiento del agua
$1.000.000,00$300.000
$1.600.000,00$400.000,00
1.000.0009.000.000 $0,04
Perforar y completarPor completación3 Completaciones
bbl @ 90% corte de aguabbl @ 90% corte de agua$/bbl
Un pozo de 7000 piesRecompletaciónTotal 1 pozoTotal inyectadoCosto de inyección de agua
$600.000,00$200.000
$1.000.000,0032.850.000
$0,03
Perforar y completarPor completación3 Completaciones3 Completaciones
$/bbl
> Costo del ciclo del agua. La tabla muestra el costo estimado del manejo del agua por barril, que incluye inversiones de capital y gastos operativos, con-sumos y productos químicos, en las distintas etapas de levantamiento, separación, eliminación de restos de crudo, filtrado, bombeo e inyección para nive-les de producción del fluido entre 20.000 y 200.000 barriles por día [3.181 a 31.180 m3/d].
1.0
0
RAP
RAP - Límite económico
Recuperación adicional
Producción de petróleo, bbl
A
B
C
D
> Control del agua para aumentar la productividad del pozo y las reservas poten-ciales. Como ocurre en la mayoría de los pozos maduros, la relación agua/petróleo(RAP) aumenta con la producción (A) debido al aumento de la cantidad de agua.Finalmente, el costo del manejo del agua se acerca al valor de la producción depetróleo y al "límite económico" de la RAP (B). La metodología y la tecnología delcontrol del agua reducen la producción de agua del pozo (C), lo cual permitecontinuar la producción económica de crudo. El control del agua trae aparejado elincremento de la recuperación económica del pozo (D).
Otra forma de producción de agua aceptableproviene de las líneas de flujo convergentes dentrodel hueco (próxima página, al centro). Por ejemplo,en un cuadrante de un esquema de inyección decinco puntos, un inyector alimenta un productor. El
flujo del inyector se puede caracterizar como unaserie infinita de líneas de flujo; la más corta es unalínea recta entre el inyector y el productor, mien-tras que la más larga sigue los bordes de flujo nulodesde el inyector al productor. La invasión de agua
Verano de 2000 35
ocurre en un primer momento en la línea de flujomás corta, mientras el petróleo todavía se producede las líneas de flujo más lentas. Esta agua sedebe considerar aceptable, ya que no es posiblecegar determinadas líneas de flujo mientras sepermite la producción de otras.
Dado que el agua buena, por definición, pro-duce petróleo junto con ella, se debería tratar demaximizar su producción. Para reducir los costosimplícitos, el agua debería eliminarse tan prontocomo fuese posible; en forma ideal mediante unseparador de fondo (abajo a la derecha). Estosdispositivos, junto con las bombas electrosumergi-bles, permiten separar hasta el 50% del agua einyectarla en el fondo, con lo cual se evitan loscostos del levantamiento y la separación del aguaen la superficie.
Agua "mala"—El resto de este artículo seocupa principalmente de los problemas del aguaproducida en exceso. El agua mala se puede definircomo el agua producida dentro del hueco, que noproduce petróleo, o bien cuando la producción depetróleo no es suficiente para compensar el costoasociado con el manejo del agua, es decir, es aguaproducida por encima del límite económico de laRAP. En los pozos individuales, el origen de lamayor parte de los problemas de agua mala sepuede clasificar dentro de diez tipos básicos. Laclasificación que se presenta en este artículo essimple—ya que existen muchas variaciones ycombinaciones posibles—pero resulta útil comobase de una terminología común.4
1. Kuchuk F, Sengul M y Zeybek M: “Oilfield Water: A Vital Resource,” Middle East Well Evaluation Review22 (Noviembre 22, 1999): 4-13.
2. Kuchuk F, Patra SK, Narasimham JL, Ramanan S yBanerji S: “Water Watching,” Middle East WellEvaluation Review 22 (Noviembre 22, 1999): 14-23; yKuchuk F y Sengul M: “The Challenge of Water Control,”Middle East Well Evaluation Review 22 (Noviembre 22,1999): 24-43.
3. La relación agua/petróleo (RAP) se obtiene dividiendo latasa de producción de agua por la tasa de producción depetróleo y puede oscilar entre 0 (100% petróleo) e infinito(100% agua). También se utilizan habitualmente los térmi-nos ‘corte de agua’ o ‘flujo fraccional de agua’ definidoscomo la tasa de producción de agua dividida por la tasatotal de producción, expresadas en porcentaje o fracción,respectivamente. La correspondencia entre estas medi-ciones se puede calcular fácilmente (por ejemplo, unaRAP de 1 implica un corte de agua de 50%). El límite eco-nómico de la RAP es la RAP a la cual el costo del trata-miento y eliminación del agua es igual a las gananciasderivadas del petróleo. La producción por encima de estelímite provoca un flujo de fondos negativo. Este se puedeaproximar por la ganancia neta obtenida de producir unaunidad adicional de volumen de petróleo, dividida por elcosto de una unidad adicional de volumen de agua.
4. Elphick J y Seright R: “A Classification of Water ProblemTypes,” presentado en la Conferencia de la RedEducativa de la 3ra. Conferencia Internacional Anualsobre Modificación Concordante del Yacimiento, Cegadodel Agua y el Gas, Houston, Texas, EE.UU., Agosto 6-8,1997.
Inyector
Incr
emen
to d
el ti
empo
Contacto agua-petróleo Productor
Petróleo y agua
Sólo agua
Sólo petróleo
Sólo petróleo
> Agua buena y agua mala. El agua buena necesita ser producida junto con elpetróleo y no se puede cegar sin cegar el flujo de hidrocarburos. La separaciónen el fondo puede ser una solución. El agua mala no ayuda a la producción yprovoca la disminución de la presión.
Inyector
Productor
Agua
Petróleo
Petró
leo
Agua
< Simulación del flujo de agua en un yacimiento.El software de simulación de yacimientosFrontSim resulta ideal para demostrar lo queocurre con los fluidos dentro de un yacimiento.Las líneas de flujo representan el flujo de aguadesde el inyector al productor. El simuladorrequiere información geológica, estructural y rela-tiva a los fluidos. El gráfico muestra un cuadrantede un esquema uniforme de inyección de cincopuntos donde el agua proveniente de la línea deflujo más directa es la primera en invadir el pro-ductor. El agua de estas líneas de flujo se consi-dera buena, ya que no se podría cegar sin dis-minuir la producción de petróleo.
Zona de producción
Zona de inyección
Petróleo
Agua
Entrada defluido del yacimiento
Salida de petróleo y algo de agua
Salida de agua
> Separador de fondo. La separación del agua en el fondo reduce los costos delevantamiento del agua excedente. Los separadores más comunes tienen un 50%de eficiencia. El agua excedente se inyecta en otra formación.
Problemas del aguaLos diez tipos básicos de problemas comprendendesde los más fáciles de resolver hasta los másdifíciles.
Filtraciones en el revestidor, tuberías de pro-ducción o empacadores—Las filtraciones a travésdel revestidor, la tubería de producción o losempacadores permiten que el agua proveniente dezonas que no producen hidrocarburos ingrese en lacolumna de producción (abajo a la izquierda). Ladetección de los problemas y la aplicación de lassoluciones correspondientes dependen fundamen-talmente de la configuración del pozo. Los regis-tros básicos de producción, tales como la densidaddel fluido, la temperatura y el flujo pueden resultarsuficientes para diagnosticar estos problemas. Enlos pozos de mayor complejidad, puede ser nece-sario contar con registros de flujo de agua (WFL,por sus siglas en Inglés) o perfilaje multifásico defluidos, como el registro de la fracción volumétrica(holdup) de cada una de las tres fases (TPHL, porsus siglas en Inglés). Las herramientas con sondaseléctricas, como la herramienta FloView, puedenidentificar pequeñas cantidades de agua en el flujode producción. Las soluciones habituales incluyenla inyección forzada de fluidos sellantes y elcegado mecánico por medio de tapones, cementoo empacadores, aunque también se pueden utilizarremiendos. Cuando existe este tipo de problema,conviene aplicar la tecnología de cegado del aguadentro del revestidor, que es de bajo costo.
Flujo canalizado detrás del revestidor—Laexistencia de fallas en la cementación primariapuede provocar la conexión de zonas acuíferas conzonas de hidrocarburos (abajo al centro). Estoscanales permiten que el agua fluya por detrás delrevestidor e invada el espacio anular. Una causasecundaria puede ser la creación de un ‘vacío’detrás del revestidor cuando se produce arena.Este flujo de agua se puede detectar mediante losregistros de temperatura o los registros WFL basa-dos en la activación del oxígeno. La solución prin-cipal consiste en el uso de fluidos de cegado, que
pueden ser cementaciones forzadas de altaresistencia, fluidos a base de resinas colocados enel espacio anular, o fluidos a base de geles demenor resistencia colocados en la formación paradetener el flujo dentro del espacio anular. Elemplazamiento de los mismos es muy importantey, por lo general, se realiza con tubería flexible.
Contacto agua-petróleo dinámico—Si un con-tacto agua-petróleo uniforme asciende hacia unazona abierta de un pozo durante la producción nor-mal por empuje de agua, puede existir producciónde agua indeseada (abajo a la derecha). Estoocurre en aquellos lugares donde existe una per-meabilidad vertical muy baja. Dado que el área deflujo es extensa y que el contacto asciende lenta-mente, puede incluso ocurrir en casos en que laspermeabilidades verticales intrínsecas son suma-mente bajas (menos de 0,01 mD). En los pozos conmayores permeabilidades verticales (Kv > 0,01 Kh),es más probable encontrar conificación de agua yotros problemas que se describen más adelante.En realidad, si bien este tipo de problema podríaconsiderarse como un subgrupo dentro de la conifi-cación, la tendencia a la conificación es tan bajaque el cegado cerca del hueco resulta efectivo. Eldiagnóstico no se puede realizar únicamente sobrela base de la invasión de agua identificada en elfondo del pozo, ya que otros problemas tambiénpueden provocar este mismo fenómeno. En unpozo vertical, este problema se puede resolverfácilmente por abandono del pozo desde el fondoutilizando algún sistema mecánico, como un tapónde cemento o un tapón colocado por medio decable de acero. Si el CAP se desplaza muy porencima de la parte superior del tapón, será nece-sario realizar un segundo tratamiento. En los pozosverticales, este problema es el primero que superalos límites del ambiente local del hueco dentro delsistema de clasificación utilizado en ese artículo.
En los pozos horizontales, cualquier soluciónque se aplique en las cercanías del hueco se debeextender bastante en todas las direcciones conrespecto al intervalo productor de agua para
impedir que el flujo de agua horizontal supere loslímites del tratamiento y retardar la consiguienteinvasión de agua. Como alternativa, se puede con-siderar una desviación de la trayectoria una vezque la RAP resulte intolerable desde el punto devista económico.5
Capa inundada sin flujo transversal—Un pro-blema habitual en la producción proveniente decapas múltiples se produce cuando una zona dealta permeabilidad rodeada por una barrera deflujo (como una capa de arcilla) está inundada(arriba). En este caso, la fuente de agua puede serun acuífero activo o un pozo inyector de agua. Porlo general, la capa inundada presenta el nivel depermeabilidad más elevado. Al no existir flujotransversal en el yacimiento, este problema seresuelve fácilmente mediante la aplicación de flui-dos de cegado rígidos o de un cegado mecánico,ya sea en el inyector o el productor. La decisión decolocar un fluido de cegado—en general se utilizatubería flexible—o utilizar un sistema de cegadomecánico depende de si se conoce cuál es elintervalo inundado. En este caso se puedenemplear fluidos selectivos, tema que se desarrollamás adelante, para evitar el costo de obtener re-gistros y seleccionar el emplazamiento. La ausen-cia de flujo transversal depende de la continuidadde la barrera de permeabilidad.
Los pozos horizontales completados en unasola capa no son proclives a este tipo de proble-ma. Los problemas de agua en pozos sumamenteinclinados completados en capas múltiples sepueden tratar de la misma forma que los pozosverticales.
Fracturas o fallas entre inyector y productor—En las formaciones naturalmente fracturadas bajorecuperación secundaria por inyección de agua, elagua inyectada puede invadir rápidamente lospozos productores (próxima página, arriba a laizquierda). Este fenómeno se produce en formahabitual cuando el sistema de fracturas esextenso o se encuentra fisurado y se puede confir-mar mediante el uso de trazadores radioactivos y
36 Oilfield Review
Inyector Productor
> Filtraciones en el revestidor,en la tubería de producción oen el empacador.
> Flujo detrás del revestidor. > Contacto agua-petróleodinámico.
> Capa inundada sin flujo transversal entre lascapas.
Verano de 2000 37
pruebas de presión transitoria.6 También sepueden utilizar registros de trazadores para cuan-tificar el volumen de las fracturas, valor que se uti-liza para el diseño del tratamiento. La inyección deun gel en el pozo inyector puede reducir la produc-ción de agua sin afectar la producción de petróleode la formación. Si se utiliza un flujo de geles reti-culados, podría no resultar efectivo dado que supenetración en la matriz es limitada y, por lo tanto,penetra en las fracturas en forma selectiva. Por logeneral, la mejor solución para este problema con-siste en cegar la producción de agua.
Los pozos que presentan fracturas o fallas se-veras a menudo sufren una considerable pérdidade fluidos de perforación. Si se espera encontraruna falla conductora y fracturas asociadas con lamisma durante la perforación, conviene bombearun gel dentro del pozo para resolver al mismotiempo el problema de la perforación y los proble-mas consiguientes de producción de agua y ba-rrido deficiente, en particular en las formacionescuya matriz tiene poca permeabilidad.
En los pozos horizontales, puede existir elmismo problema cuando el pozo intercepta una omás fallas conductoras o que tienen fracturas con-ductoras asociadas.
Fracturas o fallas de una capa de agua—Elagua puede provenir de fracturas que interceptanuna zona de agua más profunda (arriba al centro).Estas fracturas pueden ser tratadas con un gel; locual resulta especialmente efectivo en los casosen que las fracturas no contribuyen a la producciónde petróleo. Los volúmenes de tratamiento deben
ser lo suficientemente grandes para cegar las frac-turas a una distancia considerable del pozo.
Sin embargo, el ingeniero de diseño se encuen-tra con tres dificultades. En primer lugar, es difícildeterminar el volumen del tratamiento porque sedesconoce el volumen de la fractura. En segundolugar, como el tratamiento puede cegar las frac-turas productoras de petróleo, conviene efectuarun tratamiento con sobredesplazamiento paramantener la productividad cerca del hueco. Porúltimo, si se utiliza un fluido gelificado, éstedeberá ser capaz de resistir el flujo de retorno pos-terior al tratamiento. En los casos de fracturaslocalizadas, convendrá cegarlas cerca del hueco,sobre todo si el pozo se encuentra revestido ycementado. En forma similar, cuando las fracturashidráulicas penetran una capa de agua se produceun deterioro de la producción. Sin embargo, enesos casos por lo general se conoce mejor el pro-blema y el medio circundante y resulta más fácilaplicar las soluciones adecuadas, como por ejem-plo, los fluidos de cegado.
En muchos yacimientos de carbonatos, lasfracturas suelen ser casi verticales y tienden aocurrir en grupos separados por grandes distan-cias, en especial en las zonas dolomíticas cerra-das, por lo cual es poco probable que estasfracturas intercepten un hueco vertical. Sinembargo, estas fracturas se observan con frecuen-cia en pozos horizontales donde la producción deagua a menudo ocurre a través de fallas conduc-toras o fracturas que interceptan un acuífero(arriba a la derecha). Como se dijo anteriormente,
5. Hill D, Neme E, Ehlig-Economides C y Mollinedo M:“Reentry Drilling Gives New Life to Aging Fields,” Oilfield Review 8, no. 3 (Otoño de 1996): 4-17.
6. Una fisura es una grieta, rompimiento o fractura de grantamaño en una roca.
Inyector
Productor
Falla
Falla
> Fracturas o fallas entre un inyector y un productor. > Fracturas o fallas en una capa de agua (pozo vertical).
> Fracturas o fallas en una capa de agua (pozo horizontal).
> Conificación o formación de cúspide.
el bombeo de un fluido gelificado puede servirpara solucionar este problema.
Conificación o formación de cúspide(cusping)—En un pozo vertical se produce conifi-cación cuando existe un CAP cerca de los disparosen una formación cuya permeabilidad vertical esrelativamente elevada (abajo). La tasa crítica deconificación, que es la tasa máxima a la cual sepuede producir petróleo sin producir agua porconificación, a menudo es demasiado baja paraque resulte económica. En algunos casos, se pro-pone colocar una capa de gel por encima del con-tacto agua-petróleo estacionario. Sin embargo,este método difícilmente podrá detener la conifi-cación, ya que se necesita un gran volumen de gelpara provocar una reducción significativa de laRAP. Por ejemplo, para duplicar la tasa crítica deconificación, se necesita un radio gelificado efec-tivo de por lo menos 15 m [50 pies]. Sin embargo,resulta difícil colocar un gel en forma económicatan adentro de la formación. Cuando se realizantratamientos de menor volumen, por lo general, seproduce una rápida reinvasión del agua a menosque, por casualidad, el gel se conecte con láminasde lutitas.
En lugar de colocar un gel, una alternativa con-veniente consiste en perforar uno o más huecoslaterales de drenaje cerca del tope de la forma-ción para aprovechar la mayor distancia conrespecto al CAP y la disminución de la caída depresión, que reducen el efecto de conificación.
En los pozos horizontales, este problema sepuede asociar con la formación de una duna (dun-ing) o de una cúspide. En dichos pozos, puede serposible al menos retardar la formación de la cús-pide con una operación de cegado cerca del huecoque se extienda lo suficiente hacia arriba y haciaabajo, como en el caso de un CAP ascendente.
Barrido areal deficiente—Muchas veces elagua marginal o subyacente de un acuífero o de unpozo inyector de agua en una zona productiva,provoca un barrido areal deficiente (derecha). Porlo general, la anisotropía areal de la permeabilidadorigina este problema, que es especialmente serioen los depósitos de canales de arena. La soluciónconsiste en desviar el agua inyectada fuera delespacio de los poros, que ya han sido barridos poragua. Esto requiere un tratamiento de gran volu-men o una inyección continua de un elemento vis-coso, lo que normalmente resulta poco económico.En este tipo de situaciones, con frecuencia se logramejorar la recuperación mediante la perforación depozos de relleno, si bien los tramos laterales dedrenaje se pueden utilizar para llegar al petróleono barrido en forma más económica.
Los pozos horizontales pueden atravesar zonascon diferentes valores de permeabilidad y presióndentro de la misma capa, lo cual provoca un barri-do areal deficiente. También puede suceder que elagua invada sólo una parte del pozo simplementedebido a su proximidad horizontal a la fuente deagua. En cualquiera de los dos casos, es posiblecontrolar el agua por medio del cegado en las cer-canías del hueco y con una extensión vertical losuficientemente amplia respecto del agua.
Segregación gravitacional—Cuando en unyacimiento existe una capa de gran espesor conbuena permeabilidad vertical, la segregacióngravitacional—denominada a veces barrido deagua en el fondo de la arena (water under-run)—puede provocar la invasión de agua no deseada enun pozo en producción (abajo a la izquierda). Elagua, ya sea que provenga de un acuífero o de unproceso de recuperación secundaria por inyecciónde agua, se escurre hacia abajo en la formaciónpermeable y barre sólo la parte inferior del yaci-miento. Cuando existe una relación de movilidadpetróleo-agua desfavorable el problema puedeagravarse, incluso más en las formaciones contexturas sedimentarias que se vuelven más finashacia arriba, dado que los efectos viscosos juntocon la segregación gravitacional fomentan el flujo
en la base de la formación. Cualquier tratamientorealizado en el inyector con el fin de cegar los dis-paros inferiores tendrá sólo un efecto marginal enel barrido de un mayor volumen de petróleo antesde que la segregación gravitacional vuelva a serdominante. En el pozo productor existe conifi-cación local y, como ocurrió en el caso de conifi-cación descripto anteriormente, es poco probableque los tratamientos con geles produzcan resulta-dos duraderos. Los tramos laterales de drenajepueden resultar efectivos para alcanzar al hidro-carburo no barrido y los fluidos de inyección vis-cosos y gasificados también pueden mejorar elbarrido vertical.
En los pozos horizontales, la segregacióngravitacional puede ocurrir cuando el hueco seencuentra cercano al fondo de la zona productiva,o bien cuando se supera la tasa crítica deconificación local.
Capa inundada con flujo transversal—El flujotransversal de agua puede existir en capas de altapermeabilidad que no se encuentran aisladas porbarreras impermeables (abajo a la derecha). Elproblema de la producción de agua a través de unacapa sumamente permeable con flujo transversales similar al de una capa inundada sin flujotransversal, pero se diferencia de éste en el hecho
38 Oilfield Review
de que no existe una barrera para detener el flujoen el yacimiento. En estos casos, los intentos rea-lizados para modificar los perfiles de producción ode inyección cerca del hueco están condenados alfracaso debido a la existencia de flujo transversallejos del hueco. Es fundamental poder determinarsi existe flujo transversal en el yacimiento, puestoque ésta es la única diferencia entre los dos pro-blemas. Cuando no existe flujo transversal, elproblema se puede solucionar fácilmente, mien-tras que cuando existe flujo transversal es menosprobable encontrar un tratamiento exitoso. Sinembargo, en casos aislados, puede ser posible co-locar un gel muy penetrante en forma económicaen la capa permeable ladrona, siempre que éstasea delgada y tenga alta permeabilidad compara-da con la zona de petróleo. Aún bajo estas condi-ciones óptimas, antes de iniciar el tratamiento esnecesario realizar una cuidadosa operación deingeniería. En muchos casos, la solución consisteen perforar uno o más tramos laterales de drenajepara alcanzar las capas no drenadas.
Los pozos horizontales completados en unasola capa no son proclives a este tipo de proble-ma. Si un pozo sumamente inclinado está comple-tado en múltiples capas, este problema puedeocurrir al igual que en un pozo vertical.
Para poder tratar un problema de control delagua es esencial conocer el problema específico.Los primeros cuatro problemas se controlan conrelativa facilidad en el hueco o en las cercaníasdel mismo. En el caso de los dos problemas si-guientes—fracturas entre inyectores y produc-tores, o fracturas de una capa de agua—esnecesario colocar geles muy penetrantes en lasfracturas o las fallas. Los cuatro últimos proble-mas no admiten soluciones simples y de bajocosto cerca del hueco, y requieren modificacionesen la completación o la producción como parte dela estrategia de manejo del yacimiento. Todooperador que desee lograr un cegado del agua enforma efectiva, rápida y con bajo nivel de riesgodebería comenzar por aplicar las tecnologías com-probadas en los primeros seis tipos de problemas.
Inyector Productor Inyector Productor
> Barrido areal deficiente.
> Capa con segregación gravitacional. > Capa inundada con flujo transversal.
Acuí
fero
Petróleo acumulado, bbl
RAP-Límite económico
Loga
ritm
o de
la R
AP
> Gráfico de recuperación. El gráfico de recuperación muestra la tendenciaascendente de la relación agua/petróleo respecto de la producción. Si laRAP extrapolada alcanza el límite económico cuando el petróleo producidoacumulado alcanza las reservas recuperables esperadas, entonces el aguaproducida se considera agua aceptable.
Verano de 2000 39
Técnicas de diagnóstico para el control del aguaEn el pasado, se consideraba que el control delagua no era más que la simple colocación de untapón acompañado por una operación decementación, o bien un tratamiento con gel en unpozo. La razón principal por la cual la industriapetrolera no pudo lograr un método adecuado paracontrolar el agua ha sido su falta de conocimientode los diferentes problemas y la consiguiente apli-cación de soluciones inapropiadas. Esto quedademostrado con la gran cantidad de trabajos téc-nicos en los que se describen los tratamientos ylos resultados con poca o ninguna referencia a lageología, al yacimiento o al problema de controldel agua. El factor clave es el diagnóstico, es decirpoder identificar el problema específico que sepresenta. Los diagnósticos de pozos se utilizan detres maneras:• para seleccionar los pozos que podrían necesitar
un sistema de control del agua• para determinar el problema de agua de manera
que se pueda seleccionar un método de controladecuado
• para localizar el punto de entrada del agua en elpozo de tal manera que se pueda emplazar eltratamiento en el lugar correcto.
Cuando se cuenta con una historia deproducción confiable, muchas veces ésta contieneun cúmulo de información que puede ayudar adiagnosticar el problema del agua. Para poderdistinguir las diferentes fuentes de agua noaceptable se han desarrollado varias técnicasanalíticas que utilizan, por ejemplo, las relacionesagua/petróleo, los datos de producción y lasmediciones de los registros.
Gráfico de recuperación—El grafico de recu-peración es un gráfico semilogarítmico de la RAPcon respecto a la producción acumulada depetróleo (arriba). La tendencia de producción sepuede extrapolar al límite económico de la RAPpara determinar la producción de petróleo que seobtendrá si no se toma ninguna medida para con-trolar el agua. Si la producción extrapolada esaproximadamente igual a las reservas esperadaspara el pozo, quiere decir que el pozo produce unnivel de agua aceptable y no se necesita ningunamedida de control del agua. Si este valor es muchomenor que las reservas recuperables esperadas,significa que el pozo está produciendo agua noaceptable y, de existir suficientes reservas paracompensar el costo de la intervención, se deberíaconsiderar alguna medida de reparación.
Gráfico de la historia de producción—Estegráfico es un gráfico doble logarítmico de tasas depetróleo y agua con respecto al tiempo (abajo a laizquierda). Por lo general, los pozos en los queconviene aplicar un sistema de control del aguamuestran un aumento de la producción de agua yuna disminución de la producción de petróleo enforma casi simultánea.
Análisis de la curva de declinación—Este esun gráfico semilogarítmico de la tasa de produc-ción de petróleo con respecto al petróleo acumu-lado (abajo a la derecha). El agotamiento normalproduce una curva cuya tendencia es rectilínea,mientras que una declinación pronunciada puedeindicar la existencia de algún otro problema, comopor ejemplo la disminución severa de la presión oel aumento del daño.
1000
100
10
Tasa
de
prod
ucci
ón d
e pe
tróle
o y
agua
, bpd
1
0,1120.00080.000 100.00060.0000 20.000 40.000
Petróleo acumulado, bbl
Agua
Petróleo
> Curva de declinación. Cualquier cambio brusco en la pendiente dela típica recta de declinación de la tasa de producción de petróleo,constituye una advertencia de que el exceso de agua, junto con otrosproblemas, pueden estar afectando la producción normal.
10.000
1.000
0
100
10
1
0,1
Tiempo, días
Barri
les
por d
ía
10 100 10.0001.000
Tasa del flujo de agua
Tasa del flujo de petróleo
> Gráfico de la historia de producción. Un gráfico de las tasas de flujo de aguay petróleo con respecto al tiempo puede resultar útil para identificar losproblemas de agua. Cualquier cambio brusco y simultáneo que indique unaumento del agua con una reducción del petróleo es señal de que se podríanecesitar un tratamiento de remediación.
laciones numéricas y experiencias de campo.8
También se puede utilizar la derivada de la RAPcon respecto al tiempo, si bien su aplicación se velimitada por las incertidumbres o el ruido propio delas mediciones de campo. El ingeniero a cargo dela interpretación puede aprender a reconocer lasdiversas variaciones existentes en estos perfiles ya minimizar el problema de la carencia de una solu-ción única cuando se combinan con otros datos.
La utilidad de los gráficos de diagnóstico de laRAP para determinar la invasión del agua enmúltiples capas se ilustra con el ejemplo de uncampo manejado por una importante compañíaque opera en el Mar del Norte. Se trata de unyacimiento de medianas dimensiones con unaestructura costera de energía entre moderada yalta que había sido altamente bioturbado, lo cualprovocó grandes variaciones de la permeabilidad(próxima página, arriba a la izquierda). No existíaninguna barrera significativa de lutitas, y elyacimiento de 110 m [360 pies] de espesor buzabasuavemente hacia un acuífero desde X180 hastaX290 m [X590 hasta X950 pies]. Los bordes delyacimiento estaban delimitados por fallas sellan-tes y truncados por una discordancia. Se disparóun pozo vertical a través de 50 m [165 pies] en elcentro de esta unidad. En el yacimiento no se en-contró ningún CAP ni contacto gas-petróleo (CGP).
El gráfico de diagnóstico de la RAP generado apartir de los datos de pruebas de pozos mensualesmuestra el efecto de la variación de la permeabili-dad en los estratos del yacimiento (próximapágina, abajo). El gráfico ilustra inundación de lascapas de alta permeabilidad, las que contribuyenal flujo transversal dentro del yacimiento. Larelación que se observa en los tiempos deinvasión [1800:2400:2800] da una indicaciónacerca de las relaciones de permeabilidad enestas capas. El petróleo acumulado producido y elproducto de la permeabilidad relativa por el espe-sor de las capas se podrían utilizar para estimarlas reservas remanentes en las zonas de menorpermeabilidad de la formación desde X180 hastaX204 m [X590 hasta X670 pies].
La respuesta de la RAP muestra que las capascon mayor permeabilidad se han inundado. Si bienno hay ninguna evidencia directa de la existenciade una conexión vertical entre estas capas, elconocimiento del ambiente deposicional y delimpacto de la bioturbación puede ayudar aexplicar este fenómeno. Es probable que existacierta comunicación entre las capas de alta per-
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7. Chan KS: “Water Control Diagnostic Plots,” artículo de laSPE 30775, presentado en la Conferencia y ExhibiciónAnual de la SPE, Dallas, Texas, EE.UU., Octubre 22-25,1995.
8. Yortsos YC, Youngmin C, Zhengming Y y Shah PC:“Analysis and Interpretation of Water/Oil Ratio in Water-floods,” SPE Journal 4, no. 4 (Diciembre de 1999): 413-424.
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RAP'
RAP
> Perfiles de los gráficos de diagnóstico que caracterizan los mecanismos deinvasión del agua. Una trayectoria de flujo abierta (arriba) muestra un incre-mento muy rápido. Este perfil indica la existencia de flujo a través de una falla,una fractura o un canal detrás del revestidor, que puede ocurrir en cualquiermomento de la historia del pozo. El flujo de agua marginal (medio) por lo gene-ral muestra un rápido aumento en el momento de la invasión seguido de unalínea recta. En el caso de múltiples capas, la línea puede presentar una formaescalonada dependiendo de los contrastes de permeabilidad de la capa. Unaumento gradual de la RAP (abajo) indica la conificación de agua temprana enla vida del pozo. Normalmente se nivela entre una RAP de 1 y 10, y la pendien-te de la RAP disminuye. Una vez que se estabiliza el cono de agua, la curva dela RAP comienza a semejarse a la del flujo marginal. La magnitud de la pen-diente, RAP’, aparece en color rojo en los dos perfiles inferiores.
Gráficos de diagnóstico—Para determinar eltipo de problema específico estableciendo com-paraciones con los esquemas de comportamientoconocidos, se utiliza un gráfico de diagnósticodoble logarítmico de la RAP con respecto al tiempo(abajo). Existen tres signos básicos que permiten
distinguir entre los diferentes mecanismos deinvasión de agua: flujo abierto por fallas, fracturaso flujo por canal detrás del revestidor; flujo deagua marginal o un CAP dinámico; y problemas deconificación.7 Las interpretaciones del flujo deagua marginal fueron construidas a partir de simu-
Verano de 2000 41
meabilidad, así como también es posible queexista comunicación vertical dentro de la zona debaja permeabilidad restante. Cualquier intentorealizado en las cercanías del hueco para contro-lar el agua proveniente de las capas de alta per-meabilidad dependerá del aislamiento verticalsobre un área de gran extensión entre las reservasrestantes por encima de los X670 pies y las capas
inundadas que se encuentran por debajo. Esto sepuede confirmar con las mediciones de las pre-siones de las capas y las pruebas de interferenciavertical obtenidas con el Probador Modular de laDinámica de la Formación MDT; las correlacionesde lutitas, y los registros de producción.
Análisis de cierre y estrangulación—La histo-ria de producción de la mayoría de los pozos
incluye períodos de estrangulación o cierre. Elanálisis de la RAP fluctuante puede proporcionarindicios muy valiosos para determinar el tipo deproblema. Los problemas de invasión de agua,como la conificación o una fractura individual queintercepta una capa de agua más profunda provo-can una RAP inferior durante el estrangulamientoo después del cierre. Por el contrario, cuando lasfracturas o una falla interceptan una capa de aguasuperpuesta se produce el efecto opuesto. Estossistemas no son estables en el transcurso deltiempo geológico pero, por cierto, pueden serinducidos durante la producción.
En un pozo del Medio Oriente que presentabauna tasa de producción de 7000 barriles [1112 m3]de agua por día y 400 barriles [64 m3] de petróleopor día después de cada cierre (arriba a la dere-cha), estas tasas se invirtieron después de algunosdías de producción. Los datos de producción sugie-ren que la causa aparente fue una falla conductivaque conectaba el yacimiento de petróleo con unyacimiento menos profundo que ya había sidoinundado. En los pozos en los que la fuente deagua se encuentra a una presión superior que elpetróleo, el estrangulamiento del pozo provoca unaumento de la RAP. La prueba de estrangulamientoconstituye un método de diagnóstico útil para dis-tinguir entre estos dos problemas.
Cuando la calidad de los datos de la historia deproducción es pobre, se puede realizar una pruebade estrangulamiento de la producción a corto tér-mino con varios tamaños de orificios. La presiónse debe monitorear junto con la RAP desde unseparador o, mejor aún, con un medidor de flujotrifásico, para determinar con precisión los cam-bios ocurridos en la RAP en función de la caída depresión. Esto se puede realizar sólo si la presiónen el cabezal del pozo es suficiente para fluir avarias tasas, por lo que convendría realizarlo enlas primeras etapas de la vida del pozo.
X590
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> Variaciones de la permeabilidad horizontal en un yacimiento del Mar del Norte.La gran variación de la permeabilidad provoca aislación efectiva de las capas,por lo cual estimula el flujo preferencial a lo largo de las capas de alta permea-bilidad. El pozo fue abierto al flujo en la sección media del yacimiento.
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> Gráfico de diagnóstico a partir de los datos de pruebas de pozos men-suales. El gráfico muestra que el acuífero invade aproximadamente a los1800 días (punto 1) con un incremento pronunciado en la RAP correspon-diente a un cambio repentino de la saturación de agua en el frente deinundación. Es muy probable que esta invasión provenga de la capa demayor permeabilidad. La RAP asciende gradualmente hasta los 2100días, comportamiento típico del flujo marginal. La entrada de agua seestabiliza desde el punto 2, indicando que la capa se encuentra prácti-camente inundada, lo cual lleva a una RAP constante. Este valor sugiereque la primera capa que invade contribuye aproximadamente el 14% delproducto permeabilidad-espesor de la capa—factor clave de la forma-ción para determinar la tasa de flujo. A los 2400 días (punto 3), lainvasión de agua se ve a través de las capas interestratificadas de altapermeabilidad. La curva aparece menos pronunciada en esta invasiónporque la RAP comienza a un valor superior. Al final de este período, laRAP es aproximadamente 0,24, lo cual sugiere que el 10% del productopermeabilidad-espesor proviene de la segunda capa que ha sido inun-dada. El último aumento (punto 4) representa la invasión final de lascapas de alta permeabilidad restantes.
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RAP
Tasa de líquido
> Tasas de producción durante el estrangulamiento. Los datos deproducción durante el período de estrangulamiento en un pozo delMedio Oriente muestran que el estrangulamiento de la tasa deproducción en un 50% provoca un gran aumento de la RAP.
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Petróleo Agua Tasa de flujo total
Agua
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20 mD, 20 pies
Análisis NODAL—El diseño de un sistema deproducción depende del rendimiento combinadodel yacimiento y la tubería de fondo o sistema de‘plomería’ del yacimiento (abajo).9 Las cantidadesde petróleo, gas y agua que fluyen en un pozoprovenientes del yacimiento dependen de la caídade presión en el sistema de tuberías, y la caída depresión depende de la cantidad de cada fluido quecorre por la tubería. La productividad de un pozo, amenudo, se puede ver disminuida en gran medidadebido al rendimiento inadecuado o a una falla dediseño de alguno de los componentes del sistema.El análisis del comportamiento de un pozo en fluen-cia junto al de las tuberías asociadas con el mismo,se conoce como análisis NODAL y se utiliza con fre-cuencia para evaluar el efecto de cada componenteen un sistema de producción desde el fondo de unpozo hasta el separador.
El análisis NODAL también se emplea para de-terminar la ubicación de zonas de resistencia exce-siva al flujo, lo que provoca grandes pérdidas depresión en los sistemas de tuberías. Por otra parte,también es posible determinar el efecto que produ-ce el cambio de cualquiera de los componentes delsistema sobre las tasas de producción.10 Por ejem-plo, habitualmente se cree que el estrangulamien-to de un pozo que produce agua servirá para reducirel corte de agua. Esto sucede por cierto en los ca-sos de conificación convencional, pero en otroscasos, depende del tipo de problema, así comotambién de las presiones del yacimiento. Por ejem-plo, si un pozo se cierra por un período de tiempoprolongado, la RAP (medida cuando el pozo se vuel-ve a poner en funcionamiento) dependerá del pro-blema de agua y de las presiones involucradas.
En el Mar del Norte, un pozo productor de pe-tróleo negro con una inclinación de 35° se disparay produce desde cinco capas diferentes. Se sabeque cada capa se encuentra aislada de las demáspor barreras impermeables de lutitas sin flujotransversal entre las mismas. El soporte de presiónproviene de un inyector cercano y de un acuífero. Elpozo producía 29.000 bpd [4608 m3/d] con un cortede agua del 90%. Un registro de producción recien-
te realizado en este pozo muestra un significativoflujo transversal en condiciones de cierre, desde lascapas inferiores hacia la capa superior, la que posi-blemente sea una capa ladrona. Se realizó unanálisis NODAL para ajustar el análisis obtenidocon la herramienta de Registros de Producción PLTtanto para las condiciones de cierre como para lasde fluencia. Este ajuste es necesario a los efectosde lograr la confiabilidad necesaria en las predic-ciones de producción adicional de petróleo comoconsecuencia de los diversos tratamientos decegado del agua (próxima página, arriba).
Si bien el análisis NODAL es una metodologíaestándar para simular las respuestas de los pozos,en este caso hay que considerar dos factoresimportantes. En primer lugar, la necesidad de cali-brar las respuestas de flujo calculadas frente alagresivo flujo transversal observado en condi-ciones de cierre y, en segundo lugar, el hecho deque en este caso se encontraban involucradas unnúmero relativamente grande de capas separadas.El análisis incluyó seis pasos:•Construcción de modelos—La construcción bá-
sica de modelos de pozos requería un estudio dedesviación detallado, las propiedades de presión,volumen y temperatura (PVT), las característicasdel yacimiento en la región próxima al huecopara cada capa y la ubicación de los disparos.
•Geología—La información geológica acerca delambiente deposicional alrededor del pozo fuenecesaria para estimar el grado y la extensiónlateral de las barreras impermeables. El pozoexhibió una buena extensión lateral de dichasbarreras. En otras áreas del campo, la variacióndel ambiente deposicional provocó incer-tidumbres en la continuidad de las barreras depermeabilidad, lo cual hizo disminuir la con-fianza en el mantenimiento de los tratamientosde cegado localizados.
•Presiones de las capas—Las presionesindividuales de las capas se obtuvieron a partirde los datos de cierre del pozo. En un principiose supuso que el factor de daño de la formaciónera cero.
•Selección de la correlación—Se realizó unacomparación de la correlación del flujo multi-fásico sobre el sistema básico para determinarel grado de variación que presentaban losmodelos y el impacto de los parámetros decorrelación, como los ángulos de cambio de lacorrelación.11 Este paso implica ajustar los datosobtenidos en las pruebas de pozo.
•Flujo transversal en condiciones de cierre—Enprimer lugar, se simuló el flujo transversal encondiciones de cierre detectado por las medicio-nes de la herramienta PLT, lo cual permitió eva-luar el factor de daño de cada capa. El procesorequería utilizar un sistema de prueba y error, enel cual las estimaciones aproximadas (a partir depruebas anteriores) del índice de productividadde cada capa se modificaran en forma secuencialpara ajustar los datos. También se consultó elhistorial del pozo para determinar si era factibleencontrar algún daño debido a la perforación o aconsideraciones operativas. En este ejemplo, nose esperaba encontrar ningún daño.
•Flujo transversal en condiciones de fluencia—Serepitió este proceso para condiciones de fluen-cia y se analizaron varias tasas de producción. Elproceso se puede acelerar si se cierran todas lascapas productoras menos una, en forma suce-siva. El índice de productividad y los factores dedaño debido al flujo no darciano de cada capa semodificaron posteriormente para ajustar losdatos. El modelo final calibrado proporcionó unbuen ajuste para todos los datos.
A continuación se utilizó el modelo calibradodel análisis NODAL para determinar el incrementode producción estimado para dos opcionesdiferentes de cegado. La primera opción consistíaen cegar completamente toda la producciónproveniente de la capa más profunda, Capa 5(próxima página, abajo). Esta opción deja abiertas
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9. Elphick J: “NODAL Analysis Shows Increased OilProduction Following Water Shutoff,” presentado en laConferencia de la Red Educativa de la 2da. ConferenciaInternacional Anual sobre Modificación Concordantedel Yacimiento, Cegado del Agua y el Gas, Houston,Texas, EE.UU., Agosto 19-21, 1996.
10. Beggs HD: Production Optimization Using NODALAnalysis. Tulsa, Oklahoma, EE.UU.: OGCI Publications, Oil & Gas Consultants International, Inc., 1991.
11. Un ángulo de cambio determina cuando las correlacio-nes multifásicas verticales deberían ser reemplazadaspor correlaciones horizontales. Es importante tener encuenta que no existe ninguna correlación en la literatu-ra entre el flujo multifásico y la caída de presión queresulte adecuada para todos los ángulos de inclinación.
12. Lenn C, Kuchuk F, Rounce J y Hook P: “Horizontal WellPerformance Evaluation y Fluid Entry Mechanisms,”artículo de la SPE 49089, presentado en la ConferenciaTécnica y Exhibición Anual de la SPE, Nueva Orleáns,Luisiana, EE.UU., Septiembre 28-30, 1998.
13. Akhnoukh R, Leighton J, Bigno Y, Bouroumeau-Fuseau P,Quin E, Catala G, Silipigno L, Hemmingway J, HorkowitzJ, Hervé X, Whittaker C, Kusaka K, Markel D y Martin A: “Keeping Producing Wells Healthy,” Oilfield Review 11, no. 1 (Primavera de 1999): 30-47.
> Análisis NODAL multi-capa. El modelo de pozo(gráfico inserto) utilizadopara el análisis NODALtiene dos capas, cada unacon diferente espesor ydistinta permeabilidad. Elanálisis multicapa mues-tra las tasas de flujo indi-vidual y total de las capasde petróleo y agua a medi-da que se producen enconjunto y a diferentespresiones.
Capa
s
Tasas de flujo por zonas, bpd-6000 -4000 -2000 0 2000 4000 6000 8000
Opción 1 petróleoOpción 1 agua
L1
L2
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Opción 1 (Cierre de la Capa 5 solamente)
Capa
s
Tasas de flujo por zonas, bpd0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000
Opción 2 petróleoOpción 2 agua
L3
L4
Opción 2 ( Cierre de las Capas 1, 2, y 5)
> El análisis NODAL permite predecir los beneficios del control del agua. Las dos opciones propuestas para este pozo eran simplemente cegar la Capa 5con un tapón y producir de las capas superiores, o bien cegar las Capas 1, 2 y 5, dejando las Capas 3 y 4 en producción. La primera opción (izquierda) pro-duciría un aumento neto esperado de la producción de 1328 bppd [211 m3/d], mientras que la segunda opción (derecha) predice un aumento neto en la pro-ducción de 1647 bppd [262 m3/d]. La segunda opción es más costosa y probablemente requiera la colocación de un tapón para aislar la Capa 5, además decementar las Capas 1 y 2. El operador prefirió la opción 1.
Verano de 2000 43
las Capas 1 a 4, y el resultado neto es un aumentode la producción de petróleo de 2966 a 4294 bppd[471 a 682 m3/d]. La producción de agua dismi-nuiría de 26.510 a 12.742 barriles por día [4212 a2025 m3/d]. La segunda opción implicaría sellar lasCapas 1, 2 y 5, que no producían hidrocarburos, yproducir sólo de las Capas 3 y 4. Como resultadode esta segunda opción la producción de petróleoalcanzó 4613 bppd [733 m3/d], lo que representasólo aproximadamente 300 bppd [47 m3/d] másque la opción 1. Para justificar los tratamientos seutilizó como argumento la diferencia entre el com-portamiento corriente y el pronosticado a partir delcierre de una o más capas.
Los datos de los registros de producción de-mostraron que el agua provenía de todas las capassuperiores excepto de una. La mayor parte del
agua no deseada se originaba en la capa más pro-funda. Debido a las presiones reducidas de la for-mación, la capa superior estaba robando unapequeña cantidad de petróleo y de agua que seproducía más abajo. De acuerdo con lo esperado,los volúmenes de líquido que ingresaban en lazona ladrona disminuían a medida que aumentabala producción. Frente a las altas tasas de produc-ción esperadas tales pérdidas se considerarontolerables. El operador decidió entonces adoptar laopción 1 y colocar un tapón justo por debajo de laCapa 4, con lo que la Capa 5 quedó completa-mente aislada.
Registros de producción—Los registros de pro-ducción precisos, como los que ofrecen las medi-ciones de los Servicios de Producción de laPlataforma PS, pueden mostrar la invasión de agua
en el hueco.12 Esta herramienta tiene la capacidadde determinar el flujo y el holdup de cada fase defluido en huecos verticales, desviados y horizonta-les.13 A partir de la adición de los nuevos sensoresópticos y eléctricos, que incorporan mediciones lo-cales de sensores y mediciones de velocidad decada fase, se han logrado importantes avances enel diagnóstico de casos simples y complejos conflujo trifásico. Tales avances en la obtención de re-gistros de producción confiables y precisos, en par-ticular en pozos desviados con cortes de aguaelevados, representan un paso importante en arasde la identificación y el conocimiento de losdiferentes tipos de problemas de agua.
Por ejemplo, un operador perforó un pozohorizontal en el Golfo de México en una arenagasífera pequeña que producía agua en formaexcesiva después de un período corto deproducción. En este pozo, se suponía que la fuentemás probable del agua no aceptable era aguamarginal proveniente del acuífero inferior. Si elagua marginal ingresaba en el talón (heel) delpozo, una solución económica sería correr unatubería flexible en el pozo y cementar la porciónalrededor del talón, dejando la tubería flexible enel lugar para permitir la producción de la punta(toe) del pozo. Esto dilataría la posteriorproducción de agua hasta que el agua avanzarahasta superar el tapón de cemento. Sin embargo,si el agua provenía de la punta del pozo se podríacementar la porción inferior del mismo utilizandotubería flexible y un empacador en la malla. Unatercera posibilidad era que el agua ingresara des-de el centro del pozo, con lo cual sería difícil aislarla entrada de agua y continuar la producción des-de la punta y el talón del pozo. El operador necesi-taba conocer el punto exacto de ingreso del aguapara realizar las operaciones correspondientes.
Capa
s
Tasas de flujo por zonas, bpd-5.000 0 5.000 10.000 15.000 20.000
Petróleo calculadoAgua calculada
Petróleo medidoAgua medida
L1
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L3
L4
L5
> Ajuste del análisis NODAL con las mediciones de producción. Las barrasazules representan el flujo de agua y las barras verdes muestran el flujo depetróleo computado a partir de los registros de producción. Los círculos repre-sentan los resultados del análisis NODAL. Las Capas 2 y 5 se encuentran total-mente inundadas. La Capa 1 recibe agua y algo de petróleo, como indican lastasas de flujo negativas, puesto que la presión estática del yacimiento es inferiora la presión dinámica de fluencia.
X100
X200
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Profundidad, pies
Canal
Disparos
Canal
El programa de perfilaje incluyó la configu-ración básica de la Plataforma PS junto con lasherramientas de Detección Optica del Holdup deGas GHOST y de Control de Saturación RSTPro,trasportadas por tubería flexible. Las medicionesde las herramientas GHOST y FloView y la veloci-dad del fluido derivada del molinete del medidorde flujo, representan los fluidos dentro de la mallade completación, mientras que los registros deTPHL y las mediciones del WFL responden al flujodentro y fuera de la malla (arriba).
Las mediciones de velocidad del agua del re-gistro WFL se combinan con las mediciones delholdup de las herramientas GHOST y TPHL paracalcular el perfil de la tasa de flujo de agua. En es-te ejemplo, más del 50% de la producción de aguaproviene de la punta del pozo, que fluye por detrásde la malla y en el espacio anular del empaque degrava. Por medio de la medición GHOST tambiénse identificó el agua adicional que ingresaba a mi-tad de camino del hueco horizontal a X137 m [X450pies]. Dado que la mayor parte del gas provenía dela punta del pozo, el operador decidió continuar la
producción sin realizar ninguna intervenciónadicional.
Las herramientas que obtienen imágenes através del revestidor, como la herramienta deImágenes Ultrasónicas USI, permiten evaluar lacalidad del trabajo de cementación en un pozo eidentificar los canales de flujo detrás del revesti-dor. Por ejemplo, en un pozo ubicado en NuevaMéxico que producía sólo agua, se confirmó laexistencia de un canal por encima de los disparos(derecha). Se realizó una cementación a presión (ocementación forzada), después de lo cual el pozocomenzó a producir petróleo y, en la actualidad,produce 50 bppd [8 m3/d] sin corte de agua.
Diagnósticos especiales para lacomunicación verticalEl flujo transversal de agua adopta dos formasclaramente definidas. Además del flujo transversalen el yacimiento, que ya se ha analizado, tambiénexiste flujo transversal dentro del hueco; ambostipos son interdependientes y merecen especialatención.
Cada vez que el hueco penetra múltiples capasque se encuentran con diferentes presiones existela posibilidad de que se produzca flujo transversal.La diferencia de presión se mantiene sólo cuandoy donde existe una aislación continua entre cadacapa, lo cual implica que el flujo transversal delyacimiento y del hueco son mutuamenteexcluyentes en cualquier par de capas. Algunosyacimientos, por ejemplo los que presentancanales de arenas apiladas, tienen barreraslocales de lutitas que se extienden por cientos demetros. Sin embargo, estos yacimientos puedencontener conexiones verticales distantes queprovocan el flujo transversal y la comunicación delas presiones, si bien presentan aislamiento localcon variaciones de presión transitorias entre lascapas cuando se los somete a una prueba deestrangulamiento. Como resultado de ello se pro-
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14. Hegeman P y Pelissier-Combescure J: “ProductionLogging for Reservoir Testing,” Oilfield Review 9, no. 2(Primavera de 1997): 16-20.
15. AL Shahri AM, AL Ubaidan AA, Kibsgaard P y Kuchuk F:“Monitoring Areal and Vertical Sweep and ReservoirPressure in the Ghawar Field using Multiprobe WirelineFormation Tester,” artículo de la SPE 48956, presentado enla Conferencia Técnica y Exhibición Anual de la SPE,Nueva Orleáns, Luisiana, EE.UU., Septiembre 28-30, 1998.
16. Crombie A, Halford F, Hashem M, McNeal R, Thomas EC,Melbourne G y Mullins OC: “Innovations in Wireline FluidSampling,” Oilfield Review 10, no. 3 (Otoño de 1998): 26-41.
Profundi-dad
medida, pies
X200
X300
X400
X500
X600
Desv.> 90°Gas
Agua
TPHL TPHL
Profun. vertical verdaderapiesX070 X055
GasGHOST
Holdup1 0
Agua
Perfil del agua
WFLTasa del flujo
de agua1 0
Desviación
Rayos GammaAPI20 70
85 95GradosWFL
Velocidad del agua
pies/min0 500
Perfil del gas
Tasa del flujo de gas
bpd bpd0 1200 0 25.000
Gas
HoldupAgua
Entrada de agua
Entrada de agua
> Perfil de flujo en el fondo del pozo. La pista 1 contiene la curva de rayos gamma (verde) y la desviacióndel hueco (línea llena negra) obtenida de los registros a hueco abierto. La profundidad medida se obser-va en la pista 2. En la pista 3, el holdup de gas (rojo) y de agua (azul) obtenidos con la herramienta GHOSTidentifican claramente el agua que penetra la sección horizontal del hueco a X450 pies y X640 pies. En lapista 4 se observan los aportes de gas (rojo) y de agua (azul) en la totalidad del hueco y del espacio anu-lar, que se grafican con respecto al perfil de la trayectoria del hueco. Estos holdups independientes decada fase se derivan del registro de holdup trifásico obtenido con la herramienta TPHL. En el perfil seobserva un incremento del agua a medida que el hueco se hace más vertical por encima de X350. Lapista 5 muestra los registros de holdup de gas (rojo) y de agua (azul). Las mediciones de velocidad delagua del Registro del Flujo de Agua WFL (círculos azules) aparecen en la pista 6. La pista 7 contiene unperfil de la tasa de flujo de agua a partir del holdup del TPHL y la velocidad del WFL. La pista 8 contiene elperfil de la tasa de flujo de gas, que se calculó utilizando los datos de holdup de la herramienta GHOST.
> Un canal que produce agua. La imagen delcemento en el espacio anular detrás del revestidorpermitió identificar un canal de agua. Las imáge-nes obtenidas con la herramienta de ImágenesUltrasónicas USI—amplitud en la pista 1 y tiempode tránsito en la pista 2—confirman que existe ungran canal abierto en el espacio anular cementa-do detrás del revestidor, justo por encima de losdisparos.
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comunican en el hueco, quiere decir que seencuentran aisladas (abajo a la izquierda). Cuandopresentan la misma presión, puede ocurrir queestén comunicadas o bien que hayan producido (ohayan sido inyectadas) con tasas similares, por locual la presión resultante es la misma.
Prueba de interferencia vertical—Una pruebade interferencia vertical realizada con la herra-mienta MDT muestra la permeabilidad verticalefectiva cerca del hueco. La permeabilidad verticalse puede determinar a partir de los cambios en lapresión de la formación medida con un sensor depresión, mientras el fluido de la formación sebombea a través de una sonda de muestreo sepa-rada unos 0,7 m [2,3 pies] del sensor, sobre lapared del hueco.16
Correlaciones de lutitas—Las correlaciones delos registros pueden demostrar si en un campoexisten grandes barreras de lutitas. Cuando seobserva una excelente correlación de las lutitasentre los diferentes pozos, quiere decir que lascapas del yacimiento se encuentran aisladas porroca impermeable y es improbable que exista flujotransversal dentro del yacimiento.
Registros del medidor de flujo durante elcierre—El registro de producción (a través delmolinete del medidor de flujo) puede detectar elflujo transversal en el hueco durante el cierre delpozo; de existir, constituiría un signo evidente depresión diferencial entre las capas aisladas.
Prueba de estrangulamiento—Las pruebas deestrangulamiento o los datos de producción
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Tarbut
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Etive
Rannoch
Formaciones
Presiones actuales del yacimiento
Presiones iniciales del yacimiento
>Mediciones de presión que muestran la aislación de las capas. Las mediciones de presión, por ejemplo,las obtenidas con la herramienta MDT, se pueden utilizar en pozos de relleno para establecer la presiónde cada capa después de un período de producción en el campo. Cuando existen diferencias de presiónentre las capas debido a agotamiento diferencial, se deduce que las capas se encuentran aisladas entresí por barreras de permeabilidad verticales.
Conjunto del tapón
Petróleo
Agua
Tapón PosiSet
> Aplicación de la herramienta PosiSeT deaccionamiento mecánico. El tapón PosiSeT se baja através de la tubería de producción y se utiliza paracegar el agua en las cercanías del hueco. Se puedebajar con cable de acero o por medio de tuberíaflexible y utiliza un sistema de anclaje positivo conanclas superiores e inferiores (arriba) y elementossellantes que aislan las capas productoras de aguatanto en huecos abiertos como revestidos (abajo).
duce una combinación de los problemas propios delas capas inundadas con y sin flujo transversal.
La identificación de la presencia de flujo trans-versal en la formación es de fundamental impor-tancia. Las capas inundadas sin flujo transversalpueden ser tratadas fácilmente a nivel del hueco,si bien no existen soluciones simples cuando lascapas no se encuentran aisladas por barrerasimpermeables. Además, las capas inundadas sinflujo transversal estarán sujetas al flujo transversalinterno del hueco durante el cierre. Existen variosmétodos de diagnóstico que resultan útiles paradeterminar la comunicación vertical.
Pruebas con tasas variables—Con poco es-fuerzo adicional, un registro de producción puedeconvertirse en un registro de producción con tasasvariables o "prueba multicapa," midiendo la tasade producción de cada capa frente a varias pre-siones de producción diferentes, con medicionesestacionarias posicionadas entre cada capa. Deesta forma se podrá determinar el índice de pro-ductividad y la presión promedio del yacimientopara cada capa.14 El flujo transversal potencial sepuede estimar utilizando el análisis NODAL.
Probadores de la formación operados con cablede acero—Tanto las mediciones de presión de laformación obtenidas con herramientas operadascon cable de acero, como las obtenidas con lasherramientas MDT o el Probador de la Formación aRepetición RFT, pueden mostrar si existe comu-nicación de la presión entre las capas.15 Si lascapas tienen presiones diferentes y no se
pueden proporcionar un útil diagnóstico de comu-nicación vertical mediante la detección de pre-siones diferenciales.
Soluciones para el control del aguaCada tipo de problema tiene distintas opciones desolución que varían desde las simples solucionesmecánicas y químicas, que son relativamente debajo costo, hasta las más complejas y costosassoluciones de completaciones re-trabajadas. Eshabitual la existencia de diversos problemas decontrol del agua y, a menudo, se hace necesarioadoptar una combinación de varias soluciones.Hoy en día, además de las soluciones tradi-cionales descriptas anteriormente, existen méto-dos nuevos, innovadores y convenientes desde elpunto de vista económico para los problemas decontrol del agua.
Soluciones mecánicas—En muchos de losproblemas que ocurren en las cercanías del hueco,como las filtraciones del revestidor, el flujo pordetrás del revestidor, el ascenso de agua desde elfondo y las capas inundadas sin flujo transversal,se opta por utilizar tapones mecánicos o inflables.La herramienta PosiSet, que incluye un tapónmecánico, se puede transportar con tubería flexi-ble o bajar con cable de acero. Esta herramienta
Soluciones químicas—Los tratamientos quí-micos requieren el emplazamiento preciso del flui-do. La tubería flexible con empacadores inflablespermite colocar la mayor parte de los fluidos delos tratamientos sin riesgo de afectar las zonas dehidrocarburos. La inyección doble con tuberíaflexible es un proceso que consiste en bombear unfluido protector a lo largo de la tubería flexiblehasta el espacio anular del revestidor y bombearel fluido del tratamiento a través de la tuberíaflexible (próxima página, arriba).
El cemento SqueezeCRETE constituye otro ele-mento clave dentro del conjunto de solucionespara el control del agua.17 Debido a su escasa pér-dida de fluido y a su capacidad de penetrarmicrofracturas inferiores a 160 micrones, es el sis-tema ideal para tratamientos de remediación defiltraciones en las tuberías, provocadas por flujodetrás de las mismas. Una vez colocado, estecemento ofrece gran resistencia a la compresión,baja permeabilidad y alta resistencia a losataques químicos. El tratamiento SqueezeCRETE amenudo se utiliza con cemento común para cegardisparos cuando existe un problema de capasinundadas, o bien cuando asciende el agua delfondo o el CAP. También se puede aplicar para elsellado de empaques de grava, filtraciones en elrevestidor o canales por detrás del revestidor.
Los geles rígidos son sumamente efectivospara cegar excesos de agua en las cercanías delhueco (próxima página, abajo a la izquierda). Adiferencia del cemento, los geles se pueden forzardentro de la formación para realizar el cegadocompleto de esa zona o para llegar a las barrerasde lutitas. Con respecto a los tratamientos decemento presentan una ventaja operativa, ya quese pueden perforar con chorros de fluidos en lugarde triturarlos con mechas. Habitualmente estánhechos a base de polímeros con aditivos reticu-ladores. Productos como los sistemas MaraSEAL yOrganoSEAL-R se pueden mezclar con facilidad ytienen una vida útil prolongada. Pueden ser inyec-
46 Oilfield Review
17. Boisnault JM, Guillot D, Bourahla A, Tirlia T, Dahl T,Holmes C, Raiturkar AM, Maroy P, Moffett C, Mejía GP,Martínez IR, Revil P y Roemer R: “Concrete Develop-ments in Cementing Technology,” Oilfield Review 11, no. 1 (Primavera de 1999): 16-29.
18. Estos geles no penetran en formaciones con permeabili-dades inferiores a 25 mD.
19. O’Brien W, Stratton JJ y Lane RH: “MechanisticReservoir Modeling Improves Fissure Treatment GelDesign in Horizontal Injectors, Idd El Shargi North DomeField, Qatar,” artículo de la SPE 56743, presentado en laConferencia y Exhibición Anual de la SPE, Houston,Texas, EE.UU., Octubre 3-6, 1999.
20. Elphick J, Fletcher P y Crabtree M: “Techniques forZonal Isolation in Horizontal Wells,” presentado en laReunión de la Asociación de Ingenieros de Producción,Reading, Inglaterra, Noviembre 4-5, 1998.
Herramienta de bajada al pozo
Cable eléctrico
Camisa PatchFlex
Disparos
> Camisa PatchFlex. Formada por un cilindro deun compuesto flexible realizado con fibra de car-bono, resinas termosellantes y un revestimientode goma, la camisa PatchFlex se construyealrededor de un elemento inflable que se acopla auna herramienta de bajada al pozo y se la bajacon cable de acero. Cuando la camisa se encuen-tra posicionada frente al área a ser tratada, unabomba incluida en la herramienta de bajada alpozo infla la camisa utilizando fluido del pozo. Lasresinas son calentadas hasta que se polimerizancompletamente. A continuación, el elementoinflable se desinfla y se extrae, con lo cual quedauna camisa dura, resistente a la presión, perfecta-mente ajustada, inclusive en los casos en que elrevestidor se encuentra dañado o corroído.
utiliza tecnología que ya ha sido probada en elcampo y garantiza el cegado del hueco tanto enhuecos revestidos como en huecos abiertos(página previa, a la derecha).
Cuando el hueco debe mantenerse abiertohasta niveles más profundos que el punto deinvasión del agua, la solución puede ser colocar unremiendo que se baja a través de la tubería de pro-ducción. Por ejemplo, existe un nuevo remiendo,denominado camisa PatchFlex, que se puede colo-car por medio de tubería flexible o cable de acerodentro del revestidor y se ha utilizado con todoéxito en diversas aplicaciones en todo el mundo(izquierda). Resulta especialmente indicado paracegar la entrada de agua o gas mediante opera-ciones realizadas a través de la tubería de produc-ción, y para modificar el perfil de inyección y parael aislamiento zonal. Las camisas inflables se cons-truyen conforme a las necesidades, para ajustarsea la longitud de los intervalos agujereados ypueden soportar las presiones de flujo transversalen el hueco. Una vez colocada, la camisa pasa a seruna tubería corta compuesta ubicada dentro delrevestidor; si fuera necesario realizar una posterioroperación de cementación forzada, la camisa sepuede fresar utilizando técnicas de perforación através de la tubería de producción, o bien se puedevolver a disparar para permitir la re-entrada de laszonas. La única desventaja de la tubería corta com-puesta es que el diámetro del hueco se ve reducidoen poco menos de 1 pulgada [2,5 cm]. Sin embargo,otros remiendos mecánicos ocupan aún más espa-cio del diámetro interno del revestidor.
En un pozo del Mar del Norte, la compañíaShell UK Exploration and Production logró reducir elcorte de agua del 85% al 10% utilizando unacamisa PatchFlex para aislar los intervalos con pro-ducción de agua. La sonda de perfilaje PlataformaPS cuantificó las distintas contribuciones de fluidosprovenientes de cada zona productiva. Se pudo de-terminar que la mayor parte del agua indeseableprovenía de dos intervalos abiertos al flujo de 1,2 m[4 pies] de longitud. Las lecturas del registro RSTconfirmaron la elevada saturación de agua en losintervalos productores de agua. Además, el aná-lisis de saturación del RST identificó la existenciade otras dos zonas de petróleo que no habían sidoabiertas al flujo por debajo de las otras zonas pro-ductoras. Si bien se podría haber utilizado un tapóntradicional para cegar la zona productora de agua,también podía bloquear las nuevas zonas depetróleo subyacentes. Por medio de la tecnologíaPatchFlex, Shell cegó las zonas productoras de aguay puso en producción las nuevas zonas petrolíferasque se encontraban por debajo de las mismas.
Verano de 2000 47
tados a presión en la formación para tratar proble-mas de agua específicos, como flujo por detrás delrevestidor y capas inundadas sin flujo transversal,o colocados selectivamente en la zona de aguausando tubería flexible y un empacador.18
Otra solución es un fluido gelificado que sepuede inyectar en pequeñas fallas o fracturas perosólo penetra las formaciones con permeabilidadessuperiores a 5 darcies. Cuando se aplican grandesvolúmenes (1.000 a 10.000 barriles) [159 a 1589m3] de estos fluidos poco costosos, por lo generalse logra cegar amplios sistemas de fracturas querodean al pozo inyector o a los pozos produc-tores.19 Al igual que los geles rígidos, losproductos del tipo de los sistemas Marcit y Or-ganoSEAL-F son polímeros reticulados simples demezclar, tienen un tiempo prolongado de trabajo(hasta tres días) antes de volverse rígidos y sepueden bombear a través de las mallas decompletación.
Por otra parte, se están desarrollando fluidosinteligentes o selectivos en la forma de polímerosy surfactantes para tratamientos de la matriz de laformación cercana al hueco. Estos tratamientos,denominados modificadores de permeabilidadrelativa, producen un material similar al de un gelpara detener el flujo en las capas de agua, peromantienen el comportamiento del fluido en lascapas de petróleo para permitir que continúe laproducción. En algunas aplicaciones, ofrecen laposibilidad de realizar un tratamiento selectivosimplemente utilizando un método de emplaza-miento forzado de bajo costo.
detrás de la tubería. El Empacador QuímicoAnular (ACP, por sus siglas en Inglés), desarro-llado para estos casos, realiza el aislamientoentre las diversas zonas utilizando empacadoreso tapones colocados por medio de tubería flexible(abajo a la derecha).20 El objetivo del ACP consisteen alcanzar una cobertura circunferencial totalsobre una longitud relativamente pequeña, mien-tras se deja la tubería corta libre del material quepodría obstruir el flujo del fluido o el pasaje de la
> Inyección doble con tubería flexible. En los problemas de controldel agua donde resulta fundamental el emplazamiento del fluido detratamiento, se puede utilizar un empacador inflable (A) manejadocon tubería flexible para proporcionar el aislamiento del huecoentre las zonas de petróleo (B) y las zonas inundadas (C). En esteejemplo con empaque de grava, para detener el avance del aguano deseada se bombea un fluido de tratamiento (D) a través de latubería flexible hacia la zona inundada inferior y al mismo tiempo sebombea un fluido protector (E) a través del espacio anular hacia lazona productora de petróleo.
> Aplicación de un gel rígido utilizando tubería flexible. Se bombeaun gel rígido (A) en la zona inundada para cegar la entrada de aguade una capa sin flujo transversal. Un empacador inflable en latubería flexible (B) aisla la zona productora de petróleo (C) de lazona inundada (D).
Zona de petróleo B
Zona inundada C
A
D
D E
E
Fluido de tratamiento
Fluido protector
Tubería de producción
Tubería flexible
Empacador
Empa
que
de g
rava
Empa
cado
r
Revestidor
Zona de petróleo C
Zona inundada D
Barrera
Tubería de producción
Tubería flexible
Empacador
Revestidor
Empacador B
A Gel rígido
Tubería flexible Empacadores inflables
Cañería ranurada
Empacador químicoHueco abierto
> Empacador Químico Anular (ACP). La tecnología del ACP incluye el emplazamientode un fluido a base de cemento en el espacio anular entre una cañería corta ranu-rada no cementada y la formación. El fluido es conducido a la zona del tratamientomediante tubería flexible e inyectado entre un conjunto de empacadores inflablespara rellenar el espacio anular sobre un intervalo seleccionado. Está diseñado parafraguar en esta posición formando un tapón permanente, impermeable y de granresistencia, que aisla completamente el volumen del espacio anular.
En los pozos horizontales, los tratamientospara resolver los problemas de agua resultanmás efectivos cuando la zona tratada se encuen-tra aislada del resto del hueco. En los huecosrevestidos, y hasta cierto punto, en los huecosabiertos, esto se logra en forma mecánica conempacadores inflables. Sin embargo, cuando seha colocado una malla o una tubería corta perono se han cementado, estos dispositivos mecáni-cos no logran aislar el espacio anular abierto
herramienta a través de esa sección. Laoperación consiste en bombear un fluido de bajaviscosidad, a base de cemento, por medio detubería flexible y emplazarlo en el espacio com-prendido entre dos empacadores a través de laspequeñas ranuras de la tubería corta. Una vez ensu lugar, el fluido adquiere inmediatamente ladureza de un gel, lo cual impide su desmoro-namiento y garantiza el relleno completo y el ais-lamiento del espacio anular.
Soluciones de completación—Diversasalternativas de completación, como pozos conmúltiples tramos laterales, desviaciones de sustrayectorias, aislamiento con tubería flexible ycompletaciones dobles, pueden servir pararesolver problemas difíciles de agua tales comoCAPs ascendentes, conificación, barrido arealincompleto y segregación gravitacional.21 Porejemplo, una estrategia muy utilizada cuandoexiste conificación en pozos de alto valor es lacoproducción de agua, que consiste en cañonearla pata de agua y utilizar completaciones dobles(arriba).
Problemas de pozos inyectoresLos pozos inyectores pueden originar problemassi el agua de inyección no está filtrada correcta-mente, ya que puede contener partículas tangrandes que provoquen el taponamiento de lamatriz. Por otra parte, si no se trata en formaadecuada con químicos de producción comobactericidas y secuestrantes de oxígeno, el dañopuede aumentar. Ambos factores pueden pro-vocar el aumento de la presión de inyección
hasta que se inicia una fractura, que en un prin-cipio es corta, pero luego crece en longitud y enaltura para mantener la inyectividad a medidaque las caras de la fractura se taponan.22 Cuandolas fracturas inducidas se extienden en formavertical a través de varias capas, se pierde el con-trol sobre el barrido vertical y resulta difícil recu-perar el control del perfil de inyección.
La fracturación térmica, que a menudo seencuentra en las zonas marinas, es provocada porla reducción de los esfuerzos en la zona de inyec-ción debido al enfriamiento. La zona que tienemayor inyectividad se enfría en primer lugar yluego se fractura, tomando aún más fluido deinyección y provocando un escaso barrido vertical(derecha). Como en estos casos, resulta difícilevitar la fracturación térmica, probablemente lamejor estrategia sea garantizar la fracturación detodas las zonas, ya sea por medios térmicos ohidráulicos, para obtener un perfil de inyecciónmás parejo. Algunas veces si existe una capa dealta permeabilidad adyacente a la capa de bajapermeabilidad, la fractura térmica puede irrumpiren la zona de alta permeabilidad, la cual puedellegar a tomar toda el agua de inyección y comoconsecuencia se pierde el barrido de la zona debaja permeabilidad.
Evaluación de los riesgosLa justificación de un tratamiento en cualquierpozo depende del valor del incremento esperadoen la producción de hidrocarburos. Se trata de unvalor ‘esperado,’ lo cual indica que existe uncierto grado de incertidumbre en el análisis.Algunos tratamientos destinados al control delagua pueden garantizar un aumento substancialde la producción. En tales circunstancias, el ele-mento primario de incertidumbre es el éxito de la
48 Oilfield Review
21. Hill et al, referencia 5. 22. La inyectividad es la medida de la cantidad de líquido
que se puede bombear en un pozo (o en una zona) conuna diferencia dada entre la presión del fluido de inyec-ción y la presión de la formación.
Petróleo
Agua
Petróleo
Agua
Petróleo
Agua
> Lucha contra el agua a través de drenaje doble. Una solución para resolver los problemas de conifi-cación de agua (izquierda) consiste en disparar la pata de agua de la formación y producir el agua y elpetróleo en forma simultánea (centro) para eliminar el cono de agua. Este enfoque de bajo costo pue-de incrementar el corte de agua, pero mejora la eficiencia de barrido y aumenta las reservas recupe-rables a largo término. Como alternativa, el agua y el petróleo se pueden producir en forma separada a través de la tubería de producción y el espacio anular (derecha).
Fractura térmica
Entrada de agua
> Fracturación térmica en un pozo inyector. Lasfracturas se pueden iniciar en los pozos inyec-tores a través de la presión y el esfuerzo térmicoinducido por la entrada de agua fría. Esto resultaen un perfil de barrido vertical deficiente.
operación en sí misma. Cuando el incremento dela producción es relativamente pequeño (o sebasa en diversos supuestos) no sólo comienza acobrar importancia el riesgo de la operación, sinotambién el pronóstico mismo se convierte en unriesgo clave. Por lo tanto, el operador necesitacuantificar el valor de un tratamiento de controldel agua. Una posibilidad consiste en realizar unanálisis que incorpora los componentes multi-facéticos de riesgo utilizando los métodos deanálisis de riesgo cuantitativo (QRA, por sussiglas en Inglés). Los árboles de decisión sonherramientas valiosas que permiten visualizar ycuantificar todas las opciones disponibles y laprobabilidad de sus resultados. A modo de ilus-tración, PrecisionTree, un producto de PalisadeCorporation, es un programa de análisis dedecisiones que se utiliza con el programa Excelde planillas de cálculo. Este software se puedeacoplar con los métodos de Monte Carlo, con locual se obtiene un ‘árbol de decisión que incluyeriesgos’ para analizar las opciones con respectoal control del agua para pozos específicos(próxima página).
Control del agua a nivel de campoLos problemas de control del agua, las técnicasde diagnóstico y las soluciones ya se han anali-zado en el contexto de su aplicación en pozosindividuales dentro de un campo. Ahora bien, silas técnicas de diagnóstico se modifican y seextienden a una gran cantidad de pozos en uncampo, se obtendrá una mayor reducción en elmanejo total del agua y, en muchos casos, selogrará un incremento importante en la produc-
Pozo con
incrus-
taciones
Probabilidad de
remover
incrustaciones
exitosamente
Probabilidad de
remover
incrustaciones
exitosamente
Probabilidad
de colocar
el tapón
con éxito
Probabilidad de
colocar el tapón
con éxito
Remoción
de incrus-
taciones
exitosa:
Colocación
del tapón
Remoción
de incrus-
taciones
exitosa:
Colocación
del tapón
Remoción
de incrus-
taciones
no exitosa
Tapón
colocado
OK
Tapón
colocado
OK
Tapónno
colocadoDecisión
Aban-donar
el pozo
Remover
incrusta-
ciones
nuevamente
Remoción
de incrus-
taciones
no exitosa
Decisión
Aban-
donar
el pozo
Re-
colocar
el tapón
Tapón
colocadoOK
Tapón
colocadoOK
Rama1
Rama2
Rama3
Rama4
Rama5
Rama6
Rama7
Rama8
Tapónno
colocado
< Arbol de decisiones para un pozo con incrustaciones mine-rales. El árbol de decisiones muestra los diferentes resultadosposibles de los tratamientos, representados por ramas con laspérdidas o ganancias económicas y las probabilidades de al-canzar el final de cada rama. Los círculos (amarillos) represen-tan los nodos de chances donde existen dos o más resultadosposibles. El resultado de cada rama es independiente de cual-quier otro nodo, y la probabilidad de cada rama está descriptapor una distribución de probabilidad unimodal (verde) calcula-da a partir de las simulaciones Monte Carlo. Los nodos cuadra-dos (azules) representan las decisiones en las cuales la ramaseleccionada es una cuestión de selección, sin ningún elemen-to fortuito. Los extremos de las ramas representan ganancias,consideradas como maximización del valor. Este esquema per-mite comparar los diferentes escenarios en una distribuciónóptima de los escasos recursos.
Verano de 2000 49
ción total de hidrocarburos en el campo.Cuando se conjuga el diagnóstico correctocon la aplicación de soluciones comprobadas, elcontrol del agua puede convertirse en una herra-mienta efectiva para el manejo del yacimiento. Sibien es posible aplicar estrategias individualesde control del agua en un cierto número de pozosdentro de un campo, en los campos extensospuede resultar poco eficiente e implicar un granconsumo de tiempo. El primer objetivo de un pro-grama de control del agua en todo un campo con-siste en identificar los pozos que presentan lassiguientes características:•El pozo es accesible para realizar una inter-
vención.•La completación es lo suficientemente robusta
como para tolerar la intervención.•Existe un valor económico relacionado con la
reducción de la producción de agua en esepozo.
•El pozo tiene un problema de control del aguaque se puede tratar en forma económica con unriesgo aceptable.
Las estrategias de control del agua en todo uncampo a menudo son diferentes de las que seaplican en cada pozo individual. Por ejemplo, esposible que sea necesario modificar los diseñosde completación que han dado buenos resultados
en pozos individuales para lograr mejoras entodo un campo. Como ejemplo se puede citar elcaso de un operador en América del Sur queestaba produciendo de un yacimiento multicapacon distintas unidades de flujo separadas porlutitas. Se dispararon todas las capas ignorandolas diferencias de presión que existían entre lasdistintas capas. Como resultado, se inundaronvarias capas en diferentes pozos y la consi-guiente disminución de la presión provocó una
reducción en la producción de petróleo enlas capas restantes. En un principio, el
operador simplemente cegó elagua en las capas inun-
dadas donde la geologíalocal resultaba favorable, pero
la producción del campo continuódeclinando debido a una mayor invasión
de agua y a un posible flujo transversal através de las barreras de lutitas discontinuas.Utilizando una estrategia de control del agua anivel de campo, el operador abandonó la produc-ción simultánea para iniciar la producción decada capa en forma individual en cada pozo, conel propósito de impedir el flujo transversal ylograr una caída de presión efectiva en las capasde petróleo de baja presión. Esto significa que, sibien un menor número de pozos drenaba cadacapa, se conseguía mayor eficiencia en el barridodel campo.
Al considerar los tratamientos a nivel decampo también se tiene en cuenta la influenciacolectiva del comportamiento de la producciónde muchos pozos. La geología local y regional—en términos de estructura y heterogeneidad—ejercen influencia sobre el movimiento de losfluidos. Por ejemplo, es importante tener encuenta las relaciones hidráulicas entre los pozos
productores y los acuíferos o los pozos inyectores(izquierda), además de las estrategias de com-pletación actuales y futuras, que también son fac-tores fundamentales dentro del análisis. Resultaclaro que no es necesario realizar un estudio depre-selección o de pre-factibilidad de pozos pro-longado cada vez que se inicia un proyecto decontrol del agua en todo el campo. Tampoco unestudio de pre-selección debería ser simplementeun mecanismo para identificar pozos tratables. Elestudio debe ajustarse al problema y los ampliosconocimientos del operador a menudo puedenservir para perfeccionar y facilitar el mismo.
Cada estudio de pre-selección de pozos parael control del agua utiliza herramientas de inge-niería de diagnóstico para identificar los pozos demayor valor y los que pueden ser tratados enforma efectiva y con bajo riesgo. El estudio depre-seleción consta de dos fases: la fase de diag-nóstico y la fase de soluciones. En la primera fasese utilizan los conocimientos y la experiencia deloperador en la región junto con la ingeniería y elsoftware de Schlumberger para analizar la natu-raleza y la causa del problema. En primer término,se examinan los pozos para seleccionar un áreade enfoque dentro del campo; luego, una vezmás, para identificar los pozos que podríanbeneficiarse con algún tipo de intervención y, porúltimo, para seleccionar los pozos cuyo valor essuficiente para justificar el tratamiento.
La metodología basada en el softwareWaterCASE examina los pozos probablestomando como base los datos existentes, comolas historias de producción, los registros de pro-ducción disponibles, la caracterización de losyacimientos a partir de modelos numéricos yanalíticos, y los datos y la experiencia de lostratamientos realizados en pozos vecinos (próxi-ma página, arriba). Un estudio reciente realizadopor Schlumberger en el Mar del Norte muestralos resultados del proceso de identificación. Eneste caso, un campo contenía aproximadamente100 pozos con cortes de agua que oscilaban entreel 20% y el 90%, mientras que el promedio delcampo era del 60%. A partir del estudio de pre-selección se obtuvieron los siguientes resultados:•15 pozos son submarinos, requieren un equipo
para intervenciones y 6 tienen problemas con elárbol de producción o problemas de pescas enel pozo, lo cual dificulta las intervenciones.
•De los 85 pozos restantes, 20 presentan proble-mas de corrosión en las tuberías, lo cualaumenta el riesgo de intervención.
•De los pozos restantes, 25 tienen un granpotencial de productividad adicional si sereduce el corte de agua.
•De estos 25 pozos, 15 tienen problemas solu-cionables: filtraciones del revestidor, flujo
detrás de las tuberías, agua en el fondo, capascon alta permeabilidad sin flujo transversal ofracturas desde el inyector al productor.
Los resultados identifican los pozos can-didatos primarios para pasar a la segunda fasedel proceso de intervención; el desarrollo de unplan de soluciones.
En esta fase se desarrolla un amplio espectrode soluciones, que incluyen distintas opcionesmecánicas, de fluidos y de completación. Estassoluciones están clasificadas de acuerdo con susriesgos, costos y beneficios mediante el análisisde riesgos cuantitativos de Schlumberger (QRA).Existen soluciones rápidas y que se pagan prontoy otras de mayor alcance, cuyos costos son máselevados pero que ofrecen mejores resultados.Schlumberger trabaja en forma conjunta con elpersonal a cargo de la operación para identificarla opción de tratamiento más efectiva, de menorriesgo y mayor valor para cada pozo. La soluciónescogida para cada pozo se desarrolla total-mente desde una perspectiva ingenieril y sesomete a la consideración y revisión final de losexpertos antes su puesta en práctica.
En el proceso general de selección deberíanincluirse servicios de control del agua relaciona-dos con los tratamientos de superficie (página52), para maximizar la reducción de costos entodo el campo. Una solución integrada es amenudo una combinación de elementos queincluyen el yacimiento, el hueco y los sistemas desuperficie. Las instalaciones de superficie puedenaportar hasta un 25% de la reducción de los cos-tos totales del sistema de manejo del agua.
Problemas a nivel de campoTarde o temprano la mayor parte de los campospetroleros se encuentran bajo un empuje deagua, ya sea por un tratamiento de recuperaciónsecundaria mediante la inyección de agua o porun acuífero natural. Si se desea aumentar enforma significativa el factor de recuperación sedebe incrementar por lo menos uno de los com-ponentes de dicho factor: la eficiencia deldesplazamiento, la eficiencia del barrido areal ola eficiencia del barrido vertical. El primero, la efi-ciencia del desplazamiento, sólo se puede mejo-rar reduciendo la saturación residual del petróleocon un surfactante, flujo miscible o esquemaalternativo de agua y gas. El control del aguamejora la eficiencia del barrido areal o vertical.
Para poder realizar un análisis de barrido deagua a nivel de un campo es necesario entender lageología y contar con una adecuada caracterizacióndel yacimiento. En los inicios de la vida del campose sabe bastante poco acerca de la caracterizacióndel yacimiento, en particular de su heterogeneidad,pero la información aumenta gradualmente a medi-
50 Oilfield Review
1 año
2 años
5 años
10 años
> Simulación de líneas de flujo. El modelado de laslíneas de flujo de agua simuladas con el softwareFrontSim y ajustadas con la historia de producciónpuede utilizarse para mostrar las interacciones en-tre los pozos y detallar la fracción exacta de aguaque fluye entre los pozos inyectores y productores.En este ejemplo con 10 productores (círculos rojos)y 5 inyectores (círculos azules), el modelo permitevisualizar el destino del agua de inyección despuésde 1, 2, 5 y 10 años. Las regiones no barridas(azules) se observan claramente cerca del centrodel yacimiento.
1,0
0,75
0,5
0,25
0,00 10 20 30 40 50 60 70
Fluj
o fra
ccio
nal,
cor
te d
e ag
ua
Saturación de agua, %
A B
Corte de agua 95%
Saturación de agua final, 38%
Saturación de agua final, 58%
> Pronóstico del flujo fraccional. Las dos curvas de flujo fraccional muestran cómo podría funcionar unyacimiento de múliples capas bajo diferentes suposiciones. Las dos curvas muestran una gran diferenciaen el valor final de saturación de agua de formación con el mismo corte de agua. Suponiendo que lascapas del yacimiento se inundan de acuerdo con su capacidad de flujo, la Curva A muestra una cantidadsubstancial de petróleo que todavía permanece en la formación. Suponiendo que las capas se inundandesde el fondo hacia la superficie, la Curva B muestra que se puede recuperar casi todo el petróleo.
Tipo de problemaRelevamiento inicial
Método de control
Mecánica
Recomendaciones
Fluido
Cálculo de tasa
y volumen
Método de
emplazamiento
Verano de 2000 51
da que se obtie-nen datos de la diná-mica de la producción.
En los casos de ambientesde deposición calmos, como lasáreas marinas poco profundas, amenudo se encuentran arcillas continuasque proporcionan un buen aislamiento verticalentre las capas, por lo cual el aumento del barridovertical resulta conveniente. Cualquier problemaexistente con las capas inundadas sin flujo trans-versal se puede corregir fácilmente en el hueco y,en este ambiente, este problema es más habitualque el problema de las capas inundadas con flujotransversal, que resulta más difícil de solucionar.
Las arenas eólicas, que a menudo tienen buenespesor y buena permeabilidad vertical, presentanproblemas con respecto al control del agua. Puedeexistir segregación gravitacional de fluidos, cau-sando invasión de agua en los pozos productores.
En ambientes con deposición fluvial ydeltaica, por lo general, se crean canales de are-nas, que pueden variar desde arenas bien api-ladas con buena continuidad vertical y horizontalhasta canales aislados con escasa comunicación.Dado que en este ambiente pueden producirsevarios tipos de problemas, es importante realizaruna caracterización correcta de las arenas.
Los yacimientos de carbonatos presentan suspropios problemas, que incluyen frecuentes frac-turas naturales que provocan invasión de aguaproveniente de una capa de agua, o a través defracturas que conectan los pozos inyectores conlos pozos productores. Por otra parte, pueden existir
grandes canalesde disolución causa-
dos por el flujo de agua delsubsuelo, que a veces tienen
varios metros de amplitud, y puedencrear trayectos de alta velocidad para el
flujo, provocando a menudo invasión pre-matura de agua. Estos se deben considerar comoderivaciones de los problemas de agua inducidospor fracturas, y el cegado de este tipo de canalesresulta sumamente difícil.
Muchos operadores se resisten a controlar elagua en forma preventiva antes de que se produzcauna invasión, por lo cual la mayor parte de lasoperaciones son de remediación. El control preven-tivo del agua debería incluir el estrangulamiento delas zonas con mayor permeabilidad para crear unbarrido más uniforme, lo cual significaría sacrificarel flujo de fondos en un principio a cambio de unretorno incierto, debido a que no se tiene un
conocimiento completo de las heterogeneidadesdel yacimiento. Sin embargo, se puede mejorar elperfil de producción (y de inyección) por medio de laestimulación selectiva de las zonas con menor per-
meabilidad. Esta constituye una opción par-ticularmente atractiva debido a la
posibilidad de utilizar tubería flexiblepara emplazar con precisión fracturas
hidráulicas pequeñas. El perfeccionamiento delas técnicas de perforación horizontal, incluyendolos pozos con múltiples tramos laterales y lastuberías flexibles también ofrecen una mayor va-riedad de soluciones viables para resolver proble-mas en yacimientos complejos. Sin embargo, esprobable que se mantenga este enfoque predomi-nantemente reactivo respecto del control del aguay, como consecuencia, de un mejor barrido, hastaque se logre realizar una caracterización tempranadel yacimiento más precisa.
Tomando como base los datos conocidos, oincluso una estimación aproximada, del volumendel yacimiento y la curva de flujo fraccional, sepuede calcular la recuperación esperada,suponiendo que la producción continúa hasta uncorte de agua dado. Si se compara la recuperaciónesperada con la recuperación final indicada por losgráficos semilogarítmicos de la RAP, se pueden uti-lizar diagnósticos a nivel de campo para estimar laeficiencia de barrido del yacimiento. Si la RAP esmenor que la curva de flujo fraccional, quiere decirque existe petróleo no barrido (abajo).23 Si la pro-ducción de petróleo se acelera, entonces deberácompensar el valor del retardo supuesto en los
< Pantalla del programa WaterCASE. En este caso una interfaz del usuariorealiza preguntas específicas (izquierda) acerca de los síntomas y los resulta-dos de la prueba de diagnóstico que permiten procesar el análisis del problemade control del agua. Una vez que se completa un número suficiente de respues-tas, se identifican los tipos de problemas y se clasifican (derecha) de acuerdocon su probabilidad de incidencia. La lógica de la estructura del softwareWaterCASE se muestra superpuesta por encima del despliegue de la pantalla.
23. Dake LP: “The Practice of Reservoir Engineering,” inDevelopments of Petroleum Science 36. Oxford,Inglaterra: Elsevier, 1994: 445-450.
Separación 9%
Separación primaria del petróleo/agua/gas
Inhibidor de corrosión
Demulsificador
Separador
Productos químicos 13%
Pozo 17%
Separación de restos de crudo
Filtrado15%
Separación de restos de crudo 14%
Petróleo
Levantamiento del fluido
Inhibidor de incrustación
Deshidratador de petróleo
Polielectrolito
Biocida
Polielectrolito
Biocida
Barredor de oxígeno
Tanque de agua filtrada
Tanque de compensación
del agua producida
Inhibidor de corrosión
Inhibidor de incrustación
Pulido de agua
Inyección de aguaFiltrado de agua
Bombas de inyección Pozos de
inyecciónFiltros
Bombeo 27%
Pozo 5%
> Instalaciones de superficie típicas y costosrelativos. Las instalaciones para el manejo delagua en la superficie incluyen separadores pri-marios de petróleo, agua y gas; sistemas pararemover las impurezas remanentes de petróleodel agua, sistemas de filtración de sólidos,además de tratamientos químicos. Estos sis-temas permiten garantizar que el agua reinyec-tada sea compatible con la formación receptoray que no causará otros problemas, comodepósitos de residuos minerales y corrosión enel pozo ni daño en el yacimiento. También semuestran los costos relativos del ciclo del aguadesde el pozo productor (costos de levan-tamiento de 17%), químicos 13%, costos deremoción y procesamiento (incluyendo sepa-ración 9%; separación de restos de crudo 14% yfiltrado 15%), bombeo 27% y, por último, costosde reinyección 5%. Las estimaciones del costopromedio del manejo del agua de 50 centavospor barril, parten del supuesto de que los cam-pos se encuentran en tierra firme, que los pozostienen entre 1828 a 2438 m [6000 y 8000 pies] deprofundidad, y que producen 1000 bppd [159m3/d] e inyectan 5000 barriles de agua por día[795 m3/d].
cálculos del valor actual neto; esto es, el valor delpetróleo cuando se produce menos su valor cuandose hubiera producido. Si el petróleo es incremental,se puede utilizar el valor de este petróleo incre-mental para justificar los costos de la operación decontrol del agua. El petróleo incremental es amenudo más valioso que el petróleo acelerado.
Instalaciones de superficieLas instalaciones de superficie separan el aguadel petróleo y la procesan hasta lograr unaespecificación aceptable adecuada para dese-charla en el medio ambiente o para reinyectarla(abajo). El gas se envía a una planta de procesa-miento o simplemente se lo quema, mientras queel petróleo se somete a un proceso de eliminaciónde impurezas mediante el cual se quita el aguadel petróleo hasta que su concentración baje al0,5 o el 1,0%, dependiendo de las condiciones deentrega. El agua se reinyecta para su eliminacióny para mantener la presión del yacimiento. En unainstalación típica de tratamiento de agua parainyección, todas las corrientes de agua de cadaetapa del proceso de separación se someten a unproceso de eliminación de los restos de petróleohasta lograr un nivel compatible con la descargaal medio ambiente o a la formación receptora, quepor lo general oscila entre 10 y 40 ppm. En laetapa de filtración se utiliza un filtro de 10 a 50micrones para quitar los sólidos, lo cual hace queel agua sea más compatible con la formaciónantes de la reinyección.
Los tratamientos químicos incluyen quebrado-res de emulsión, biocidas, polielectrolitos ysecuestrantes de oxígeno que se agregan al aguapara condicionarla para la reinyección, ademásde inhibidores de corrosión y químicos paracombatir las incrustaciones minerales, que seadicionan para proteger las tuberías y los equi-pamientos de fondo. Cuando el agua se producea altas tasas, los aditivos químicos constituyenhasta un 20% de los costos de manejo del aguaen la superficie. El equipamiento de superficie ylas instalaciones representan el 80% restante.
En la práctica, las soluciones de superficiecomienzan en el fondo. Una separación parcialdel agua y el petróleo realizada en el fondo delpozo puede eliminar algunos de los costos delevantamiento del agua. Como alternativa a laseparación en el fondo y reinyección simul-táneas, existe la producción segregada en elfondo por la cual el agua y los hidrocarburos sonproducidos en forma separada, con lo cual seevita la necesidad de contar con instalaciones deseparación en la superficie. Por último, lostratamientos químicos, como los quebradores deemulsión, los químicos para destruir las incrusta-ciones minerales y los inhibidores de corrosióninyectados en el fondo pueden preparar los flui-dos para poder realizar un tratamiento de super-ficie eficiente.24
Concepto de planta de separación en elpozo—Las tecnologías de separación existentesy el bombeo multifásico se encuentran dispo-
nibles hoy en día para uso comercial en forma deuna planta de separación en el pozo. El petróleo, elagua y el gas son separados cerca del cabezal delpozo y el agua y el gas indeseables se vuelven ainyectar para mantener la presión del yacimiento,o bien se los elimina con bombas multifásicas.
Instalaciones de superficie convencionales—Las instalaciones convencionales de separacióngravitacional pueden ser diseñadas para perfilesde producción específicos. Dotadas de lasmejores prácticas y tecnologías, las instalacionesde superficie pueden significar importantes a-horros en el proceso de eliminación del agua(próxima página). Por ejemplo, la separación cen-trífuga realizada por Framo Engineering—tec-nología derivada de las prácticas de bombeomultifásico—podría proporcionar en el futuroinmediato una importante disminución de loscostos operativos y ahorros de capital, ya quepermite reducir la cantidad y el tamaño delequipamiento y los costos de la inyección dequímicos. La separación centrífuga se podríaextender a la planta de separación en el pozo.Otras tecnologías específicas utilizadas parareducir la concentración de agua en el petróleohasta niveles sumamente bajos incluyen sis-temas de deshidratación, que pueden reducir elcontenido de agua hasta un nivel de 40 ppm; lossistemas de ultradeshidratación, que reducen elagua hasta 5 ppm; y la remoción de sólidos finospara filtrar partículas de detritos, como partículasde arena de hasta 2 micrones de tamaño.
52 Oilfield Review
Escotilla
Compartimiento de petróleo
Compartimiento de agua sucia
Separación ciclónica
Agua limpia
Compartimiento de agua limpiaAgua sucia
Exclusión del petróleo
Sección transversal del separador ciclónico
Verano de 2000 53
A medida que la producción diaria de aguaaumenta en todo el mundo, las instalaciones desuperficie, que originalmente no fueron dise-ñadas para manejar grandes volúmenes de agua,se deben reacondicionar con equipamientoscapaces de manejar fracciones mayores de aguaen forma económica. Hoy en día, algunosyacimientos producen en forma efectiva con uncorte de agua superior al 95%. En yacimientosbien conocidos, tales mejoras en los servicios demanejo de agua en las instalaciones de superficiepermiten descubrir reservas recuperablesadicionales.
El proyecto Apertura de LASMO Plc en elcampo Dación de Venezuela constituye un ejem-plo de una estrategia de control del agua uti-lizada para mejorar el aspecto económico de laproducción de petróleo en todo un campo,reduciendo los cuellos de botella existentes enlas posibilidades de manejo del agua en la super-ficie. El proyecto administrado por la alianzaLASMO-Schlumberger, comenzó en abril de 1998y comprende tres etapas:•Completar un mejoramiento intensivo y eliminar
los cuellos de botella en las instalaciones desuperficie para incrementar la capacidad deprocesamiento en un 50%, de 20.000 bpd [3178m3/d] con corte de agua del 50% a 80.000 bpd[12.712 m3/d] con un corte de agua del 60%, loque aumenta la producción de crudo de 10.000a 30.000 bppd [de 1589 a 4767 m3/d].
•Equipar nuevas instalaciones de producción concapacidad de procesamiento de 360.000 bpd[57.204 m3/d] con un corte de agua del 75%,hasta alcanzar una capacidad de procesamientode crudo de 90.000 bppd [14.300 m3/d].
•Reacondicionar el módulo de manejo del aguaen el futuro para incentivar la capacidad demanejo del agua en el campo maduro y poderafrontar hasta un 90% de corte de agua, lo cualpermitiría una fase final de produccióneconómica de hasta 600.000 bpd [95.340 m3/d]y 30.000 bppd.
En este proyecto particular de redesarrollo detodo un campo, los servicios de control y manejodel agua han permitido aumentar la explotaciónde las reservas al duplicar el factor de recu-peración de crudo del 14 al 35%.
Una mirada hacia el futuroSi bien los objetivos de reducir los costos delmanejo de la producción excesiva de agua y dedescubrir reservas recuperables adicionales encampos maduros parecen difíciles de alcanzar,algunos factores positivos ya se encuentran a
nuestro alcance. Hoy en día, el conocimiento delos problemas del flujo de agua y sus solucionesconstituyen un componente fundamental dentrode la ingeniería de yacimientos.
Para poder aprovechar al máximo los ele-mentos disponibles como un primer paso en elcontrol del agua, se requiere un conocimientodetallado de los activos, los recursos, las activi-dades y los costos asociados con el manejo delagua producida. Pueden entonces surgir oportu-nidades que permitan reducir los costos de lasprácticas tradicionales y los materiales (quími-cos) e identificar dónde se podrán controlar en elfuturo los potenciales aumentos de costos. Lasinnovaciones técnicas permitirán manejar mayo-res volúmenes con las instalaciones existentes.Se debe tener en cuenta el sistema de produc-ción en su totalidad, desde el yacimiento hastael punto de transferencia de custodia delpetróleo y el lugar de descanso final del agua. Enla actualidad, muchas compañías operadoras yempresas de servicios concentran sus programasde investigación y desarrollo en la construcciónde las herramientas apropiadas para manejaresta ola de agua producida.
Por último, un enfoque integrado con respectoal control del agua en todos los pozos, desde elyacimiento hasta su eliminación (o su reinyecciónen el yacimiento para mantener la presión) pro-ducirá una reducción de costos en forma inmediatay a largo plazo. Los servicios integrados de manejode agua se visualizan como el factor clave dentrode la optimización de la producción del yacimiento,ya que proporcionan los medios para producirreservas recuperables adicionales. Mientras losservicios destinados al control del agua seránresponsables de gran parte del progreso futuro,una planta de separación instalada en el fondo—construida sobre el concepto de planta de sepa-ración en el pozo—permitirá minimizar los costosde manejo del agua producida y los procesos de lasinstalaciones optimizadas podrán convertir losdesechos en un bien utilizable, lo que a su vez con-tribuirá a mejorar el factor de recuperación. Sinembargo, la ganancia real proviene del aumentopotencial de la producción de petróleo. —RH
24. Crabtree M, Eslinger D, Fletcher P, Miller M, Johnson A yKing G: “Fighting Scale—Removal and Prevention,”Oilfield Review 11, no. 3 (Otoño de 1999): 30-45.
Bomba de agua
Válvula de control del nivel de la interfase
Medidor de agua
Separador ciclónico
Separador de primera etapa Separador de segunda etapa
Trayectoria del flujo para remover el agua contaminada con petróleo
Desgasificador
Bomba de petróleo
< Limpieza del agua en la superficie. Elpetróleo se elimina del agua producidaantes de proceder a su desecho en un ríoo en el mar, o antes de reinyectarla en elyacimiento (arriba). La unidad de sepa-ración ciclónica (abajo) se encuentra posi-cionada aguas abajo con respecto a lassalidas de agua sobre el separador yaguas arriba del desgasificador. Su fun-ción consiste en quitar todo el petróleoretenido en el agua y reintegrarlo al pro-ceso de separación antes de que el aguasea enviada al desgasificador.
54 Oilfield Review
Para poder establecer una comunicación con las zonas de petróleo y de gas no basta con abrir orificios en el
revestidor de acero utilizando las pistolas (o cañones) y los métodos de transporte ofrecidos en un catálogo de
servicios. La tecnología de disparo basada en las propiedades promedio de la formación y en el comportamiento
de las cargas huecas, hoy en día, se está reemplazando por un enfoque más orientado a las necesidades especí-
ficas. El diseño de los disparos constituye una parte integral del planeamiento de la completación, en el que se
tienen en cuenta las condiciones del yacimiento, las características de la formación y las exigencias del pozo.
Larry BehrmannJames E. BrooksSimon FarrantAlfredo FayardAdi VenkitaramanRosharon, Texas, EE.UU.
Andrew BrownCharlie MichelAlwyn NoordermeerBP AmocoSunbury on Thames, Inglaterra
Phil Smith BP Amoco Houston, Texas
David Underdown Chevron Production & Technology CompanyHouston, Texas
Se agradece la colaboración de Jim Almaguer, BobbyCarroll, John Corben, Janet Denney, Brenden Grove, BradHoffman, Manish Kothari, Jason Mai, Sam Musachia, BobParrott, Mark Vella, Ian Walton y Wenbo Yang, Rosharon,Texas, EE.UU.; y Andy Martin, Aberdeen, Escocia.Bigshot, CIRP (Inserción de la Completación y Recuperaciónbajo Presión), CleanSHOT, Enerjet, FIV (Válvula de Aisla-miento de la Formación), GunStack, HSD (Cañones de AltaDensidad de Disparos), HyperJet, IRIS (Sistema Inteligentede Implementación Remota), NODAL, PERFPAC, Pivot Gun,PowerFlow, PowerJet, QUANTUM, S.A.F.E. (Equipo deDisparo Activado por Impacto), Secure, SPAN (software deAnálisis de Operaciones de Disparo de Schlumberger),UltraJet, UltraPack y X-Tools son marcas de Schlumberger.
Las completaciones con disparos desempeñan unpapel fundamental en la producción de hidrocar-buros. Desde las pruebas de pozos para laevaluación del yacimiento hasta la completacióne intervención de remediación, el disparo es unelemento clave para el éxito de la exploración, laproducción económica de petróleo y gas, la pro-ductividad del pozo a largo plazo y la recu-peración eficiente de los hidrocarburos. Elproceso de disparo genera en forma instantáneaorificios—disparos—en el revestidor de acero,en el cemento circundante y en la formación(próxima página).
Tanto la productividad como la inyectividaddel pozo dependen fundamentalmente de lacaída de presión en las cercanías del hueco, lacual habitualmente se computa a través del fac-tor de daño. Este último depende del tipo de com-pletación, del daño de la formación y de losparámetros de los disparos. En el pasado, los dis-paros a menudo consistían simplemente en orifi-cios realizados en el acero del revestidor concortadores mecánicos (antes de 1932), medianteel disparo de balas (a partir de 1932), por bombeode abrasivos (desde 1958) o, más comúnmente,detonando explosivos con cargas huecas espe-ciales fabricadas específicamente para los cam-pos petroleros (a partir de 1948).1 Lejos de sersimple, el disparo constituye un elemento com-plejo dentro de la completación del pozo, quecobra mayor importancia gracias a las investiga-ciones contemporáneas y a la comprensión desus principios básicos.
La desviación con respecto a la simetríareduce el rendimiento de las cargas huecas. En loque respecta a la penetración y al tamaño del ori-ficio, la optimización de los diseños y la precisiónen su fabricación contribuyen al perfecciona-miento de las cargas huecas. Por otra parte, laconfiabilidad de las cargas está garantizada porun estricto control de calidad. En consecuencia,las pruebas de disparo son cada vez más consis-tentes y trasladables a las condiciones de fondoa los efectos de proyectar rendimientos y estimarproductividades.
Entre los muchos avances realizados en la tec-nología de disparo se encuentran las nuevas car-gas de penetración profunda que incrementan laproductividad del hueco al penetrar la zona inva-dida, y las cargas de orificio grande paraempaques de grava. El aumento del rendimientopor unidad de explosivo significa un incrementoen la eficiencia de estas cargas de alto rendi-miento. En los últimos dos años, las cargasmejoradas han alcanzado profundidades de pene-tración y áreas de flujo mucho más grandes quelas obtenidas con la tecnología utilizada anterior-mente. También se han desarrollado otras técni-cas que permiten controlar los residuos, enespecial en pozos con gran desviación o en pozoshorizontales, reduciendo el tamaño de los detritoso reteniéndolos dentro de las pistolas o cañones.
Técnicas de diseño de los disparos para optimizar la productividad
Verano de 2000
El disparo es el único modo de establecer túne-les de conducción que sirven de enlace entre losyacimientos de petróleo y gas y los huecos revesti-dos con acero que llegan hasta la superficie. Sinembargo, el disparo también daña la permeabili-dad de la formación alrededor de los túneles de losdisparos. Tanto el daño como los parámetros delos disparos—la penetración en la formación, eltamaño del orificio, el número de disparos y elángulo entre los orificios—tienen un impacto sig-nificativo sobre la caída de presión en las cer-canías del pozo y, por lo tanto, sobre la producción.La optimización de estos parámetros y la disminu-ción del daño inducido constituyen aspectosimportantes del disparo. Las investigacionesactuales confirman que para poder remover, par-cial o totalmente el daño y los detritos de los dis-paros, en ciertos casos, es esencial que exista uncierto desbalance, es decir que la presión dentrodel hueco antes del disparo sea menor que la pre-
sión de la formación (presión inversa). Las técnicas modernas de disparo no sepueden separar de otros servicios que
mejoran la productividad del pozo,como la fracturación, la acidifi-
cación y el control o prevenciónde la producción de arena.2
Además de ser conductos para el ingreso delflujo de petróleo y gas, los orificios proporcionanpuntos uniformes para la inyección de agua, gas,ácido, geles con agentes de sostén, que se uti-lizan para las estimulaciones por fracturaciónhidráulica, y los fluidos que emplazan la gravapara el control de la producción de arena en for-maciones débiles y no consolidadas.3 En otrasaplicaciones para el manejo de arena, los dis-paros proporcionan la cantidad necesaria de ori-ficios estables, con la orientación y el tamañoadecuados para impedir la producción de arena.
Los métodos de transporte de las pistolas tam-bién se han mantenido actualizados a la par de latecnología y las técnicas de disparo. A fines de ladécada 70 y principios de la del 80, las estrategiasde disparo se limitaban a la utilización de pistolasmás pequeñas que se bajaban a través de latubería de producción o cañones más grandes quese bajaban a través del revestidor, transportadosprincipalmente con cable de acero. Las cargas decada tipo y tamaño de cañón se diseñaban con elfin de lograr el tamaño máximo del orificio, o bienuna penetración profunda. A mediados de losaños ochenta, se ampliaron las opciones de trans-porte de los cañones. A partir de entonces, loscañones bajados junto con la tubería de produc-ción (TCP, por sus siglas en Inglés) ya no estánlimitados a un sector reducido del mercado y sehan convertido en un elemento esencial demuchas completaciones de pozos y en una impor-tante herramienta para efectuar disparos.4
> Disparo moderno. La detona-ción controlada de cargas ex-plosivas huecas, diseñadas yfabricadas especialmente, creatrayectorias que van desde elpozo a la formación, atravesan-do el revestidor de acero, el ce-mento y la roca del yacimientode manera que los fluidos pue-dan fluir o ser levantados haciala superficie.
55
1. Behrmann L, Huber K, McDonald B, Couët B, Dees J,Folse R, Handren P, Schmidt J y Snider P: “Quo Vadis, Extreme Overbalance?” Oilfield Review 8, no. 3 (Otoño de 1996): 18-33.
2. Martin A: “Choosing The Right Gun,” Petroleum EngineerInternational 71, no. 10 (Octubre de 1998): 59-72.
3. Como agente de sostén se utiliza arena natural o arenacubierta de resinas y bauxita de alta resistencia ocerámica sintética, clasificada por tamaño de grano deacuerdo con el estándar americano de las zarandas.La grava está formada por arena sumamente limpia, degrano redondo y cuidadosamente seleccionada, ya quedebe ser lo suficientemente pequeña para actuar comofiltro y prevenir la producción de partículas de la forma-ción, pero al mismo tiempo lo suficientemente grandepara mantenerse en su posición dentro de los intervalosproductivos detrás de una malla ranurada.
4. Cosad C: “Choosing a Perforation Strategy,” Oilfield Review 4, no. 4 (Octubre de 1992): 54-69.
Además de la tubería flexible, las líneas dearrastre y las unidades para entubar contra pre-sión (unidades snubbing), los sistemas disponi-bles hoy en día permiten correr sartas de cañonesde gran longitud en pozos activos bajo presión.Estos sistemas de disparo y transporte de losmismos también realizan otras funciones de com-plejidad variable, como por ejemplo liberar ydejar caer los cañones, colocar los empacadoresy abrir y cerrar las válvulas. En el futuro, las car-gas se podrían incorporar y bajar directamentecon el equipo de completación durante la cons-trucción del pozo.
En este artículo se examinan los aspectosprincipales de los disparos, incluyendo algunoselementos de física básica, las nuevas cargas ymétodos de fabricación, la disminución del dañoprovocado por los disparos, la optimización de losparámetros claves, las técnicas de disparo paracompletaciones naturales, estimuladas o concontrol de producción de arena, además de laseguridad y los métodos de transporte de loscañones. También se detallan las razones por lascuales es necesario tener en cuenta las exigen-cias específicas de las formaciones, los pozos ylas completaciones para seleccionar las distintastécnicas de disparo. A través de diversos ejem-
plos, se demuestra que los diseños especialespara yacimientos específicos y la interacción delos disparos contribuyen a maximizar elrendimiento del pozo.
Dinámica de las cargas huecasLos disparos se efectúan en menos de un segun-do por medio de cargas huecas que utilizan unefecto de cavidad explosiva, basada en la tec-nología de las armas militares, con un revesti-miento de partículas metálicas prensadas (liner)para aumentar la penetración (izquierda). Lascargas consisten de un explosivo de alta sentivi-dad y pureza (primer), un casco, un liner cónico yaltamente explosivo conectado con una cuerdade disparo. Cada componente debe estar fabri-cado con tolerancias exactas. El diseño y la fabri-cación de estas cargas huecas se realiza en elCentro de Completaciones de Yacimientos deSchlumberger (SRC) con sede en Rosharon,Texas, EE.UU., donde también se prueban deacuerdo con estrictos estándares de calidad.
Una cuerda de disparo activa el detonador yel explosivo principal. El liner colapsa y se formaun chorro de alta velocidad de partículas demetal fluidizado que es impulsado a lo largo deleje de la carga. Este chorro de gran potenciaconsta de una punta más rápida y una cola máslenta. La punta viaja a aproximadamente 7km/seg [4,4 millas/seg] mientras que la cola semueve más lentamente, a menos de 1 km/seg[0,6 millas/seg]. Este gradiente de velocidadhace que el chorro se alargue de manera queatraviese el revestidor, el cemento y la forma-ción. Los chorros de las cargas erosionan hastaque consumen toda su energía al alcanzar elextremo del túnel del disparo.
Los chorros actúan como varillas de altavelocidad y con un alto poder de expansión. Enlugar de recurrir al estallido, la combustión, laperforación o el desgaste con abrasivos, la pene-tración se logra mediante una presión de impactosumamente elevada; 3*106 lpc [20 GPa] sobre elrevestidor y 300.000 lpc [2 GPa] sobre las forma-ciones. Estas enormes presiones de impactohacen que el acero, el cemento, la roca y los flui-dos del poro fluyan en forma plástica haciaafuera. El rebote elástico daña la roca, deja gra-nos de la formación pulverizados y residuos en lostúneles de los orificios recientemente creados.
56 Oilfield Review
5. Klotz JA, Krueger RF y Pye DS: “Effect of PerforationDamage on Well Productivity,” Journal of PetroleumTechnology 26 (Noviembre de 1974): 1303.
6. El 25 de noviembre de 1998, un cañón cargado concargas nuevas PowerJet de penetración profundadisparado sobre un blanco API alcanzó un promedio depenetración de 54,1 pulgadas [37 cm].
> Una fracción de segundo. En un proceso que dura microsegundos, millones de dólares y meses, oaños de preparación llegan a su fin cuando el disparo abre un túnel para que los hidrocarburos fluyandentro del pozo. Las cargas huecas, que tienen la capacidad de liberar energía en forma instantáneaen un explosivo, utilizan un efecto de cavidad y un liner metálico para maximizar la penetración (abajoa la izquierda). Las cargas huecas constan de cuatro componentes básicos: primer, explosivo princi-pal, liner cónico y casco (arriba a la izquierda). Una onda explosiva corre a lo largo de la cuerda dedisparo, activa el detonador y hace detonar el explosivo principal. Una detonación avanza en formaesférica, alcanzando presiones de 7,5*106 lpc [50 Gpa] antes de alcanzar el vértice del liner. El casco de la carga se expande, el liner colapsa y forma un chorro de alta velocidad de partículas de metal fluidizado que es impulsado a lo largo del eje de la carga (derecha).
Casco
Liner cónico
Cuerda de detonación
Carga hueca
Efectos de cavidad explosiva
Detonación de la carga
Primer
Explosivo principal
Explosivo Objetivo de aceroLiner metálico
Efecto de cavidad con liner
Acabado plano
Efecto de cavidad sin liner
5 microsegundos
25 microsegundos
40 microsegundos
50 microsegundos
70 microsegundos
Verano de 2000 57
Diseño y comportamiento de las cargasLas cargas huecas están diseñadas para generarcombinaciones óptimas en lo que respecta altamaño del orificio y a la penetración, utilizandoun mínimo de material explosivo. Un chorroasimétrico o torcido provoca una reducción en elrendimiento de la carga, por lo cual los chorros sedeben formar exactamente de acuerdo con lasespecificaciones del diseño. En consecuencia, laefectividad de las cargas huecas depende de lasimetría de las mismas y de las característicasdel chorro. Para lograr mayor penetración, esnecesario emitir chorros prolongados en formaconstante con perfiles de velocidad óptimos. Elperfil de velocidad se debe establecer entreambos extremos del chorro y los chorros de lascargas deben viajar con la mayor velocidad posi-ble. Si el perfil de velocidad es incorrecto, lapenetración disminuye.
El tamaño del orificio está relacionado con laforma del chorro. Anteriormente, se utilizabanliners de metal sólido, a menudo de cobre, paragenerar chorros de alta densidad y orificiosgrandes, lo cual producía restos de metal quetaponaban los orificios. Se pensaba que estefenómeno se compensaba con el diámetro de losorificios y la alta permeabilidad de las forma-ciones en las que se utilizaban las cargas de ori-ficio grande. La nueva tecnología para eliminarlos restos de metal y maximizar el área abierta alflujo (AOF, por sus siglas en Inglés) ha reconside-rado este enfoque. Si bien todavía se siguen uti-lizando los liners de cobre sólido en algunas
1,15
1,0
0,85
0,7
0,55
0,44 8 12 16 20 24
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Espesor de la zona dañada, pulg
Cargas PowerJet
Cargas UltraJet
Cargas HyperJet
> Disparo de alto rendimiento. Este gráfico muestra la relación de la produc-tividad en una completación con disparos con respecto a la completación ahueco abierto y no dañada para varias profundidades de invasión de la for-mación. En una zona dañada de 16 pulgadas, con un cañón de Alta Densidadde Disparo HSD de 33⁄8 pulgadas y cargas PowerJet se obtuvo más del doblede productividad que con las cargas de penetración profunda HyperJet yUltraJet utilizadas anteriormente.
> Penetración profunda. Para garantizar la opti-mización del rendimiento sobre blancos que nosean concreto, las cargas huecas se pruebancon diferentes materiales: areniscas de granresistencia, concreto estándar y concreto acor-de con la Sección 1 del API. Sin embargo, losdiseños y los materiales mejorados proporcio-nan la mayor parte del aumento en la penetra-ción. En comparación con las cargas de pene-tración profunda (arriba), la nueva línea de linersde materiales pulverizados de alta densidadPowerJet y la nueva geometría utilizada, dancomo resultado una velocidad y una longitudóptimas del chorro además de presiones deimpacto sumamente elevadas (abajo).
cargas que producen orificios grandes, los diseñosmás recientes permiten generar los chorros de lascargas sin dejar ningún resto de metal sólido.
Penetración profunda—La invasión de los flui-dos de perforación y completación puede oscilarentre pocas pulgadas a varios pies. Cuando eldaño de la formación es severo y los disparos noatraviesan la zona invadida, la caída de presión eselevada y la productividad se ve reducida.5 Losdisparos que atraviesan el daño incrementan elradio efectivo del hueco e interceptan mayor can-tidad de fracturas naturales, si las hubiera. Lapenetración más profunda también reduce lacaída de presión en los intervalos con disparospara prevenir o reducir la producción de arena.Las cargas PowerJet son las últimas y más efi-cientes disponibles y han sido diseñadas y fabri-cadas para superar el rendimiento de otras cargaspor al menos un 20 a 30% en núcleos de arenis-cas de gran resistencia (arriba a la izquierda).
Existen nuevos diseños de liners—en lo querespecta a los materiales y su geometría—quelogran un mayor rendimiento en cuanto a la pene-tración (arriba a la derecha). Los liners de las car-gas PowerJet están realizados con materialespulverizados de alta densidad que generan máxi-ma longitud de descarga y mayores presiones deimpacto para maximizar la penetración.6
Si bien es sabido que los liners de alta densi-dad producen una penetración más profunda,resulta difícil trabajar con estos materiales. Losadelantos recientes respecto a las posibilidadesde fabricación permiten producir liners de alta
densidad en forma constante. Dichos adelantosincluyen el uso de procedimientos estrictos ycontinuados, de herramientas de precisión y unmayor control de calidad (véase "Fabricación yprueba de las cargas", página 66).
Por otra parte, las cargas se prueban dispa-rándolas sobre diferentes materiales—núcleosde areniscas de gran resistencia, concreto están-dar y concreto conforme a las especificacionesfijadas por la Sección 1 del Instituto Americanodel Petróleo (API)—de manera que el rendi-miento no sea optimizado sólo para los blancosde concreto.
En las rocas de gran resistencia, la pene-tración se ve reducida hasta en un 75% en com-paración con los resultados obtenidos sobre elconcreto estándar según la Sección 1 del API. Sinembargo, las cargas se pueden fabricar especial-mente para adecuarse a formaciones específi-cas.7 Durante el desarrollo de las cargasPowerJet, se inició un proyecto para optimizar laeficiencia de las completaciones en formacionesde areniscas duras en América del Sur. El obje-tivo consistía en aumentar la penetración de losdisparos en areniscas cuya resistencia a la com-presión era de 25.000 lpc [172 MPa]. En estosyacimientos con alta permeabilidad, la porosidades moderada y las gargantas de los poros songrandes, lo cual contribuye al daño provocado porel fluido. El bajo nivel de penetración combinadocon la invasión profunda, resultó en una baja pro-ductividad de los disparos que no atravesaban lazona dañada.
Para mejorar la producción, se utilizó un sis-tema dividido en tres etapas. Se reformularon los
fluidos de perforación con el fin de reducir lainvasión y el daño, se duplicó el número de dis-paros y se diseñaron cargas especiales paraaumentar la penetración. En un primer paso serediseñó sólo la geometría del liner, lo cualaumentó la penetración de 12,8 a 14 pulgadas [32a 36 cm]. Sin embargo, todavía no se había alcan-zado el objetivo de 16 pulgadas [40 cm]. La pene-tración aumentó a 15,9 pulgadas optimizando eldiseño de la carga explosiva. En las pruebas decampo las cargas especiales permitieron mejorarla producción y la inyección. En un pozo inyectorde gas abierto a razón de cuatro disparos por piecon cargas optimizadas se superó el rendimientode otros inyectores que tenían 12 disparos por pierealizados con cargas convencionales.
En Australia, dos pozos revestidos concañerías de 7 pulgadas fueron reabiertos a travésde la tubería de producción con pistolas de 21⁄8pulgadas utilizando cargas PowerJet; la produc-ción aumentó de 300 a 780 bppd [48 a 124 m3/d]y de 470 a 1550 bppd [75 a 246 m3/d]. En otro
caso, un operador en Europa redisparó variospozos con cargas PowerJet para mejorar la pro-ductividad y reducir la producción de arena.Antes de esta operación se producían más de 20litros [2,7 gal] de arena por día, mientras que lapresión en el cabezal del pozo era de 2000 lpc[13,8 MPa] y las tasas de producción de gassuperaban los 2 millones m3/día [70,6 millonespcs/día]. Después del redisparo, se logró pro-ducir gas libre de arena a razón de 2,5 millonesm3/día a una presión de superficie de 2700 lpc[18,6 MPa]. La eficiencia es importante no sólopara los pozos productores, sino también para losinyectores. En el sector noruego del Mar delNorte, al redisparar un pozo inyector con cargasPowerJet, la inyectividad del gas aumentó nueveveces, de 17,6 a 159 millones pcs/día [500,000 a4,5 millones m3/d].
Orificios grandes, menos detritos y opti-mización de la resistencia del revestidor—Lageometría exclusiva del liner de las cargas hue-cas es también la base de las cargas PowerFlow,que generan orificios grandes sin dejar restos demetal sólido (izquierda). Al aumentar el área deflujo mejora el emplazamiento de la grava para elcontrol de la producción de arena y se reducenlas restricciones de la caída de presión causadapor la turbulencia característica de los pozos conaltas tasas de producción, especialmente en losproductores de gas. Un método de empaqueúnico patentado por Schlumberger, que incluyecargas huecas PowerFlow, genera el área másgrande abierta al flujo disponible en la industria,deja al revestidor con una mayor resistenciaremanente y minimiza la cantidad de detritos.8
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7. Smith PS, Behrmann LA y Yang W: “Improvements inPerforating Performance in High Compressive StrengthRocks,” artículo de la SPE 38141, presentado en laConferencia Europea de Daño de la Formación de laSPE, La Haya, Holanda, Junio 2-3, 1997.
8. Brooks JE, Lands JF, Lendermon GM, Lopez deCardenas JE y Parrott RA: “Perforating Gun Including aUnique High Shot Density Packing Arrangement,”Patente de EE.UU., No. 5.673.760 (Octubre 7, 1997).El 8 de octubre de 1999, un cañón de 7 pulgadas car-gado con cargas PowerFlow a razón de 18 disparos porpie, efectúo orificios de 1,14 pulgadas [2,89 cm] dediámetro y estableció un récord mundial de áreaabierta al flujo en el revestidor de 18,5 pulg2/pie [391,6cm2/m].
9. Javora PH, Ali SA y Miller M: “Controlled DebrisPerforating Systems: Prevention of an UnexpectedSource of Formation Damage,” artículo de la SPE 58758, presentado en el Simposio Internacional sobre Controldel Daño de la Formación de la SPE, Lafayette, Luisiana,EE.UU., Febrero 23-24, 2000.
10. Behrmann LA, Pucknell JK, Bishop SR y Hsia T-Y:“Measurement of Additional Skin Resulting FromPerforation Damage,”artículo de la SPE 22809, presen-tado en la Conferencia y Exhibición Anual de la SPE No 66 , Dallas, Texas, EE.UU., Octubre 6-9, 1991.
Residuo metálico sólido
Partículas fluidizadas
> Orificios grandes. Anteriormente, los liners sólidos que generaban resi-duos metálicos se utilizaban para producir orificios grandes. Se creía que eltaponamiento de los disparos era compensado por los orificios de diámetrogrande y la elevada permeabilidad de la formación. La tecnología que permi-te eliminar los restos de metales sólidos y maximiza el tamaño del orificio, oel área de flujo, ha reconsiderado esta teoría. Los liners exclusivos consti-tuyen la base de estas cargas PowerFlow. La fotografía de rayos X muestrala formación del chorro de las cargas UltraPack (arriba) y PowerFlow(abajo). Mientras que el residuo sólido de una carga UltraPack es de grantamaño, la carga PowerFlow genera sólo un chorro fluidizado de partículasmetálicas.
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resultados de laboratorio del permeámetroradial confirmaron y cuantificaron este compo-nente del daño inducido por los disparos.10 Eldaño puede comprender tres elementos: unazona triturada, la migración de partículas finasde la formación y la presencia de detritos dentrode los túneles de los disparos. Las presiones dela onda de vibración desde la cara de la rocahasta el extremo de los disparos fragmentan laroca adyacente y los granos de la matriz de lafractura, lo cual daña la permeabilidad en sitioespecialmente al reducir el tamaño de las gar-
> Control de los detritos. Un sistema de empaque patentado porSchlumberger permite disminuir el riesgo de que los detritos abandonenel cañón (arriba). Las cargas huecas se colocan en la posición más cer-cana posible conforme al tamaño del cañón y la densidad de disparo, demanera tal que no se puedan expandir. El confinamiento estrecho haceque los cascos se quiebren en grandes trozos que permanecen dentro del cañón (abajo). El hecho de que los orificios de salida del transportadordel cañón sean pequeños también minimiza la cantidad de residuos quepueden escapar.
que puede provocar el colapso del revestidor. Loscálculos con elementos finitos para un revestidorde 95⁄8 pulgadas abierto con el cañón de 7 pul-gadas mencionado, indican que la resistencia alcolapso del revestidor alcanza el 78% del valororiginal de un revestidor sin disparos.
Permeabilidad dañadaUn efecto secundario y poco conveniente del dis-paro es el daño adicional, que se traduce en unazona de baja permeabilidad alrededor de los dis-paros. El flujo a través de un solo disparo y los
Los detritos resultantes de las operaciones dedisparo deberían ser minimizados, ya que cons-tituyen un peligro para la integridad del pozo y laproducción. Los restos de los cañones y de las car-gas huecas aumentan el riesgo de aprisiona-miento, se acumulan en el fondo en los pozosverticales, mientras que en los pozos desviadospueden no alcanzar el fondo o pueden llegar a lasuperficie y dañar los equipos de producción. Paracontrolar los detritos se utilizan dos estrategias:
El sistema convencional utiliza cascos de zincque se quiebran en pequeñas partículas solublesen ácidos, que también se pueden hacer circularhacia afuera. Una posible desventaja del zinc esque produce daño a la formación.9 Las pruebas delaboratorio indican que los fluidos ricos encloruros y el gas que se filtra en un pozo inactivopueden combinarse y precipitar un sólido a partirde los restos de zinc que puede atascar loscañones. Otra desventaja son las vibraciones adi-cionales de los cañones provocadas por laenergía que se libera cuando el zinc se consumeparcialmente durante la detonación de la carga.
Debido a estas desventajas, los operadoresestán dejando de utilizar las cargas con cascosde zinc que producen pequeños detritos. Elmétodo de empaque patentado, porSchlumberger, donde los cascos de acero se frag-mentan en trozos grandes que se mantienen en eltubo transportador del cañón, se está convir-tiendo en la opción preferida (derecha).
Los cañones más recientes que generanmayor área abierta al flujo, dejan el revestidorcon disparos con una mayor resistencia rema-nente y producen menor cantidad de detritos,constituyen ejemplos de soluciones especialespara disparar pozos con alta tasa de flujo yempacados con grava. En 1998, Conoco solicitóun área abierta al flujo mayor de la que se encon-traba disponible hasta el momento con cualquiercañón comercial, destinadas a aquellos proyec-tos distribuidos por el mundo que requieren altastasas de producción para garantizar su viabilidadcomercial. Para satisfacer este requerimiento,Schlumberger desarrolló un cañón PowerFlow de7 pulgadas para un revestidor de 95⁄8 que produceun área abierta al flujo un 47% mayor que laobtenida con los cañones de orificio grandedisponibles anteriormente y un 31% más que losdel competidor que más se le aproximaba.
Al garantizar la adecuada resistencia delrevestidor después del disparo, los cañonesPowerFlow más nuevos también responden a unaspecto cada vez más importante en el diseño dela completación; la compactación de la formacióna medida que se agota la presión del yacimiento
gantas de los poros (derecha). También se hanobservado en el laboratorio la migración de laspequeñas partículas generadas por la frag-mentación del grano, la disgregación de las arci-llas y los detritos de las cargas que bloquean lasgargantas de los poros y reducen aún más la per-meabilidad.
Los estudios muestran que el daño inducidoaumenta cuando las cargas explosivas son másgrandes.11 El alcance del daño provocado por eldisparo depende de la litología, la resistencia dela roca, la porosidad, la compresibilidad del fluidoalojado en los poros, el contenido de arcilla, eltamaño del grano de la formación y el diseño delas cargas huecas.12 La investigación junto con lasimulación numérica permiten una mejor com-prensión del daño de la permeabilidad en lospozos con disparos, lo cual puede servir paramejorar los diseños de las completaciones.13
La porosidad de la zona triturada, por lo gene-ral, no se ve afectada por el disparo. Al menos enlas rocas saturadas, la densidad y la porosidadalrededor de los disparos son bastante similaresa las que se observan en la matriz no dañada. Sibien el disparo produce modificaciones sobre lastensiones de la roca y las propiedades mecáni-cas, no compacta la formación como se creíaanteriormente. Además de los derivados de losexplosivos, otro mecanismo de daño posible es lainyección transitoria de los fluidos del pozo quepueden provocar problemas de permeabilidadrelativa.
En las rocas extremadamente duras, lasmicrofracturas creadas durante el disparo puedenservir como trayectorias que en realidad son máspermeables que la formación y son capaces depuentear el daño provocado por los disparos. Con3000 lpc [20,7 MPa] de desbalance, en algunosnúcleos de yacimientos y de rocas de afloramien-
tos de gran resistencia, se han medido valores defactor de daño negativos equivalentes a los de untratamiento de estimulación.14 Sin embargo, eldaño inducido por las vibraciones en la mayoría delos casos contribuye al factor de daño total,restringe el rendimiento del pozo y puede atenuarlas incrementos de producción relacionados conotros parámetros de los disparos tales como elnúmero de los mismos, el tamaño del hueco, elángulo entre los disparos y su penetración.
La zona triturada puede limitar tanto la produc-tividad como la inyectividad. Los finos y los detri-tos restringen la inyectividad y aumentan la
presión de bombeo, con lo cual disminuyen losvolúmenes de inyección y se deteriora el emplaza-miento o la distribución de la grava y los agentesde sostén para el control de producción de arenao para los tratamientos de fracturaciónhidráulica.15 La erosión de la zona triturada juntocon la remoción de los detritos en los disparos pormedio del flujo desde la formación resultan esen-ciales para disminuir el daño causado por los dis-paros y garantizar el éxito del pozo en todos losyacimientos, a menos que sean muy prolíficos.
Reducción del daño provocado por los disparosAnteriormente, los disparos se realizaban conlodos o fluidos de alta densidad en condicionesde presión balanceada o de sobrepresión. Hoy endía, es más común utilizar el desbalance paraminimizar o eliminar el daño causado por los dis-paros. Los términos desbalance (o presión in-versa), balanceada, sobrepresión y sobrepresiónextrema (EOB, por sus siglas en Inglés) se refie-ren a las diferencias de presión entre el hueco yel yacimiento antes de disparar. Existe undesbalance cuando la presión dentro del pozo esmenor que la presión de la formación, en cambio,cuando ambas presiones son equivalentes sedescribe como condiciones de presión balancea-da. La sobrepresión ocurre cuando la presión delpozo es superior a la presión del yacimiento.
60 Oilfield Review
16. Behrmann et al, referencia 1.17. Bell WT: “Perforating Underbalanced—Evolving
Techniques,” Journal of Petroleum Technology 36(Octubre de 1984): 1653-1652.
18. King GE, Anderson A y Bingham M: “A Field Study ofUnderbalance Pressures Necessary to Obtain CleanPerforations Using Tubing-Conveyed Perforating,”artículo de la SPE 14321, presentado en la ConferenciaTécnica y Exhibición Anual No 60 de la SPE, Las Vegas,Nevada, EE.UU., Septiembre 22-25, 1985.
19. Crawford HR: “Underbalanced Perforating Design,”artículo de la SPE 19749, presentado en la ConferenciaTécnica y Exhibición Anual No 64 de la SPE, San Antonio,Texas, EE.UU., Octubre 8-11, 1989.
20. Tariq SM: “New, Generalized Criteria for Determining theLevel of Underbalance for Obtaining Clean Perforations,”artículo de la SPE 20636, presentado en la ConferenciaTécnica y Exhibición Anual No 65 de la SPE, NuevaOrleáns, Luisiana, EE.UU., Septiembre 23-26, 1990.
21. Hsia T-Y y Behrmann LA: “Perforating Skins as aFunction of Rock Permeability and Underbalance,” artículo de la SPE 22810, presentado en la ConferenciaTécnica y Exhibición Anual No 66 de la SPE, Dallas,Texas, EE.UU., Octubre 6-9, 1991.
11. Pucknell JK y Behrmann LA: “An Investigation of theDamaged Zone Created by Perforating,” artículo de laSPE 22811, presentado en la Conferencia y ExhibiciónAnual No 66 de la SPE, Dallas, Texas, EE.UU., Octubre 6-9, 1991.
12. Swift RP, Behrmann LA, Halleck P y Krogh KE: “Micro-Mechanical Modeling of Perforating ShockDamage,” artículo de la SPE 39458, presentado en elSimposio Internacional sobre Daño de la Formación de laSPE, Lafayette, Luisiana, EE.UU., Febrero 18-19, 1998.
13. Behrmann LA, Li JL, Venkitaraman A y Li H: “Borehole Dynamics During Underbalanced Perforating,”artículo de la SPE 38139, presentado en la ConferenciaEuropea sobre Control del Daño de la Formación de laSPE, La Haya, Holanda, Junio 2-3, 1997.
14. Blosser WR: “An Assessment of Perforating Performancefor High Compressive Strength Non-Homogeneous Sand-stones,” artículo de la SPE 30082, presentado en la Con-ferencia Europea sobre Control del Daño de la Formaciónde la SPE, La Haya, Holanda, Mayo 15-16, 1995.
15. Behrmann LA y McDonald B: “Underbalance or ExtremeOverbalance,” artículo de la SPE 31083, presentado en elSimposio Internacional sobre Control del Daño de laFormación de la SPE, Lafayette, Luisiana, EE.UU., Febrero14-15, 1996; también en SPE Production & Facilities(Agosto de 1999): 187-196.
Roca no dañada
Daño de la zona triturada
Revestidor
Daño de la formación
Cemento
Túnel del disparo
> Daño provocado por los disparos. Alrededor de los túneles de los disparos se crea una zona de per-meabilidad reducida debido al chorro de las cargas huecas. Las presiones de la onda de vibraciónpulverizan la roca adyacente, fracturan los granos de la matriz, quiebran la cementación intergranu-lar y despegan las partículas de arcilla. La fragmentación de la formación alrededor de los disparosdaña la permeabilidad en sitio, en especial al reducir el tamaño de la garganta del poro. Las fotomi-crografías muestran la roca no dañada (figura superior) comparada con la microfracturación que seobserva en una zona triturada de un disparo (figura inferior).
Verano de 2000 61
Sobrepresión extrema significa que la presión delpozo excede en gran medida la resistencia de laroca, lo cual produce la iniciación de una fracturao el quiebre de la presión. Tanto la sobrepresiónextrema como la fracturación tratan de puntear eldaño.16
El potencial de los disparos en condiciones dedesbalance fue reconocido recién en la décadadel 60. En los pozos agujereados con desbalancese notaba una tendencia al incremento de la pro-ducción. En la década del 70 y principios de los80, los investigadores reconocieron que la efi-ciencia del flujo en las completaciones con dis-paros aumentaba cuando se utilizaban presionescon mayor desbalance. Los estudios demostraronque el flujo inmediatamente posterior al disparolimpiaba los disparos y entonces se recomen-daron distintos criterios de desbalance.17 A partirde entonces se han investigado diversos aspec-tos de los disparos utilizando datos obtenidos enel campo y el laboratorio, los cuales refuerzanconstantemente las ventajas derivadas de unflujo inicial para erosionar las zonas trituradaspor los disparos y arrastrar los detritos resul-tantes.
En un estudio realizado por Amoco en 1985 seevaluaron 90 pozos que fueron acidificadosdespués de ser agujereados con cañones bajadoscon las tuberías de producción en condiciones dedesbalance y se estableció una correlación entrela productividad y la permeabilidad para fijar cri-terios mínimos de desbalance.18 Los resultadosno indicaban que no existiera daño derivado delos disparos, sólo que la acidificación no eranecesaria ni tan efectiva si el desbalance erasuficiente. Este estudio fue la fuente principal de
Revestidor Formación no dañada Disparo balanceado
Daño de la formación
Cemento Residuos del disparo
Zona triturada y compactada de baja permeabilidad
Revestidor Formación no dañada Disparo con presión inversa de 3000 lpc
Cemento
Zona de baja permeabilidad y residuos del disparoexpulsados por el brote del fluido de la formación
Daño de la formación
> Disparo en desbalance. En un disparo con sobrepresión o condiciones de presión balanceada sinlimpieza y antes del flujo, el túnel está taponado por los fragmentos de roca y los detritos (arriba). Elflujo de producción puede remover algunos residuos, pero buena parte de la zona triturada de bajapermeabilidad se mantiene. La oleada inicial generada por un desbalance adecuado durante el dis-paro permite barrer los detritos y erosionar la zona triturada (abajo).
datos de campo para correlacionar el desbalancecon la permeabilidad del yacimiento y elrendimiento de los disparos.
A partir de estos datos, en 1989 se calcularonlas presiones de desbalance mínimas y máximasbasadas en la producción potencial de arena apartir de las velocidades sónicas para los pozosde gas.19 El estudio original de Amoco se volvió aanalizar junto con los nuevos datos.20 A los efec-tos de considerar la permeabilidad, la viscosidady la densidad del fluido, las ecuaciones de des-balance mínimo se basaban en la velocidad delfluido y en el flujo turbulento a través de los dis-paros. La desventaja era que este modelorequería conocer el espesor de la zona dañada, eldiámetro del túnel en la roca y la viscosidad delfluido. Por otra parte, los resultados de las prue-bas recientes no demuestran que el desbalancedependa de la viscosidad.
Estos modelos implican que el flujo después deun brote temprano y transitorio, incluyendo el flujoen un estado seudo estable o los pozos fluyentesdespués de los disparos, es menos importante conrespecto a la limpieza del túnel. Sin embargo, elflujo posterior al disparo puede transportar algunosfinos hacia el pozo y limpiar mejor los disparos.21 Enalgunos casos, esto explica la limitada producciónde arena que se observa cuando los pozos sonpuestos en producción.
Se cree que la magnitud y duración de laoleada inicial de presión determinan la limpiezadel daño de la zona triturada. El flujo instantáneominimiza la invasión del fluido, afloja la rocadañada y barre los detritos de roca que seencuentran en los túneles de los disparos (abajo).Cuánto se afloja el material depende principal-
mente de la magnitud del desbalance. Al brotede alta velocidad le sigue un flujo seudo estable,que resulta menos efectivo porque las tasas y lasfuerzas de arrastre asociadas son menores quelas generadas durante la oleada transitoria ini-cial. El volumen del fluido y el flujo que le sucedemás adelante se consideran secundarios.
Los desbalances de presión necesarios paralograr una limpieza efectiva de los disparos yreducir el daño de la permeabilidad se han cuan-tificado mediante pruebas de un solo disparo ypruebas de flujo que proporcionan una compren-sión básica del mecanismo de reducción deldaño.22 Inmediatamente después de disparar encondiciones de desbalance, se produce unadescompresión instantánea de los fluidos delyacimiento alrededor del disparo. En estemomento, las fuerzas dinámicas—diferencial depresión y arrastre—que reducen el daño de lapermeabilidad erosionando y removiendo los gra-nos de la formación fracturada de las paredes delos túneles son más pronunciadas.
Las velocidades de la oleada transitoriadependen del desbalance y de la permeabilidadde la formación. El diferencial de presión nece-sario para crear orificios limpios y efectivosdepende de la permeabilidad, la porosidad y laresistencia de la roca además del tipo y eltamaño de la carga. Por ejemplo, las cargas depenetración profunda causan menos daño quelas cargas que producen grandes orificios.Cuando el desbalance se encuentra por debajodel nivel óptimo, el daño de los disparos y la tasade flujo por disparo resultan variables, y la mayorparte de los datos sugiere que para poder mini-mizar o eliminar el daño provocado por los dis-paros, las presiones de desbalance deben sersuperiores a las que se utilizan habitualmente enlos campos petroleros.23
22. Behrmann et al, referencia 10.Hsia y Behrmann, referencia 21.Pucknell y Behrmann, referencia 11.Behrmann LA, Pucknell JK y Bishop SR: “Effects of Underbalance and Effective Stress on PerforationDamage in Weak Sandstone: Initial Results,” artículo dela SPE 24770, presentado en la Conferencia Técnica yExhibición Anual No 67 de la SPE, Washington DC,EE.UU., Octubre 4-7, 1992.Bartusiak R, Behrmann LA y Halleck PM: “ExperimentalInvestigation of Surge Flow Velocity and Volume Neededto Obtain Perforation Cleanup,” artículo de la SPE 26896, presentado en la Conferencia y Exhibición RegionalOriental de la SPE, Pittsburgh, Pennsylvania, EE.UU.,Noviembre 2-4, 1993. También en Journal of PetroleumScience and Engineering 17 (1997): 19-28.
23. Behrmann et al, referencia 10.Mason JN, Dees JM y Kessler N: “Block Tests Modelthe Near-Wellbore in a Perforated Sandstone, artículode la SPE 28554, presentado en la Conferencia Técnica y Exhibición Anual No 69 de la SPE, Nueva Orleáns,Luisiana, EE.UU., Septiembre 25-28, 1994.
62 Oilfield Review
Laboratorio de avanzada para elestudio del disparo de núcleos
Muestras simuladas de núcleos del yacimiento
Conductores del disparo
Diferencial de presión de poro del hueco
Presión del hueco
Válvula del micrómetro
Manómetros de cuarzo de respuesta rápida
Cámara de confinamiento
Acumulador de 30 galones
Placa de disparo que simula el conjunto revestidor-cemento
Acumulador de 5 galones conectado al hueco
Hueco simulado
Pistola con carga hueca
Muestra del núcleo
Conf
inam
ient
o de
las
resp
uest
as rá
pida
s
Resp
uest
a in
med
iata
de
l hue
co
Si bien en un primer momento se produce unflujo turbulento con los fluidos de baja viscosi-dad, los resultados de las pruebas indican que laturbulencia no es una condición necesaria para lalimpieza del orificio. En cambio, la limpieza deldaño de la permeabilidad alrededor del disparohoy se relaciona con el arrastre viscoso.24 Losfactores principales son el diferencial de presióny el flujo radial subsiguiente, transitorio y ligera-mente compresible, ya sea laminar o turbulento,que constituía el punto de partida para obtenerecuaciones semiempíricas de desbalance y fac-tor de daño con los datos históricos.
Cuando se combinan las ecuaciones empíri-cas y teóricas obtenidas, se puede calcular eldesbalance óptimo para daño o factor de dañonulo en caso de que se utilice un desbalanceinferior al óptimo. El factor de daño provocadopor un solo disparo se puede utilizar en simu-ladores de flujo para obtener el factor de dañototal del disparo y evaluar o comparar lasdiferentes opciones de disparo. Esta metodo-logía, que hoy en día constituye el criterio másampliamente aceptado para calcular el desba-lance necesario para obtener orificios con factorde daño cero, surge como resultado de más deuna década de investigaciones en aras de la opti-mización de la limpieza de los disparos. Cuandose calculan con este método los valores de des-balance necesarios son de dos a cuatro vecesmás grandes que los que resultan de los criteriosutilizados previamente (arriba).
Debido a que el desbalance impacta elrendimiento de los disparos y la productividaddel pozo, resulta esencial entender la dinámicade los fluidos involucrados. Si se comprende
24. Behrmann LA: “Underbalance Criteria for MinimumPerforation Damage,” artículo de la SPE 30081, presen-tado en la Conferencia Europea sobre Daño de la For-mación de la SPE, La Haya, Holanda, Mayo 15-16, 1995;también en SPE Drilling & Completion (Septiembre de1996): 173-177.
25. Behrmann et al, referencia 13.
10.000
1.000
10010.0001.000100
Permeabilidad, mD
Desbalance óptimo versus permeabilidad
101De
sbal
ance
ópt
imo,
lpc
Behrmann (1995)King (1985)
Desbalance de 1000 lpc
Desbalance de 1500 lpc
> Criterios de desbalance. El desbalancees ampliamente aceptado como el méto-do más eficiente para obtener disparoslimpios. Los criterios de desbalance óp-timo de presión han aumentado en formasubstancial a lo largo de la última déca-da como resultado de cientos de pruebasde laboratorio. Las observaciones decampo realizadas por King et al desarro-llaron criterios basados en la eficienciade la acidización de las areniscas.Behrmann estableció una correlaciónentre los datos de laboratorio y la fuerzade arrastre viscoso para remover laspartículas finas (izquierda). Las pruebasde laboratorio confirman que para lim-piar los disparos se necesita un mayornivel de desbalance (derecha).
> Pruebas de flujo en disparos individuales. El laboratorio avanzado de flujo perteneciente al SRCincluye dos contenedores para investigar el flujo en los disparos en condiciones que incluyen lasobrepresión en el fondo y la presión de poro y del hueco (arriba). Un contenedor está destinado a los núcleos de hasta 7 pulgadas de diámetro y 18 pulgadas de longitud, mientras que el otro admitenúcleos de hasta 11,5 pulgadas de diámetro y 24 pulgadas de longitud. Esta disposición permiterealizar pruebas de flujo a través de núcleos de afloramientos o de yacimientos orientados desde la posición horizontal a la vertical (abajo).
Verano de 2000 63
cómo actúan las vibraciones, las presiones y elflujo de los fluidos, se podrá seleccionar un nivelde desbalance óptimo y diseñar las herramientasde fondo adecuadas. El laboratorio de flujo avan-zado que se encuentra en el SRC incluye dos con-tenedores de pruebas para investigar el flujo enlos disparos y otras operaciones de completaciónbajo condiciones de fondo que incluyen ten-siones de sobrecarga, además de la presión deporo y del hueco (página previa, abajo).
Esta disposición les permite a los investigado-res disparar y fluir por un solo disparo en aflora-mientos o núcleos del yacimiento orientados
desde una posición horizontal hasta la vertical concualquier sistema de disparo. El flujo bifásico de pe-tróleo y agua y el flujo de gas seco se pueden evaluar a tasas constantes con un registro continuode las mediciones de presión absoluta y diferencial.Los orificios se pueden examinar con una sondaprovista de un video a color durante el flujo a travésdel núcleo mientras se encuentra bajo tensiónhidrostática (arriba). También se pueden evaluarotras operaciones, como la inyección de grava y laacidificación. La dinámica del hueco se puede simu-lar para medir las presiones transitorias, la oleadainicial y las vibraciones causada por los disparos.
La tasa y la duración de la oleada inicial secontrolan por el desbalance inicial, la permeabili-dad de la formación, el daño provocado por losdisparos, la profundidad del daño de la formaciónen las proximidades del hueco y la naturaleza delos fluidos del hueco y del yacimiento. Los datostransitorios obtenidos inmediatamente despuésdel disparo, no adquiridos previamente debido alcosto y a la dificultad de obtener estas medi-ciones, les permiten a los investigadores com-prender el mecanismo de los disparos encondiciones de desbalance (abajo).25 La presióndel hueco, el diferencial de presión entre elyacimiento y el hueco, y los datos de oleada ini-cial registrados con resoluciones de milisegun-dos, indican un corto período de inyección en losdisparos asociado con una sobrepresión transito-ria debida a la inyección de los gases de deto-nación provenientes del cañón. La magnitud deldiferencial de presión que impulsa la inyecciónde este fluido depende del tamaño de la carga yde la permeabilidad de la muestra de la roca.
El disparo en condiciones de desbalance haevolucionado como resultado de las investiga-ciones realizadas con el fin de pronosticar eldiferencial de presión para minimizar el dañoprovocado por los disparos. Sin embargo, sedebe evaluar la probabilidad de que exista pro-ducción de arena, el colapso del revestidor, losmovimientos del cañón y el aprisionamiento delas herramientas, con respecto a los beneficiospotenciales. Los lineamientos del diseñoincluyen el desbalance mínimo de presión nece-sario para la limpieza del disparo, el desbalancede presión máximo para evitar el arenamiento ylos colchones de fluido—una columna de gas ode líquido—o anclajes mecánicos para minimizarel movimiento de la herramienta.
> Video del flujo en el laboratorio. El flujo en los disparos se puede examinar en forma visual con una sonda de video a color mientras los núcleos seencuentran sometidos a tensión hidrostática. A la izquierda se observa un orificio lleno de material pulverizado de la formación y rodeado de granos fragmentados de cuarzo. En el centro aparece un orificio sin fragmentación, pero el material pulverizado permanece en el fondo del túnel. A la derecha se observa un orificio libre de material de relleno.
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-1500
-30000,001 0,01 0,1 1 10 100 1000
80
60
40
20
0
-20
-40
Tasa
de
flujo
, cm
3 /seg
Pres
ión,
lpc
Tiempo, seg
Presión del hueco Desbalance Tasa de flujo
> Respuestas típicas de disparo con desbalance de presión y tasas de flujo en función del tiempo. Losdatos fueron obtenidos a razón de 2000 muestras/seg en pruebas de flujo con disparo individual, bajocondiciones simuladas de fondo respecto de la tensión efectiva, la presión del pozo y del yacimiento.Después de la detonación, la presión del pozo (rojo) aumenta y el desbalance (azul) disminuye, lo cualpermite cierto flujo (verde) dentro de los disparos. A medida que los gases de detonación entran ensolución y el cañón vacío se llena de fluido, la presión del hueco vuelve a caer provocando una olea-da inicial transitoria dentro del pozo. Se considera que este flujo inicial reduce el daño y la caída depermeabilidad en la zona triturada. Luego de la oleada inicial transitoria de alta velocidad sobrevieneuna oleada en estado seudo estable, que podría arrastrar la roca suelta y los detritos de las cargashacia el pozo y limpiar los disparos. La oleada continúa hasta que las presiones del pozo y del yaci-miento se ecualizan; es decir se alcanzan condiciones de desbalance cero o balance. Estas mismasrespuestas ocurren en condiciones de balance y de sobrepresión, con la excepción de que en los disparos de presión balanceada no se produce una oleada y, cuando existen condiciones de sobre-presión, el flujo proviene del pozo y se dirige hacia la formación.
Optimización de los parámetros del disparoLa remoción del daño y la limpieza de los disparosconstituyen elementos importantes dentro deldiseño de los disparos y la ejecución de los mis-mos, pero también se deben tener en cuenta eldiámetro y la longitud del túnel dentro de la for-mación, la densidad de disparo o el número deorificios especificados como disparos por pie(dpp), la orientación o fase de los disparos—elángulo existente entre los orificios—y el tamañodel orificio de entrada en el revestidor y en elcemento (abajo). La caída de presión provocadapor el daño del disparo depende de dos paráme-tros fundamentales: la permeabilidad de la for-mación y el espesor de la zona triturada.
Las completaciones de pozos presentandiferentes requerimientos con respecto a los dis-paros. Después del disparo, algunos pozos pro-ducen naturalmente grandes volúmenes y nonecesitan estimulación ni manejo de la arenadurante la completación. Estas completacionesnaturales están asociadas con areniscas permea-bles, de alta porosidad y gran resistencia y concarbonatos con poco daño de la formación y unaadecuada conductividad de la matriz. La longitudy densidad de los disparos constituyen losparámetros predominantes que dictaminan laproductividad en estas aplicaciones. Los disparosdeben atravesar el daño inducido por la per-foración y la invasión de los fluidos. Como reglapráctica, para establecer una conexión efectiva
con la roca no dañada, es necesario lograr unapenetración profunda, que atraviese por lomenos el 50% del daño.
La densidad de disparo y la orientación o fasetambién desempeñan roles importantes. El au-mento de la densidad de disparo reduce el dañoprovocado por los disparos y los pozos producena presiones inferiores. Si las formaciones sonlaminadas o tienen un alto grado de aniso-tropía—grandes diferencias entre las permeabi-lidades verticales y horizontales—es necesarioque la densidad de disparo sea elevada. Amedida que el factor de daño se aproxima a cero,la densidad de disparo adquiere mayor importan-cia. Las cargas orientadas reducen la caída depresión cerca del pozo al proporcionar conductosde flujo en todas las caras del pozo. En el caso delas formaciones naturalmente fracturadas, laorientación múltiple de las cargas de pene-tración profunda permite interceptar un mayornúmero de fracturas. Si las fracturas naturalesson paralelas, los disparos orientados resultanmás convenientes.
Si bien resulta útil para calcular la producti-vidad del pozo y evaluar el efecto de los paráme-tros del disparo entre los diferentes cañones, elanálisis computarizado algunas veces empaña lainteracción y la importancia relativa de losparámetros correspondientes, ya que al agruparciertos parámetros se ponen de manifiesto lasdependencias subyacentes entre los mismos.Este tipo de análisis permitió desarrollar unmétodo simple para estimar la productividad delas completaciones naturales con disparos.26 Alcombinar los parámetros del disparo y de la for-mación en un grupo único adimensional, seobtiene un cálculo rápido de la productividadsobre diversas variables que coinciden con loscálculos analíticos establecidos en los progra-mas de computación disponibles en el mercado.
Este método, aplicable para los disparos queatraviesan el daño de la formación en unesquema en forma de espiral, considera que lasprincipales variables que rigen la productividadson: la longitud del disparo, la densidad de dis-paro, el diámetro del túnel, el diámetro en la
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Diámetro del hueco abierto
Angulo de fase
Diámetro del túnel del disparo
Longitud del disparo
Diámetro de la zona triturada
Espaciamiento entre los orificios (dependiente de
la densidad de disparo)
Diámetro de la zona dañada
> Parámetros del disparo. Para que resulten efectivos, los disparosdeben atravesar el daño inducido por la perforación y la invasión delfluido en el pozo. El rendimiento de las cargas huecas se define por eltamaño del orificio de entrada en el revestidor y la longitud del túnel.La productividad del pozo, sin embargo, se rige por el daño de la for-mación, la longitud del orificio, la densidad de disparo, el daño provo-cado por el disparo que se mantiene después del brote generado por el desbalance, y la relación entre las permeabilidades verticales y horizontales (anisotropía). La densidad de disparo es el número de orificios especificados en disparos por pie (dpp). La orientación o fase es el ángulo entre los orificios.
26. Brooks JE: “A Simple Method for Estimating WellProductivity,” artículo de la SPE 38148, presentado en laConferencia Europea sobre Daño de la Formación, LaHaya, Holanda, Junio 2-3, 1997.
27. En la fracturación hidráulica, se inyecta un fluido a pre-siones superiores a la tensión de ruptura de la forma-ción para crear una fractura, que se extiende endirecciones opuestas desde el pozo. Las alas de la frac-tura se propagan en forma perpendicular al plano demínima tensión de la roca, en un plano preferencial defracturación. Un agente de sostén, que por lo general esarena, hace que se mantengan abiertos estos conduc-tos que aumentan la efectividad del radio del pozo, per-mitiendo el flujo lineal dentro de la fractura y hacia elpozo. En los tratamientos de la matriz, se inyecta unácido por debajo de las presiones de fracturación paradisolver el daño inducido o natural que tapona las gar-gantas de los poros. La fracturación ácida que, por logeneral, no incluye el uso de agentes de sostén, esta-blece la conductividad en los carbonatos por erosiónácida diferencial de superficies no uniformes quemantienen las fracturas abiertas.
28. Una entrada limitada implica bajas densidades de dis-paro—1 dpp o menos—en una o más zonas con resis-tencias y permeabilidades diferentes para garantizar elemplazamiento uniforme del ácido o del agente de sos-tén al limitar los diferenciales de presión entre los inter-valos agujereados. El objetivo consiste en maximizar losresultados de la estimulación. Se pueden utilizar sella-dores de goma para bloquear los disparos abiertos yaislar los intervalos una vez que han sido estimulados,de manera que se pueda tratar el próximo intervalo.Dado que los disparos deben estar completamentesellados, el diámetro del orificio y la uniformidad sonimportantes.
29. Behrmann et al, referencia 1.
Verano de 2000 65
pared del hueco, el daño local de la formaciónalrededor del pozo, el daño de permeabilidadinducido por los disparos y la anisotropía de la per-meabilidad. La máxima relación teórica de produc-tividad del pozo se define por medio de un cañónideal con densidad de disparo infinita que permiteagrandar el radio del hueco por una distancia equi-valente a la penetración del disparo (arriba). Así seestablece la productividad teórica que se puedeobtener para una completación natural con dis-paros y se define la eficiencia de productividadmáxima de los sistemas de disparo en términos deun factor adimensional. La aplicación práctica deeste método reside en determinar el efecto de losparámetros, combinados, el desbalance, el mejo-ramiento de la productividad y los parámetroseconómicos de las operaciones de disparo.
Resulta evidente que tanto la penetracióncomo la densidad de disparo son importantes paralas completaciones naturales. La penetracióntiene un efecto proporcional que aumenta amedida que el disparo atraviesa el daño de la for-mación. La densidad de disparo tiene un efectoexponencial de 1,5. Por otra parte, teniendo encuenta que el daño provocado por el disparo esinversamente proporcional al factor adimensional,se debería reducir cuando se dispara con el dife-rencial adecuado de desbalance de presión.
En los casos en que no se puede alcanzar unapenetración profunda, una densidad de disparoelevada resulta particularmente efectiva. En lascompletaciones naturales, el diámetro del túnelen la formación es el menos importante de losparámetros del disparo y, por lo general, se pro-duce un aumento del tamaño del orificio en detri-mento de la penetración. Un aumento del 10% enel diámetro significa una disminución de la pene-tración de alrededor del 20%, mientras que elfactor adimensional se reduce en un 15%. Otrarazón que lleva a restar importancia al tamañodel orificio cuando se seleccionan cañones paralas completaciones naturales es que los chorrosde las cargas que abren huecos grandes tambiénpueden provocar daño adicional.
Cuando el flujo se ve reducido debido a laanisotropía elevada, al daño causado por los dis-paros o al daño de la formación, se puede solu-cionar parcialmente seleccionando un cañón conel mayor factor adimensional, ya sea por pene-tración profunda, alta densidad de disparo,reducción del daño por desbalance o una combi-nación de estos factores. Las mejores estrategiasson aquellas que proporcionan niveles de eficien-cia de la productividad cercanos al 100% (arriba,figura inferior).
N=4
P
N=8 N= ∞
2P + D
Cañón o pistola ideal
D
> Un método simple para estimar la productividad del pozo. La productividadmáxima de un pozo se define por un cañón ideal con densidad de disparo in-finita, que agranda el diámetro efectivo del hueco (D) por la longitud del orifi-cio, o profundidad de penetración (P). En las completaciones naturales, estelímite teórico de flujo se utiliza para definir la eficiencia del sistema de dispa-ro para aquellos orificios que atraviesan el daño de la formación siguiendo unesquema en forma de espiral.
0
20
40
60
80
100
1000100
Factor adimensional, β0 = PN3/2d1/2α-5/8
1010,1
Efic
ienc
ia d
e la
pro
duct
ivid
ad, %
P = penetraciónN = densidad de disparod = diámetro del disparoα = relación de anisotropía
> La eficiencia de la productividad comparada con el factor adimensional de disparo.
(continúa en la página 68)
Completaciones estimuladasLos tratamientos de fracturación y acidificación,en forma individual o combinados, estimulan laproductividad del pozo.27 Para que la estimu-lación de un pozo resulte efectiva es necesarioque exista una comunicación en la mayor canti-dad posible de los disparos, razón por la cual lasoperaciones de disparo se realizan con un des-balance óptimo, con técnicas de entrada limi-tada, o bien utilizando esferas sellantes o paresde empacadores de conexión que desvían elcurso de los fluidos de estimulación en formamecánica, para garantizar que los disparos seencuentren abiertos.28 En lugar de crear fracturashidráulicas largas en una formación, la sobrepre-sión extrema también constituye una opción paramejorar la comunicación entre los disparos y elyacimiento. Se puede disparar en condiciones deextrema sobrepresión antes de realizar la esti-mulación por fracturación para reducir la presiónde ruptura.29
Dado que la fracturación hidráulica a menudose realiza en zonas de baja permeabilidad, el des-balance mínimo necesario para eliminar el dañoprovocado por los disparos puede resultar suma-mente elevado. Por otra parte, para garantizar laremoción del daño de los disparos y los detritos serequiere un desbalance máximo y, si el daño no seelimina, los residuos pueden formar un revoqueque limita la inyectividad de los disparos. El flujoentrante, por lo general, no se ve afectado, pero larestricción puede provocar el aumento de las pre-siones durante la inyección. Si el daño del disparono se remueve antes de la fracturación, podría sernecesario realizar una acidificación.
Cuando se seleccionan cargas huecas paraaplicaciones de fracturación se deben balancearlos beneficios de la penetración y el tamaño delhueco. Si bien puede ocurrir que no sea nece-sario que los disparos penetren más de seis pul-gadas dentro de la formación, los orificios debentener el tamaño adecuado para evitar los des-bordes del agente de sostén, u obturación en losdisparos o cerca de los mismos. El desborde pre-maturo limita la longitud de la fractura y losvolúmenes del agente de sostén que se puedencolocar. Para prevenir los desbordes cuando seutiliza agente de sostén con concentracionesentre moderadas y altas, el diámetro del disparodebe ser por lo menos seis veces mayor que eldiámetro promedio de las partículas de agentede sostén. En realidad, se prefiere utilizar undiámetro que sea de 8 a 10 veces superior que eldiámetro promedio de las partículas para com-pensar posibles variaciones en el rendimiento delas cargas y la posición del cañón.
forma del orificio, y reduce drásticamente elrendimiento. Para mantener las toleranciascorrectas, las herramientas de fabricación degran precisión se construyen y se mantienen enun taller de maquinarias de última generación(arriba). Por medio de operaciones de prensa-do computarizadas se garantiza un alto nivel decalidad y se minimizan las posibles variaciones.
La fabricación de las cargas está controladapor computadora, pero existe intervención hu-mana en el manejo de los liners, la verificaciónde la existencia de grietas, las inspeccionesvisuales y la limpieza de las herramientas. Los técnicos fabrican y empacan millones decargas por año. Se utiliza un sistema de trabajoen equipo con funciones localizadas en una solaárea, lo cual facilita la eficiencia de la fabrica-ción y permite optimizar el rendimiento de lascargas. El proceso de fabricación se aceleramediante la organización en áreas de trabajodivididas en varios compartimientos, lo cualproporciona la flexibilidad necesaria para po-der ajustarse a los frecuentes cambios en los
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Punzón para elprensado del liner
Mol
dede
pre
nsad
o
Partí
cula
spu
lver
izada
s de
l lin
er
Eyector del liner
Fuerza de empuje
2Se presiona con
fuerza el liner
1Se colocan las partículas
pulverizadas del liner en el eyector
3El liner terminado
se eyecta desde el molde
Mol
dede
pre
nsad
o
liner
Eyector del liner
Linerterminado
Fuerza de prensado
6Se moldea la pólvora
explosiva a una forma cónica
Punz
ón p
ara
pre-
mol
dear
Carga del explosivo
5Se pre-moldea la pólvora explosiva
Fuerza de prensado
Punz
ón p
ara
pre-
mol
dear
Grano explosivo
4La pólvora explosiva se
coloca en el casco de carga
Pólvora explosiva
Eyector del casco
Moldede carga
Casco
Fuerza de prensado
7Se inserta el liner y
se prensa contra el explosivo
Punz
ón p
ara
inse
rtar
el li
ner
Line
r
8La carga terminada se eyecta
del molde de carga
Carga terminada
Fabricación del liner
Carga del explosivo< Fabricación de las cargas huecas. Hoy en día, lamayor parte de los liners son mezclas de partículasmetálicas pulverizadas, inhibidores de corrosión ylubricantes que facilitan el fluir de las partículaspulverizadas (arriba). En una serie de operacionesde prensado, estas partículas pulverizadas toman laforma de un cono utilizando un punzón y un moldemecánicos (centro—pasos 1-3). El armado de unacarga hueca consiste en colocar un primer en labase de un casco y verter el explosivo principal(centro—paso 4). A continuación, el explosivo principal se nivela y se prensa con grandes cargashasta alcanzar la densidad óptima (abajo—pasos 5 y 6). La carga se completa presionando un linerdentro del explosivo (abajo—pasos 7 y 8).
casco, se nivela y se prensa con una gran cargapara lograr la densidad óptima. Por último, seprensa un liner en el explosivo para completarla carga.
Si bien parece simple desde un punto devista conceptual, la fabricación de las cargashuecas requiere una gran precisión. Loscomponentes de la carga—el casco, el primer,el explosivo y el liner—deben ajustarse aestrictos estándares de calidad y deben ser fa-bricados con niveles de tolerancia muy estrictospara garantizar que los chorros perforantes seformen exactamente de acuerdo con las especi-ficaciones del diseño. El colapso de un liner nouniforme provoca irregularidades en las densi-dades, las formas y los perfiles de velocidad delas descargas, lo cual perjudica el tamaño y la
En la mayor parte de las cargas utilizadas porSchlumberger los liners sólidos han sido reem-plazados por mezclas de partículas metálicaspulverizadas y prensadas, inhibidores de corro-sión y lubricantes que facilitan el fluir de laspartículas pulverizadas. En el Centro de Com-pletaciones de Yacimientos de Schlumberger(SRC) con sede en Rosharon, Texas, los liners ylas cargas se producen en una serie de opera-ciones de prensado (abajo). Con los componen-tes pulverizados se forma un cono utilizando unpunzón mecánico. Por lo general, se utilizanpartículas pulverizadas de cobre, tungsteno, es-taño, zinc y plomo para producir la densidad dechorro y la velocidad necesarias, que son laspropiedades críticas para el rendimiento de losdisparos. El explosivo principal se vierte en un
Fabricación y prueba de las cargas
> Herramientas de fabricación. Para mantener latolerancia correcta, Schlumberger produce y man-tiene matrices, punzones mecánicos y equipos deprecisión para los que existe un taller de maquina-rias interno con los últimos adelantos tecnológicos.
Verano de 2000 67
requerimientos de las completaciones de lospozos (izquierda). Los parámetros de fabricaciónse despliegan en tiempo real para poder detectarposibles desviaciones durante el proceso.
El control de calidad se mantiene sobre todoslos materiales utilizados en la fabricación de lascargas, desde los cascos y las partículas metáli-cas pulverizadas hasta los explosivos. El controlde todas las cargas se realiza por medio de unabase de datos que incluye los números de serie,tarjetas de historial, diseños asociados e infor-mación histórica (abajo). Estos registros permi-ten controlar día a día la calidad de producciónde las cargas huecas y resalta las mejoras defabricación que influyen en el rendimiento delas cargas. Por ejemplo, ciertos procedimientosiniciados mientras se desarrollaban nuevas car-gas de penetración profunda fueron implemen-tados en otras cargas, con lo cual se logrómejorar su rendimiento.
Los sistemas de disparo se prueban deacuerdo con los procedimientos determinadospor la norma RP 43, 5ta. Edición de la Sección 1del Instituto Americano del Petróleo (API).1 Lasnuevas normas RP 19B son compatibles con laRP 43, pero se exige una mayor revisión paraprevenir inconsistencias en los blancos de dis-paro.2 La arena utilizada en los blancos de con-creto se especifica como mallado americano16/30. Este cambio, que se encuentra en procesode implementación, fue aprobado recientemen-te con el fin de solucionar discrepancias en laspruebas de profundidad de penetración origina-das en las grandes variaciones en los tamañosde los granos de arena utilizados para fabricarlos blancos de concreto.3
Schlumberger realiza las pruebas API en elSRC sobre grandes blancos de concreto (dere-cha). Estas pruebas incluyen la certificación denuevas cargas, además de la recertificación pe-riódica, para garantizar que los datos publicadosrepresenten efectivamente las cargas que seestán produciendo en ese momento. Las instala-ciones donde se realizan las pruebas API tambiénse utilizan para pruebas especiales de los clien-tes que incluyen blancos del tipo de los incluidosen la Sección 1 del API. Resultan de gran interéslas pruebas especiales que comprenden diversasgeometrías del revestidor o de la completaciónque no se encuentran dentro de la configuraciónestándar de la norma RP 43 del API.
1. El Instituto Americano del Petróleo (API) consulta con laindustria del petróleo y el gas, considera las sugerenciasy la información que recibe de las compañías de servi-cios, los operadores y las organizaciones científicas yrecomienda procedimientos para equilibrar las necesida-des, la tecnología y las opiniones de los proveedores deservicios dentro de la industria petrolera.
2. La norma RP 19R, Primera Edición, del API es una versiónrevisada de la RP 19B, según la cual las pruebas se pro-graman y se registran en el API y pueden ser presencia-das por terceros. La norma RP 19R tiene la ventaja deque las compañías fabricantes se comprometen a pro-gramar y registrar las pruebas, las que merecen unmayor grado de confianza que durante la vigencia de la norma RP 43.
3. Brooks JE, Yang W y Behrmann LA: “Effect of Sand-GrainSize on Perforator Performance,” artículo de la SPE39457, presentado en el Simposio Internacional sobreControl del Daño de la Formación de la SPE, Lafayette,Luisiana, EE.UU., Febrero 18-19, 1998.
Agua
Briqueta de prueba
Receptáculo de acero
RevestidorCañón
Cemento de 28 días
> Pruebas de las cargas huecas. En el centro SRC,Schlumberger lleva a cabo las pruebas API sobregrandes blancos de concreto (arriba). Las pruebasincluyen tanto la certificación de nuevas cargascomo la recertificación periódica de las cargas exis-tentes. Las instalaciones de pruebas API se utilizanpara pruebas especiales de clientes que incluyenblancos del tipo de los comprendidos en la Sección1 del API y pruebas que involucren distintas confi-guraciones de revestidores y completaciones depozos que difieran de las que se ajustan a laconfiguración RP 43 del API (abajo). Las com-pañías petroleras utilizan estas instalaciones y elresto del SRC en forma habitual para llevar a cabopruebas especiales.
> Funciones de la fabricación. Los equipos de técni-cos capacitados arman y empacan millones de car-gas por año. Para facilitar la fabricación eficiente y de alta calidad y el comportamiento óptimo de las cargas, las operaciones de prensado del liner yrecargado de las cargas se concentran en un sololugar (arriba). Las áreas de trabajo divididas envarios compartimientos otorgan flexibilidad y lacapacidad de responder en forma rápida a las nece-sidades cambiantes de las operaciones de disparo.Una habitación de pesaje especial se utiliza paracontrolar cuidadosamente el contenido explosivo de las cargas huecas (abajo).
> Garantía de calidad. Se mantiene un estricto con-trol de todos los materiales desde los cascos de ace-ro y las partículas metálicas pulverizadas hasta losexplosivos y las herramientas mecánicas utilizadaspara fabricar las cargas. Un despliegue en tiemporeal les permite a los técnicos identificar rápida-mente las desviaciones ocurridas en el proceso defabricación y una base de datos registra cada unade las cargas. Estos registros se utilizan para super-visar las operaciones diarias y permiten cuantificarlos avances del proceso de manera tal que los nue-vos procedimientos que afecten el rendimiento de los disparos puedan ser implementados en todo elproceso de fabricación de otras cargas.
(continúa en la próxima página)
Los disparos constituyen el punto donde lapresión se pone en contacto con la formación yse inician las fracturas. Con excepción de las téc-nicas de entrada limitada y de las que usanagentes divergentes, es importante diseñar losdisparos de manera tal que se minimice la caídade presión en todos ellos durante el bombeo y laproducción subsiguiente, incluyendo las pérdidaspor fricción en los disparos, los puntos de acuña-miento del microespacio anular y las tortuosi-dades provocadas por fracturas curvadas yfracturas múltiples o asimétricas.
Las tasas de inyección de los fluidos afectandirectamente el bombeo en la superficie y las pre-siones de iniciación de la fractura. Las tasas y laspresiones elevadas promueven la iniciación de lafractura en sitios individuales. Cuando las tasasson bajas, la presión de inyección se reduce y lasfracturas se pueden iniciar a partir de los disparosy puntos discretos alrededor del pozo. La densi-dad de disparo se calcula durante el diseño de lafractura. Una densidad de disparo mínima depen-de de varios factores: la tasa de inyección nece-saria por disparo, las limitaciones de la presión enla superficie, las propiedades de los fluidos, lostamaños de las tuberías de completación, la pér-dida de presión por fricción aceptable de los dis-paros y el diámetro del orificio de entrada (arriba).
En algunos casos, después de la cemen-tación, las pruebas de integridad de la presión enel revestidor, el desplazamiento de los fluidos deperforación o de completación, o bien como con-secuencia de las operaciones de disparo ybombeo que debilitan la adherencia hidráulica
entre el cemento y la formación (abajo) se creaun microespacio anular, lo que se debería evitardebido a los puntos de acuñamiento, o restric-ciones de flujo, resultantes.
Si existiera un microespacio anular o la posi-bilidad de inducirlo a partir de los disparos, sedeben considerar varios factores.30 Para mini-mizar los puntos de acuñamiento y reducir la tor-tuosidad de la trayectoria del flujo, los pozos coninclinaciones inferiores a 30° deberían ser agu-jereados con cañones de 180° de fase dentro delos 10° con respecto al plano preferencial defracturación (PFP, por sus siglas en Inglés). Ladirección del PFP se puede inferir a partir de lageología local o los registros de pozos.31
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10
9
8
7
6
5
4
1
00 0,2 0,4 0,6 0,8 1
Diámetro del disparo, pulg
Tasa
de
inye
cció
n po
r dis
paro
, bbl
/mln
2
3
Caída de presión de 25 lpcCaída de presión de 50 lpcCaída de presión de 100 lpcCaída de presión de 200 lpc
> Tasa de inyección comparada con el diámetro del orificio para un fluido de frac-turación a base de agua. El tamaño mínimo del orificio y la densidad de disparo paralos diseños de estimulación por fracturación dependen de la tasa de inyección pordisparo requerida, de las limitaciones de presión en la superficie, de las propiedadesde los fluidos, de los tamaños de las tuberías de las completaciones, de la pérdida por fricción aceptable en los disparos y del diámetro del orificio de entrada.
>30°
Plano preferencial de fracturación
Punto de acuñamiento
Microespacio anular
(PFP)
> Puntos de acuñamiento. Un microespacio anu-lar se origina por el debilitamiento de la adheren-cia hidráulica entre el cemento y la formación.Debido a las tortuosidades, la restricción del flujoy el aumento de presión que acompañan a losmicroespacios anulares, estos últimos y los pun-tos de acuñamiento relacionados con los mismosse deberían evitar. Si el ángulo entre los disparosy el PFP es superior a 30°, se inicia una fractura.
En los comienzos de un nuevo ciclo de produc-ción, se dispara un mínimo de dos cargas sobrelos blancos construidos de acuerdo con los es-tándares de Schlumberger utilizando transporta-dores de cañones reales en un claro (stand-off)de agua que simula las condiciones de fondo.Estos blancos de concreto tienen una resistenciaa la compresión mínima de 5000 lpc [34,5 MPa].La penetración esperada se calcula sobre labase de la Sección 1 del API y se establece unaexigencia de penetración mínima para la fabri-cación. La producción completa comienza unavez que los resultados de las pruebas indicanque se han superado los requerimientos míni-mos. Para controlar la calidad de la carga serealizan mediciones repetidas de la penetracióntotal del blanco y del tamaño mínimo y máximodel orificio de entrada.
Durante el ciclo de fabricación, se realizanpruebas periódicas para confirmar que se estánrespetando las especificaciones de funciona-miento establecidas con respecto a los están-dares de penetración y tamaño del orificio. Lasmuestras se prueban cada 240 cargas en los ci-clos largos y cada 120 cargas en los ciclos máscortos asociados con las cargas de alta tempera-tura. Para verificar la integridad del casco y elliner se realiza una prueba de vibración o caída,y también se comprueba la sensibilidad de latransferencia balística. Se realizan medicionesdetalladas acerca de todos los componentessobre grupos de cargas escogidas en forma alea-toria. Se almacenan algunas cargas de cada ciclode fabricación con el fin de realizar auditorías.Durante este período, se extraen cargas de losbunkers de almacenamiento y se disparan aintervalos regulares para comprobar los efectosde envejecimiento de las cargas. Las auditoríasinternas también verifican el funcionamientocorrecto de las cargas.
Las instalaciones del SRC destinadas a rea-lizar pruebas, si bien se utilizan principalmentepara evaluar las cargas nuevas y calificar losequipos de disparo, también están disponiblespara que las compañías petroleras hagan uso delas mismas para el planeamiento de las comple-taciones y el análisis de condiciones de pozosdifíciles. Además de mejorar el rendimiento delos cañones, la posibilidad de realizar pruebasestándares y especiales les permite a los investi-gadores y a los clientes adquirir confianza en lastécnicas de disparo, verificando que los sistemasfuncionen en forma continua en las condicionesde temperatura y presión registradas a lo largode toda la operación.
Disparos
Esfuerzo máximo
Esfuerzo mínimo
60°
Fractura
PFP
Disparos efectivos
En las pruebas de laboratorio realizadas agran escala sobre la iniciación de la fractura a tra-vés de los disparos reales, se observa que los si-tios de iniciación de las fracturas se encuentran,por lo general, en la base de los disparos y en laintersección del PFP con el hueco.32 El sitio de ini-ciación de la fractura depende de la orientaciónde los disparos en relación con el PFP. Cuandoeste ángulo es mayor de 30°, las fracturas ocu-rren en los lugares donde no existen disparos. Siuna fractura no se inicia en los disparos, el fluidoy el agente de sostén deben atravesar la interfaseentre el cemento y la formación para llegar a unafractura, con lo cual aumentan las presiones detratamiento, puede ocurrir un desborde prematuro
Verano de 2000 69
y existe la posibilidad de que se produzcan frac-turas múltiples o asimétricas.
La orientación o fase de los disparos tambiénes importante en la fracturación. La tortuosidad apartir de la trayectoria curvada de una fracturaresulta de una falta de alineación entre la orien-tación del cañón y el PFP. Los disparos orientadostienden a crear fracturas múltiples. Todos estosfactores provocan el incremento de las presionesde fracturación.33
Los pozos verticales con inclinacionesmenores de 30° se deberían disparar concañones de 180° de fase, dentro de los 10° conrespecto al PFP para aumentar el número de dis-paros abiertos a una fractura, maximizar la ampli-tud de la fractura cerca del pozo y reducir lapresión de iniciación de la fractura, o de punto de
30. Behrmann LA y Nolte KG: “Perforating Requirements forFracture Stimulations,” artículo de la SPE 39453, presen-tado en el Simposio Internacional sobre Control delDaño de la Formación de la SPE, Lafayette, Luisiana,EE.UU., Febrero 18-19, 1998.
31. Brie A, Endo T, Hoyle D, Codazzi D, Esmersoy C, Hsu K,Denoo S, Mueller MC, Plona T, Shenoy R y Sinha B:“New Directions in Sonic Logging,” Oilfield Review 10,no. 1 (Primavera de 1998): 40-55.
32. Behrmann LA y Elbel JL: “Effect of Perforations onFracture Initiation,” artículo de la SPE 20661, presentadoen la Conferencia Técnica y Exhibición Anual No 65 dela SPE, Nueva Orleáns, Luisiana, EE.UU., Septiembre 23-26, 1990.
33. Romero J, Mack MG y Elbel JL: “Theoretical Model andNumerical Investigation of Near-Wellbore Effects inHydraulic Fracturing,” artículo de la SPE 30506, presen-tado en la Conferencia Técnica y Exhibición Anual No 70de la SPE, Dallas, Texas, EE.UU., Octubre 22-25, 1995.
> Fracturación de pozos verticales y pozos muy inclinados. En los intervalos verticales y en los huecoscon inclinaciones inferiores a 30°, se recomienda utilizar los cañones con una fase de 180° dentro delos 10° con respecto al plano preferencial de fracturación (PFP) (arriba a la izquierda). Si no se conocela dirección del PFP, se debe optar por una orientación de 60° y altas densidades de disparo (abajo a laizquierda). Si la inclinación del pozo supera los 30° y el hueco se encuentra dentro del PFP o cerca delmismo, se deben utilizar cañones con una fase de 180° para disparar hacia arriba y hacia abajo (arribaa la derecha). A medida que los huecos se alejan del PFP, los intervalos agujereados deberían disminuir,por lo cual puede resultar más efectivo utilizar un ángulo de 60° en lugar de 180° (abajo a la derecha).Los disparos se deberán concentrar en intervalos cortos con máxima densidad de disparo y la orien-tación necesaria para optimizar la comunicación con una fractura dominante en cada intervalo.
ruptura. Si no se conoce la dirección del PFP, o sino es posible determinar la orientación, serecomienda un ángulo de 60° o 120°.
Cuando la inclinación del pozo es mayor de30° y un hueco se encuentra dentro del PFP ocerca del mismo, se recomienda utilizar loscañones con un ángulo de 180° orientados paradisparar hacia arriba y hacia abajo. Se puede uti-lizar la Herramienta de Disparo Orientada porCable de Acero (WOPT, por sus siglas en Inglés)para orientar cañones bajados con cable de aceroen pozos verticales y no verticales. Por otra parte,se encuentran disponibles varios métodos alter-nativos para orientar los cañones TCP. A medidaque los huecos se alejan del PFP, los intervalosagujereados deberían disminuir, por lo cualpuede resultar más efectivo utilizar un ángulo de60° en lugar de 180° (izquierda).
En el caso de pozos muy desviados y pozoshorizontales, en los que el ángulo entre el huecoy el PFP supera los 75°, los disparos se debenconcentrar en un área reducida y utilizar una den-sidad de disparo máxima con ángulos de orien-tación que optimicen la comunicación con unafractura dominante en cada intervalo.
Manejo de la producción de arena:¿control o prevención?Dependiendo de la resistencia de la formación,las tensiones de los disparos, la tasa de flujo y eltipo de fluido, la arena se puede producir con elpetróleo, el gas y el agua cuando la tasa de flujoes suficientemente elevada y existen granos dela formación no consolidados o sueltos en losdisparos o alrededor de los mismos. Las causasprincipales de la producción de arena son loscambios en la tasa de flujo relacionados con lacaída de presión, el aumento de la tensión efec-tiva debido al agotamiento de las reservas y elaumento de la producción de agua con el trans-curso del tiempo.
Para controlar la producción de arena se uti-lizan métodos mecánicos que la excluyen de losfluidos producidos. Las técnicas de prevencióntratan de minimizar o eliminar la cantidad dearena producida, además de reducir su impactosin utilizar métodos de exclusión mecánicos. Laselección entre estas opciones depende de laestabilidad de los disparos y de la formación yademás se tiene en cuenta si existe la posibilidadde predecir el fracaso de la operación de disparo.La esencia del manejo de la producción de arenaes la cuantificación del riesgo de producción, locual les permite a los operadores decidir si sedebe implementar un sistema de control o de pre-vención y cómo y cuándo hacerlo (arriba).
Existen diversos métodos que permiten pre-decir la estabilidad del túnel de los disparos a lolargo de la vida de un pozo. Los modelos teóricosde estabilidad del hueco adaptados a los dis-paros resultan útiles a medida que se modificanlas condiciones de tensión debido a la caída de lapresión y al agotamiento de las reservas.34 Losmétodos experimentales comprenden pruebas denúcleos del yacimiento o de rocas de afloramien-tos con propiedades similares.35 Los criterios parapronosticar la producción de arena basados en elhistorial de producción, que es la técnica másampliamente utilizada, confían en la experienciaobtenida en otros pozos y la correlación de laresistencia de la roca para calibrar los modelosteóricos y poder seleccionar entre los sistemasde control o prevención.36
El disparo como sistema de control, parte dela suposición de que la producción de arena esinevitable y que será necesario colocar empaquesde grava, fracturas empacadas u otras técnicasmecánicas para eliminar la arena del flujo de pro-ducción. El disparo debe tener en cuenta el nivelde desbalance adecuado para minimizar la caídade presión, y remover toda la arena suelta paralimpiar los túneles de los disparos y poder realizarun emplazamiento óptimo de la grava. Como sis-tema de prevención, el diseño de los disparos
tiende a evitar la producción de arena a lo largode la vida de un pozo. Una decisión correctaafecta tanto los costos iniciales como la tasa deproducción y la recuperación total del pozo.
Requisitos del control de la producción dearenaHabitualmente se cree que en las formacionesdébiles y no consolidadas no existen disparosabiertos en la formación, con lo cual la únicaabertura para emplazar la grava sería el huecoque atraviesa el revestidor y el cemento. Estateoría general sostiene que si las formacionesson débiles y se produce arena junto con hidro-carburos, existen pocas posibilidades de queexistan túneles abiertos. Sin embargo, tanto laspruebas de un solo disparo como las de disparosmúltiples demuestran que esa regla no se cumpleen todos los casos. Por el contrario, la investi-gación indica que la definición de los disparos enlas arenas débiles depende fundamentalmentede la resistencia de la roca, pero también deotros factores, como la tensión efectiva, el des-balance, la distancia entre los disparos adya-centes y los fluidos en los espacios de los porosy en el hueco.
Cuando los túneles de los disparos no estándefinidos, el objetivo de disparar para realizar operaciones convencionales con empaques degrava consiste en minimizar la caída de presión entodo el hueco relleno de grava en el revestidor yel cemento. Esa caída de presión está determina-da por el área total abierta al flujo—el área dehuecos individuales multiplicada por el númerototal de disparos—, la permeabilidad de la gravay la tasa de flujo por disparo. En las pruebas rea-lizadas sobre muestras de núcleos se observa quecuando los túneles se encuentran definidos, losresiduos y los finos de la formación pueden perju-dicar la permeabilidad de la grava (derecha). Elobjetivo consiste en minimizar el daño inducido yel deterioro del empaque de grava.
70 Oilfield Review
Manejo de la producción de arena(pozos revestidos y con disparos)
Cuantificación del riesgo de producción de arena
Control de producción de arena (métodos de exclusión)
Aumento de la resistencia de la arena
Identificación y minimización de las fuentes de deterioro de la productividad
Prevención de producción de arena
Métodos de disparo para minimizar el riesgo de producción de arena
Aumento de los costos
Riesgo aceptableRiesgo inaceptable
> Arbol de decisiones en el manejode la producción de arena. CementoArena de
formación
Túnel del disparo
Empaque de grava
Malla ranurada
Revestidor
Región A
Región B
Región C
Región A
Región B
Región C
>Disparos para el control de la producción de are-na. Se supone que los túneles de los disparos no es-tán definidos y tienen poca o ninguna abertura enlas formaciones débiles (arriba). Un orificio ideal lim-piado a mano en el laboratorio no presenta ningúnresiduo de roca inducido por el disparo y los detritosy la grava colocada casi no se mezclan entre sí,como se observa en las imágenes obtenidas con elmicroscopio de escaneo de electrones (SEM, porsus siglas en Inglés) (centro). En una prueba de unsolo disparo, los detritos del disparo se mezclan con la grava y taponan el empaque (abajo).
Verano de 2000 71
Antes de colocar el empaque de grava sedebe eliminar el daño de los disparos, los finos dela formación y los detritos de las cargas, para locual los mejores métodos consisten en dispararcon un desbalance de presión y activar el flujo.Para evitar el colapso del orificio y una produc-ción catastrófica de arena durante el disparo, sedeberá seleccionar el máximo desbalance de pre-sión. Si se dispara con el orificio de superficieabierto se garantiza que el flujo posterior al dis-paro transporte los residuos hacia el hueco. Sedeben tomar las precauciones necesarias paramanejar la producción transitoria de arena que seproduce en la superficie hasta que los disparos selimpian totalmente. Cuando la caída de presión yla tasa de flujo por disparo son bajas, se puedenutilizar cargas de penetración profunda. Este tipode cargas causan menos daño localizado y menorcantidad de residuos y proporcionan un radioefectivo del hueco más grande, lo que reduce lacaída de presión. Como ocurre en las aplica-ciones de fracturación, el diámetro de los dis-paros debe ser entre 8 y 10 veces superior que eldiámetro de la grava.
Durante las operaciones para el controlhidrostático del pozo se debería evitar exponerlas formaciones a fluidos de completaciones per-judiciales o a materiales de control de pérdidasde circulación (LCM, por sus siglas en Inglés) y alos químicos. El daño en los disparos abiertos seobservó en diversas pruebas realizadas en blo-ques de areniscas Berea que fueron agujereados,abiertos al flujo, taponados con LCM y luegoreabiertos al flujo.37 Cuando se debe matar unpozo, es mejor utilizar salmueras no perjudicialeso solventes mutuos.
En el método convencional de empaque degrava dentro del revestidor es necesario realizartres operaciones: colocar un empacador defondo, disparar y hacer circular grava por detrásde las mallas de empaque. Las desventajas deeste sistema consisten en la larga duración delas operaciones y la potencial formación de dañoprovocado por la pérdida de fluido o LCM. En la
actualidad, se pueden operar los cañones y losaccesorios de la operación de empaque de gravaen un solo paso. El sistema PERFPAC es unmétodo destinado al control de arena en una solaoperación que limita la pérdida de fluidos, reduceel daño de la formación y permite ahorrar tiempo(arriba).
Además de los empaques de grava internos,los disparos desempeñan un papel importante enlas aplicaciones externas para el control dearena, como fracturas empacadas y losempaques de grava sin mallas.38 Las exigenciasde los disparos con respecto a las fracturasempacadas son las mismas que para losempaques de grava internos, ya que es másimportante minimizar la caída de presión a travésdel empaque y controlar la producción de arenaque crear fracturas largas. Sin embargo, paracrear un empaque externo es importante lograrun emplazamiento correcto del agente de sostén.
34. Bruce S: “A Mechanical Stability Log,” artículo de laSPE 19942, presentado en la Conferencia de Perforaciónde las IADC/SPE, Houston, Texas, EE.UU., Febrero 27-Marzo 2, 1990. Weingarten J y Perkins T: “Prediction of SandProduction in Gas Wells: Methods and Gulf of MexicoCase Studies,” artículo de la SPE 24797, presentado enla Conferencia Técnica y Exhibición Anual No 67 de laSPE, Washington, DC, EE.UU., Octubre 4-7, 1992. van den Hoek PJ, Hertogh GMM, Kooijman AP, de Bree P,Kenter CJ y Papamichos E: “A New Concept of Sand Production Prediction: Theory and LaboratoryExperiments,” artículo de la SPE 36418, presentado en la Conferencia Técnica y Exhibición Anual No 71 de la SPE, Denver, Colorado, EE.UU., Octubre 6-9, 1996.Kooijman AP, van den Hoek PJ, de Bree P, Kenter CJ,Zheng Z y Khodaverdian M: “Horizontal WellboreStability and Sand Production in Weakly ConsolidatedSandstones,” artículo de la SPE 36419, presentado en laConferencia Técnica y Exhibición Anual No 71 de la SPE,Denver, Colorado, EE.UU., Octubre 6-9, 1996.Blok RHJ, Welling RWF, Behrmann LA y Venkitaraman A:“Experimental Investigation of the Influence ofPerforating on Gravel-Pack Impairment,” artículo de laSPE 36481, presentado en la Conferencia Técnica yExhibición Anual No 71 de la SPE, Denver, Colorado,EE.UU., Octubre 6-9, 1996.
35. Behrman L, Willson SM, de Bree P y Presles C: “Field Implications from Full-Scale Sand ProductionExperiments,” artículo de la SPE 38639, presentado en la Conferencia Técnica y Exhibición Anual No 72 dela SPE, San Antonio, Texas, EE.UU., Octubre 5-8, 1997.Presles C y Cruesot M: “A Sand Failure Test Can CutBoth Completion Costs and the Number of DevelopmentWells,” artículo de la SPE 38186, presentado en la Confe-rencia Europea sobre Daño de la Formación de la SPE,La Haya, Holanda, Junio 2-3, 1997.
36. Venkitaraman A, Li H, Leonard AJ y Bowden PR:“Experimental Investigation of Sanding Propensity forthe Andrew Completion,” artículo de la SPE 50387, pre-sentado en la Conferencia Internacional sobre Tecno-logía de Pozos Horizontales de la SPE, Calgary, Alberta,Canadá, Noviembre 1-4, 1998.
37. Mason et al, referencia 23.38. Behrmann y Nolte, referencia 30.
Cañoneo Empaque de grava
Herramienta IRIS de doble válvula
Empacador superior de engravado
QUANTUM
Mallas
Empacador inferior
Herramienta de liberación explosiva
del cañón
Cañón TCP
Disparos
Herramienta IRIS de doble válvula
Empacador superior QUANTUM
de empaque de grava
Mallas
Empacador inferior
Cañón TCP
> Empaque de grava en una sola operación. Un equipamiento habitual para el sis-tema PERFPAC incluye un cañón TCP con liberación automática del explosivo, unempacador de fondo, mallas para el control de arena, un empacador de grava conuna válvula charnela, sondas de presión y registradores, cabeza de disparo y unaválvula de pruebas para sarta de perforación doble. Los cañones TCP se posicio-nan, se disparan, se liberan y desechan (izquierda). A continuación se vuelve aposicionar el equipo de manera que las mallas se encuentren frente al intervaloagujereado (derecha). Se coloca el empacador superior QUANTUM de empaquede grava y se inyecta grava por detrás de la malla. Luego se desengancha la sartade trabajo, y se dejan las mallas empacadas en el lugar correspondiente. Lasoperaciones se realizan en un ambiente controlado para que las formaciones nose vean expuestas a sobrepresión, LCM o fluidos perjudiciales.
Los orificios grandes con alta densidad de dis-paro—12, 16, 18 ó 21 dpp—y ángulo de orien-tación de 60° ó 45° maximizan el área de flujo eimpiden el desborde del agente de sostén, uobturación, en los disparos.
En los empaques de grava sin mallas, la for-mación se consolida con resinas y luego se frac-tura. El agente de sostén inyectado en la fracturaimpide la producción de arena de la formación.Debido a que el agente de sostén no rellena losdisparos, los requisitos de la operación de dis-paro son más parecidos a los de las estimula-ciones convencionales por fracturaciónhidráulica: la longitud del intervalo agujereadodebe ser limitada; los disparos que no se comu-nican con la fractura pueden producir arena ydeben ser eliminados o minimizados; el diámetrodel orificio debe ser de 8 a 10 veces más grandeque el diámetro del agente de sostén y los dis-paros con una fase comprendida entre 0 y 180°se deben orientar dentro de los 30° del PFP.
Prevención de la producción de arenaLa producción de arena en las formaciones noconsolidadas y en algunas formaciones consoli-dadas pero débiles se origina en el colapso deltúnel o en la falla de la formación entre los dis-paros. Para evitar problemas subsiguientes quepodrían perjudicar la productividad y rentabilidady limitar las opciones de intervención en los
pozos, las medidas de prevención de la produc-ción de arena deben tener en cuenta los cambiosocurridos en las tasas de producción, el estado detensiones de la formación y la producción deagua. Una vez que se determinan la estabilidadde la formación y los umbrales de la falla del dis-paro por medio de simulaciones, pruebas de la-boratorio o análisis de datos históricos, losmétodos de disparo se utilizan para minimizar laproducción de arena.39 El uso de sistemas de pre-vención implica la aceptación de un riesgo relati-vamente bajo de producción de arena.
Las cargas de hueco grande más poderosas, elángulo de fase y un nivel excesivo de desbalancecontribuyen al aumento del daño provocado porlos disparos y a que se produzcan fallas entre losmismos. Para prevenir la producción de arena, eldiseño de los disparos debe tratar de minimizar eltamaño del orificio en la formación, la caída depresión en los intervalos agujereados y la tasa deflujo por disparo. Por otra parte, los disparosdeben encontrarse a la mayor distancia posibleentre sí. Cuando existe un gran contraste de ten-siones en la formación y se conocen las direc-ciones de los esfuerzos, los disparos orientadosutilizando diversos sistemas pueden incrementarla estabilidad de los túneles aprovechando lasdirecciones de los esfuerzos mínimos. 40 El disparoselectivo puede evitar las zonas o las forma-ciones débiles por completo.
Debido a que los disparos de diámetroreducido son más estables que aquellos creadospor cargas de hueco grande, para la prevenciónde arena se recomienda utilizar las cargas depenetración profunda. Esto también minimiza eldaño ocasionado por el disparo, otorga mayorestabilidad durante la caída de presión y el ago-tamiento, y aumenta la distancia entre los dis-paros. Cuando se utilizan densidades de disparomás elevadas, la caída de presión, la tasa deflujo y las fuerzas de arrastre de cada disparo semantienen por debajo del valor crítico y se mini-miza la erosión de la formación.
El disparo con desbalance óptimo reduce eldaño y evita el arenamiento provocado por fallascatastróficas del túnel que podrían atascar loscañones. Las simulaciones de estabilidad de losdisparos permiten determinar los límites de des-balance que mantienen la caída de presión pordebajo del límite crítico de falla de la formación.Las técnicas que utilizan un solo disparo y laspruebas de flujo efectuadas sobre los núcleos,pueden confirmar cuáles son los valores de des-balance que permiten prevenir el transporte dearena, cuantificar el impacto del incremento en laproducción de agua y, por lo general, verificar laestabilidad de la formación y del disparo (abajo).
Además de la inestabilidad del disparo indi-vidual, la vinculación entre las zonas de fallaalrededor de los disparos adyacentes, determi-nada por la distancia entre los disparos, lleva alcolapso de la formación y a la producción dearena. Cuando los huecos son más pequeños y ladensidad de disparo es menor aumenta el espa-ciamiento de los disparos, pero se produce elefecto indeseado de que se incrementa la tasade flujo y la caída de presión por cada disparo, locual hace aumentar el transporte de materialproveniente de la falla de la formación y puedeprovocar producción de arena.
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4000
3000
2000
1000
0 2000Presión del yacimiento, lpc
Caída de presión segura
1000
Pres
ión
del h
ueco
, lpc
400030000
Falla de la formación
> Estabilidad del orificio. Para la prevención dearena, el análisis de estabilidad puede determi-nar una envolvente operativa segura para lacaída de presión durante la producción queservirá para prevenir la falla del orificio y la vin-culación de las zonas de falla alrededor de losdisparos adyacentes.
0° 300° 360°240°180°120°60°
L1
L2
L3
> Optimización de la fase para la prevención de la producción de arena. Lafase real de los disparos en la formación depende del radio del hueco y de la densidad de disparo. Un nuevo método desarrollado y patentado por Schlumberger permite diseñar cañones con un ángulo de fase que maximizalas distancias (L1, L2 y L3) entre los orificios. El objetivo de una densidad dedisparo determinada consiste en preservar la formación involucrada tantocomo sea posible sin perjudicar la tasa de flujo por disparo.
Verano de 2000 73
Se ha desarrollado un método para diseñarcañones con la fase óptima y la distancia máximaentre los orificios destinado a reducir aún más elriesgo de colapsos en la formación entre los dis-paros (página previa, arriba).41 Al ajustar elángulo de fase para un radio de hueco dado y unadensidad de disparo determinada, se puedeincrementar la distancia entre los disparos paraevitar la interacción entre los disparos adya-centes. La optimización de la fase minimiza lasinterferencias y la vinculación con las zonasdañadas adyacentes, lo cual reduce el riesgo defalla de la formación sin perjudicar la tasa deflujo por cada disparo.
La efectividad de utilizar un ángulo de faseóptimo quedó demostrada en el campo Magnusde BP Amoco ubicado en el Mar del Norte. Laestrategia original consistía en utilizar cañonescon 6 dpp y un ángulo de fase de 60° (abajo). En1997, se cambió por un ángulo óptimo de 99°manteniendo la misma densidad de disparo y tipode carga. Los pozos agujereados con los nuevoscañones tuvieron menos problemas relacionadoscon la producción de arena. El aumento del espa-ciamiento de los disparos para lograr el ánguloóptimo del cañón resulta fundamental com-parado con el ángulo estándar. En el caso delcampo Magnus, suponiendo que se utiliza uncañón centralizado, se incrementó el espacia-miento mínimo entre los disparos de 4,88 a 7,61pulgadas [12,4 a 19,4 cm]—un aumento del56%—mediante el cambio de fase de 60 a 99°.
En las aplicaciones para prevención de produc-ción de arena se prefiere utilizar el desbalance y elángulo de fase óptimos junto con cargas de pene-tración profunda. Los cañones con densidad dedisparo ultraelevada con penetración profundatambién se han utilizado para prevenir el arena-miento en rocas débiles pero consolidadas. Detodos modos, a pesar del uso de técnicas de dis-paro para la prevención de arena, el flujo de pro-ducción puede transportar volúmenes limitados dedetritos desde las zonas trituradas y los túneles delos disparos. Como en el caso del control de arena,es necesario tener en cuenta la producción transi-toria de arena en la superficie hasta que se lograla limpieza completa de los disparos.
Una estrategia global de disparoEl campo Britannia es un yacimiento de gas ubi-cado en el Mar del Norte y operado por Conoco yChevron (izquierda). Antes de que los pozos fuerancompletados, las principales preocupaciones eranla producción potencial de arena—estabilidad delos disparos—y el nivel de desbalance de presiónóptimo durante el disparo para minimizar o elimi-nar el daño ocasionado por el disparo. Para deter-minar cuáles eran las condiciones óptimas dedesbalance se utilizaron modelos teóricos sobre labase de las propiedades de la formaciónderivadas de los registros. Con la informacióndetallada de los registros de permeabilidad, se lle-varon a cabo numerosas simulaciones para eva-luar los cañones, las cargas, las densidades dedisparo y las estrategias de disparo. A partir deestas simulaciones, los diseños finales de lascompletaciones incluyeron diseños específicos decargas y densidades de disparo para las diversassecciones de la formación, en lugar de utilizar laspropiedades promedio para determinar losparámetros de los disparos.42
En líneas generales, los cuatro aspectos fun-damentales de los disparos que tienen mayorimpacto sobre la productividad y desempeñan unrol importante en cuanto al éxito de la com-pletación del pozo son: las dimensiones del dis-paro (longitud y diámetro), la densidad dedisparo, los ángulos de fase y el nivel de dañoprovocado por los disparos. Para seleccionar losparámetros del sistema de cañón para la opti-mización de la completación, se realizó un análi-sis teórico de la eficiencia de la completación pormedio de programas de análisis de compor-tamiento del pozo o análisis NODAL. En el estu-dio del campo Britannia, también se tuvieron encuenta las variaciones de la litología. Medianteel uso de los datos de registros y núcleos se pudodeterminar la productividad de las distintascapas individuales tomando como base la con-ductividad y el daño de la formación. Se
39. Venkitaraman A, Behrmann LA y Noordermeer AH:“Perforating Requirements for Sand Prevention,” artículode la SPE 58788, presentado en el Simposio Internacio-nal de la SPE sobre Control del Daño de la Formación,Lafayette, Luisiana, EE.UU., Febrero 23-24, 2000.
40. Sulbaran AL, Carbonell RS y López-de-Cárdenas JE:“Oriented Perforating for Sand Prevention,” artículo dela SPE 57954, presentado en la Conferencia Europeasobre Daño de la Formación de la SPE, La Haya,Holanda, Mayo 31- Junio 1, 1999.
41. Behrmann LA: “Apparatus y Method for Determining anOptimum Phase Angle for Phased Charges in a Perfora-ting Gun to Maximize Distances Between Perforations ina Formation,” Patente de EE.UU., No. 5.392.857 (Febrero 28, 1995).
42. Underdown DR, Jenkins WH, Pitts A, Venkitaraman A y LiH: “Optimizing Perforating Strategy in Well Completionsto Maximize Productivity,” artículo de la SPE 58772, pre-sentado en el Simposio Internacional de la SPE sobreControl del Daño de la Formación, Lafayette, Luisiana,EE.UU., Febrero 23-24, 2000.
Aumento delesfuerzo
Falla de laformación
Orientación 60° Orientación 99°
> Fase óptima. La fase óptima fue utilizada con todo éxito en el campo Magnus de BP Amoco en el Mar del Norte para impedir la falla de la formación entre los disparos. La estrategia comprendíacañones de 33⁄8 pulgadas con 6 dpp con un ángulo de fase de 60° (izquierda). En 1997 se cambió a 99° manteniendo la misma densidad de disparo (derecha). Los pozos agujereados con los nuevoscañones tuvieron menos problemas relacionados con la producción de arena.
N
BraePiperClaymore
BuchanBeatrice
Montrose
Britannia
Forties
Fulmar
Aberdeen Erskine
Lomond
U K
> Ubicación del campo Britannia.
realizaron simulaciones numéricas de productivi-dad para cada capa a los efectos de determinarlos parámetros óptimos respecto de la densidadde disparo, las condiciones de penetración y eldesbalance (arriba) y se determinó una orien-tación aceptable para el cañón.
La adopción de la pautas corrientes conrespecto al desbalance conducen al uso degrandes diferencias de presión en las zonas dealta resistencia y baja permeabilidad. Esto setuvo en cuenta durante el estudio del campoBritannia en las pruebas de un solo disparo y enlas pruebas de flujo realizadas sobre rocas del
y el desbalance de presiones determinado a partirde las simulaciones. La estrategia de disparo paraeste campo fue seleccionada sobre la base de losresultados de este estudio. A partir del compor-tamiento del flujo en los núcleos del yacimientoagujereados se pudieron verificar las conclusionesprevias acerca de la sensibilidad de la formacióna los fluidos ácueos del hueco—salmuera—y seconfirmó la estabilidad de los disparos bajo condi-ciones de limpieza y desbalance pronunciado. Conun desbalance de 1000 lpc [6,9 MPa] en las prue-bas de las muestras de afloramientos se com-probó un bajo nivel de daño causado por eldisparo. El análisis del comportamiento despuésde la completación indica un factor de daño entrebajo y negativo en 12 pozos. Este método permitedeterminar el mejor diseño de disparo para cadacompletación y, además, enfatiza la necesidad deestudiar el desbalance óptimo, especialmente enlas formaciones de gas, para las mejores estrate-gias globales de completación.
Opciones de cañones y formas detransporteLas cargas huecas están colocadas en cañones yse bajan hacia el fondo del pozo hasta alcanzar laprofundidad correcta por medio de cables deacero, líneas de arrastre, tuberías de producción,sartas de perforación y tubería flexible. Existendos categorías de cañones: los desechables ysemidesechables y los sistemas recuperablesentubados (próxima página). Los cañones delprimer grupo, tales como los sistemas Enerjet yPivot Gun, se utilizan en operaciones realizadas através de las tuberías de producción y se bajancon cable de acero eléctricos y línea de arrastre.En este tipo de cañones, las cargas están expues-tas a las condiciones del pozo y se deben encap-sular en contenedores separados y resistentes ala presión. Una vez efectuado el disparo, los resi-duos de estos cañones descartables quedan en elpozo. Los sistemas recuperables entubados sonbajados con cable de acero o línea de arrastre,
74 Oilfield Review
Intera
cción
del ch
orro c
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fluido
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Presió
n máxi
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Fin de
la pe
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Fluido
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ueco
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a al ca
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Reacci
ón de
l yacim
iento
Se abre
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vula d
e la Herr
amien
ta X
Se form
a la c
ola de
l chorr
oRespuesta de la columna de fluido
Ocurrencia de los eventos del disparo luego de la detonación de la carga
10 100 1000microsegundos milisegundos
Tiempo
1 10 100 1000
Respuesta del yacimiento
> Tiempos en la secuencia de los eventos del disparo. Los sistemas de disparo actuales no se limitan a bajar y disparar las sartas de cañones. Con frecuencia, estos sistemas instalan los empacadores,comienzan las pruebas de presión, disparan más de un intervalo e inician las funciones de la herra-mienta de fondo; todo en una sola operación. Por ejemplo, los tiempos de la detonación de la carga, las vibraciones resultantes, la respuesta del yacimiento y las funciones de las herramientas se encuentran coordinadas para garantizar que los cañones caigan hasta el fondo del hueco.
X300
X200
X100
X0001.000
Desbalance, lpc
Prof
undi
dad,
pie
s
Permeabilidad, mD10.000 0 300
Zona
BC
Espesor de la formación, pies
10,510
Permeabilidad, mD
98,5620,3
Esfuerzo ilimitado, lpc
89289346
Porosidad, %
1,7713,54
Caída de presión, lpc (tasa, MMpcs/D)Tasa 1 Tasa 2 Tasa 3 Tasa 4227 (20)259 (5)
822 (40)643 (10)
1739 (60)1181 (15)
3401 (80)1935 (20)
Espesor del daño alrededor del hueco,
pulg
246810
no se aplica4,914,384,033,68
no se aplica4,994,403,713,12
0,7960,6460,5730,526
no se aplica
0,8970,7110,6190,527
no se aplica
Indice de productividad, MMpcs/D/100 lpc
5 dpp, carga A 12 dpp, carga X 5 dpp, carga A 12 dpp, carga XZona C (20,3 mD)Zona B (98,56 mD)
< Optimización de las estrategias de disparo. En el campo Britannia se tuvieron en cuenta lasvariaciones de litología en lugar de utilizar las pro-piedades promedio del yacimiento. La zona B pre-sentaba mayor daño de formación a mayor pro-fundidad comparada con la zona C. En la zona Bse utilizó la carga A a razón de 5 dpp, arrojando unaumento de la productividad del 15 %. En la zonaC se utilizó la carga X a razón de 12 dpp, lográn-dose un aumento de la productividad del 10%.
yacimiento y rocas de afloramientos en el labora-torio de flujo avanzado en el SRC de Rosharon,Texas. Otro tema de preocupación es la produc-ción potencial de arena provocada por el colapsode los disparos, lo que también fue consideradoen los estudios de un solo disparo en los que sesimularon los esfuerzos y las condiciones defluencia del fondo.
Las pruebas de laboratorio confirmaron laspredicciones teóricas en cuanto al desbalance y laestabilidad de los disparos. Los núcleos delyacimiento y de los afloramientos fueron agujerea-dos utilizando las condiciones de fondo simuladas
43. En junio de 1999 se disparó con éxito el cañón más largohasta el momento (un HSD especial de diámetro variable)en el Pozo M-16 en el campo Wytch Farm de BP Amocoen el sur de Inglaterra. Esta sarta de cañones que marcaun récord mundial tiene una longitud de 2616 m [8583pies] desde el tope hasta el fondo y dispara con más de25.000 cargas de penetración profunda CleanSHOT.
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tuberías de producción o sartas de perforaciónoperadas por equipos de perforación y reparacióno unidades para entubar contra presión, o bien portubería flexible con o sin línea eléctrica. En estoscañones, las cargas y la mayor parte de los detri-tos se encuentran contenidas dentro de trans-portadores huecos de acero que son recuperados,o liberados y abandonados en el fondo una vezcompletada la operación.
Los cañones que operan a través del revesti-dor y las tuberías de producción, tanto loscañones desechables/semidesechables como lossistemas recuperables entubados, se bajabananteriormente con cable de acero, pero a princi-pios de la década del 80 adquirieron gran popu-laridad los cañones de Alta Densidad de DisparoHSD bajados con la tubería de producción (TCP).El tamaño y la longitud de los cañones que
operan a través de las tuberías o del revestidor ylos cañones HSD se encuentran limitados por eldiseño de la completación del pozo y elequipamiento de superficie para el control de lapresión. El uso de desbalance también está limi-tado cuando los cañones se corren con líneaseléctricas. Los cañones bajados con las tuberíasde producción ofrecen una amplia variedad deopciones y permiten desbalance simultáneo paradisparar en intervalos prolongados.43
Hoy en día, la tecnología de disparo no seencuentra limitada a las operaciones tradi-cionales de bajar las pistolas o cañones y efec-tuar los disparos. Por el contrario, los sistemasde disparo constituyen una parte integral delequipo de completación del pozo y de las opera-ciones de completación diseñadas para realizaroperaciones múltiples en las completacionespermanentes, como colocar empacadores,realizar pruebas de presión, disparar uno o másintervalos e iniciar las funciones de las herra-mientas; todo ello en una única operación. Lostiempos de los eventos de disparo, como la deto-nación de las cargas, las vibraciones resultantesy la liberación del cañón, se utilizan para garan-tizar que los cañones TCP se liberen y caiganinclusive en los pozos muy desviados (páginaprevia, abajo). Los cañones han sido liberados ydesechados con éxito en pozos con desviacionesde hasta aproximadamente 84°.
Operaciones de fondo—La línea de Herra-mientas X (X-Tools) de completación y disparohan sido diseñadas para realizar funcionesespecíficas como desenganche rápido y caída delas sartas de cañones una vez completado el dis-paro y la apertura de las válvulas. Estas incluyen:la herramienta WXAR, transportada con cable deacero o tubería flexible activada por explosióncon desenganche automático, la herramientaSXAR, activada por explosión con desengancheautomático, la herramienta MAXR de un solodiámetro, anclada con desenganche porexplosión, la válvula de producción activada porexplosión SXPV y la herramienta SXVA, conabsorbente de vibraciones verticales y activadapor explosión. Todas estas funciones se inicianpor medio de un explosivo que actúa en la mismacadena balística que los cañones. Estos disposi-tivos explosivos se activan después del disparode los cañones, lo cual aumenta en gran medidala versatilidad de las operaciones de com-pletación y disparo.
Longitud del cañón y disparo sin matar los po-zos—Tanto el peso total de las sartas largas decañones como el descenso y recuperación de loscañones bajo presión restringen las operacionesde disparo en las que se utilizan cables de acero,tuberías flexibles o tuberías de producción. Sin
Enerjet recuperable
Enerjet expansible
Enerjet estándar
Cañones desechables y semidesechables
Sistemas recuperables entubados
Cerrado111/16 pulg
Desplegado3,79 pulg
Cañón HSD de 1,56 pulg 4 dpp
fase cero
Cañón HSD de 2,0 pulg 6 dpp,
faseespiralada de 60˚
Cañón HSD de 2,25 pulg 6 dpp,
faseespiralada de 60˚
Bigshot de 5,85 pulg 18 dpp,
fase 120˚/60˚
Empaquetado de carga patentado
Bigshot de 6 5/8 pulg 18 dpp, fase
120˚/60˚g
Cañón Pivot
Tubería
Revestidor
> Tipos de cañones. Cañones desechables y semidesechables y sistemas recuperables entubados. Ala derecha se observan algunos ejemplos. Los cañones desechables y semidesechables son bajadoscon cable de acero o línea de arrastre a través de las tuberías de producción. Las cuerdas detonantesse encuentran expuestas a las condiciones de fondo, de manera que las cargas se encapsulan encontenedores resistentes a la presión. Los cañones descartables que se bajan a través de la tubería de producción, generan residuos, los que permanecen en el pozo una vez terminada la operación. Lossistemas recuperables entubados, o cañones de revestidores, son bajados con cable de acero, tuberíade producción o tubería flexible y se pueden diseñar de manera tal que retengan los residuos dentrodel tubo transportador. La detonación ocurre dentro del tubo transportador bajo presión atmosférica.
embargo, estas limitaciones se superan utili-zando los sistemas permanentes de completacióny disparo (PCP, por sus siglas en Inglés).
El sistema de cañones apilables GunStack,también denominado CDAD (Conjunto de Fondopara Completaciones y Desconexión), permiteensamblar en el fondo varias secciones decañones hasta cualquier longitud con o sin el usode un equipo de perforación o terminación. Esteequipamiento se puede bajar y recuperar conlínea de arrastre, cable de acero eléctrico otubería flexible y permite disparar con desba-lance en intervalos prolongados en una solacarrera. Por otra parte, las secciones del cañón sepueden recuperar sin matar el pozo cuandoresulte necesario, por lo cual este sistema sepuede utilizar para disparar pozos sin interrumpirla producción. En combinación con las técnicasdel tipo WXAR o MAXR, el sistema GunStack, oel CDAD, también permiten correr los cañones ensecciones de acuerdo con la longitud disponibledel lubricador y la capacidad de carga del métodode transporte e instalación.
La primera sección del cañón se corre y seconecta a un ancla de fondo, tapón obturador oempacador colocado con cable de acero para uncontrol preciso de la profundidad. La sarta decañones también se puede asentar sobre el fondodel pozo. En esta configuración, la sarta no seencuentra anclada. Las secciones consecutivasse ensamblan y se conectan una encima de laotra hasta que se alcanza la longitud necesaria.Los cañones se pueden desconectar en cualquiermomento en forma mecánica. Por otra parte, losconectores se desconectan automáticamentedespués de un retraso que se produce despuésde la detonación del cañón, lo cual impide que lassecciones se muevan hacia arriba durante ladetonación y suaviza la oleada inicial causadapor el desbalance, Además, permite disparar lospozos con el máximo nivel de desbalance.
El sistema de Inserción de la Completación yRecuperación bajo Presión CIRP fue diseñado demanera tal que todo el proceso de ensamble delas sartas de cañones en la superficie, así comola introducción de los cañones en los pozos y laextracción y desarmado de los mismos se puedanrealizar sin matar los pozos. El sistema CIRP per-mite bajar una sarta larga de cañones en los po-zos bajo presión utilizando cable de acero otubería flexible, por lo cual se puede disparar latotalidad de un intervalo en una sola operación ycon un desbalance apropiado. Al poder recuperary desarmar los cañones bajo presión ya no haynecesidad de aumentar la profundidad final delpozo para alojar los cañones desechados ni dematar los pozos después del disparo. El sistemaCIRP se utiliza con cañones de 2 a 4,5 pulgadas
de diámetro. Se han corrido cañones de 610 m[2000 pies] de largo con un máximo de 60conectores.
La Válvula de Aislamiento de la FormaciónFIV, integrada dentro del diseño de completaciónpermanente, permite bajar en los pozos sartas decañones de gran longitud sin necesidad de con-trolar la sobrepresión hidrostática. Se trata deuna válvula de completación de diámetro pleno,que normalmente se corre por debajo de unempacador permanente, y actúa como unaválvula lubricadora en el fondo del pozo que aislalos intervalos agujereados de la columna de pro-ducción que se encuentra encima. La longitud delcañón por bajada está limitada sólo por lasrestricciones de la carga admitida por el métodode transporte utilizado.
Una vez terminada la operación de disparo,los cañones se levantan por encima de la herra-mienta FIV, que se cierra por medio de un meca-nismo de cambio de posición que se encuentra alfinal de la sarta de cañones. La presión del pozose alivia a través de una válvula de purga y serecuperan los cañones. A continuación se abre laherramienta FIV para iniciar la producción, apli-cando una secuencia predeterminada de ciclosde presión. La herramienta FIV se puede abrir ycerrar un número infinito de veces con un meca-nismo de cambio de posición. Este sistema deválvula fue desarrollado para el campo Andrewde BP Amoco ubicado en el Mar del Norte.44
A partir del éxito de la herramienta FIV se di-señó la válvula de aislamiento al tope de la cañe-ría corta (LTIV, por sus siglas en Inglés), que operabajo los mismos principios. La LTIV es una válvulaesférica de pleno diámetro que aisla lasformaciones de los fluidos de completación unavez que una zona ha sido completada con unatubería corta no cementada. La herramienta LTIVse corre directamente por debajo del empacadordel colgador de la tubería corta y se puede abriry cerrar tantas veces como sea necesario. Unavez que la válvula esférica está cerrada, la for-mación queda aislada del fluido de completaciónhasta que el pozo se encuentra listo para iniciarla producción. La válvula mantiene la presiónexistente por encima y por debajo, lo cual la haceadecuada para su uso como barrera a largo plazo.
Pozos muy desviados—En los pozos muydesviados y en los pozos horizontales, puedeocurrir que el cable de acero no permita eldescenso de los cañones si no se utiliza unmecanismo de arrastre. En estos casos es preferi-ble utilizar tubería flexible, a menos que una sec-ción horizontal sea tan larga que se atasque latubería flexible y se produzca una flexión heli-coidal antes de alcanzar el intervalo que se debedisparar. Los mecanismos de arrastre también sehan utilizado con éxito para extender el alcancemáximo de la tubería flexible. En muchos de lospozos sumamente desviados o de alcance exten-dido que se perforan hoy en día, es probable quelos sistemas TCP o PCP representen las mejoresopciones para el disparo.
Si se debiera ejercer una fuerza mecánicapara jalar o empujar un sistema de cañones, elsistema TCP, las unidades para entubar contrapresión, la tubería flexible y los mecanismos dearrastre ofrecen mayor versatilidad que loscables de acero eléctricos y las líneas de arras-tre. En el caso de las sartas de cañones largascomo las que se utilizan en los pozos horizon-tales, se debe tener en cuenta la resistencia a latracción en el diseño de las mismas. Se han utili-zado con todo éxito adaptadores de granresistencia y sartas de cañones de diámetrovariable. Por otra parte, también se debe simulary tener en cuenta la flexión de los cañones.
La tecnología de bajada de los cañones haevolucionado desde los primeros cañones baja-dos con líneas eléctricas y con la tubería de pro-ducción o la sarta de perforación y, en laactualidad, incluye las tuberías flexibles, con osin línea eléctrica, las unidades para entubarcontra presión, las líneas de arrastre y los meca-nismos de arrastre de fondo operados con cablede acero y tuberías flexibles. Cada método detransporte tiene sus ventajas y desventajas rela-cionadas con la realización de las operacionesen el fondo, la longitud de los cañones y el con-trol de la presión, la posibilidad de disparar sinmatar los pozos, la resistencia mecánica y elángulo del hueco, la correlación de la profundi-dad, las intervenciones sin equipo de per-foración/terminación y el tipo de cañón utilizado.Para optimizar el diseño de los disparos, se
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Bajo ciertas condiciones, es necesario un alto nivel de desba-
lance para limpiar los disparos y generar el flujo posterior al
disparo. Cuando los cañones se bajan con cable de acero, esto
es posible sólo si se anclan los cañones durante los disparos
para impedir que los cañones asciendan a causa del impacto.
A través de la tubería de producción
SXAR
MAXR
WXAR
FIV
CIRP operado a cable
CIRP operado con tubería flexible
GunStack (CDAD)
1 Se requiere equipo de perforación/terminación
para la instalación, pero no para el disparo3
Los cañones se hallan en sitio y dificultan la limpieza
2 Mejores resultados en completaciones de
pequeño diámetro4
Requiere un transportador de cañones apropiado
Yacimiento TécnicaEconomía
1
3
3
3
3 44
1
1
2
4
Nunc
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l poz
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Remov
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rolar
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ar) e
l poz
o
( )
Ventaja
Limitaciones
> Opciones de sistemas de transporte de los cañones. Para optimizar las operaciones de disparo, sedeben ponderar las ventajas, desventajas y limitaciones de todos los sistemas de cañones considera-dos para cada completación específica. Esta tabla enumera los beneficios económicos, técnicos yprácticos de los equipos que se utilizan para disparar sin necesidad de matar el pozo.
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deben ponderar todas las ventajas y desventajascorrespondientes a los sistemas de cañones quese consideran adecuados para cada com-pletación específica (derecha). Otras considera-ciones incluyen el desbalance de presión y laduración de las operaciones.
Desbalance—Las opciones de disparo condesbalance han llegado a un alto nivel de sofisti-cación como resultado del hardware disponiblepara los sistemas TCP y PCP y los dispositivos deanclaje operados por cable de acero. Cualquierasea el método utilizado, por lo general es posibledisparar con el desbalance suficiente. Las excep-ciones prácticas en las que no se puede alcanzarel nivel óptimo de desbalance son los yacimien-tos agotados, los pozos poco profundos o lospozos con disparos abiertos existentes.
Bajo ciertas condiciones, es necesario un altonivel de desbalance para limpiar los disparos ygenerar el flujo posterior al disparo. Cuando loscañones se bajan con cable de acero, esto esposible sólo si se utilizan los dispositivos deanclaje durante los disparos para impedir que loscañones asciendan a causa del impacto. Estosdispositivos de anclaje también se recomiendancuando no se conoce el nivel de desbalance y loscañones se encuentran expuestos a un ingresosúbito del fluido, como por ejemplo, cuando sedisparan nuevos intervalos en formaciones conintervalos productores que presentan nivelesdiferentes de agotamiento.
La herramienta de disparo con anclaje opera-da por cable de acero (WPAT, por sus siglas enInglés) fue desarrollada para anclar los cañonesen pozos de pequeño diámetro con completacio-nes de un solo diámetro y para impedir que los ca-ñones se movieran después de la detonación. Eldispositivo WPAT, que ahora se encuentra dispo-nible en dos tamaños (uno para cañones de 2 pul-gadas de diámetro para tuberías de 27⁄8 pulgadasy el otro para cañones de 21⁄4 ó 21⁄2 pulgadas paracompletaciones de 31⁄2 pulgadas), contrarrestapotencialmente las grandes fuerzas generadaspor los fluidos que pueden impulsar los cañoneshacia arriba con consecuencias desastrosas.
La aplicación principal del dispositivo WPAT esdisparar con un desbalance extremadamente altoy, además, proteger los puntos débiles del cablecuando se alcanza un alto esfuerzo a la tracción.
La herramienta cuenta con mecanismos posi-tivos de anclaje y desenganche. Las cuñasmecánicas están diseñadas para no causar dañosy, si los cañones quedan aprisionados después dela operación, pueden recuperarse accionando lospercusores hacia arriba.
Un orificio calibrado que mide el petróleo auna tasa específica provee el período de espera,que se puede fijar hasta un máximo de una hora;
tiempo suficiente para establecer un desbalance,disparar y conducir una prueba de fluencia. Laherramienta se libera en forma automática unavez transcurrido el tiempo programado. Además,se puede configurar en dos formas: una operasobre la presión del pozo y la otra, para un huecoseco, opera sobre la presión suministrada por unabotella de gas que forma parte del sistema.
Duración de las operaciones—La duración delas operaciones varía en cada pozo. Si los inter-valos son verticales y cortos—menos de 12 m [40pies]—y están agujereados en condiciones debalance o de sobrepresión, por lo general el dis-paro operado por cable de acero se puede realizaren cuestión de horas y puede resultar el métodomás eficiente. Si el intervalo es más largo o tienevarias secciones, las operaciones mediante cablede acero requieren más de un viaje, lo cualimpide el uso del desbalance durante las corridassubsiguientes de los cañones. A medida queaumenta la desviación del pozo, el tiempo deoperación también aumenta, especialmente si elpeso de la sarta de cañones es bajo y se utiliza un
equipo de control de la presión instalado en lasuperficie. Cuando la desviación del pozo superalos 65°, se deben utilizar otros métodos detransporte como el TCP y el PCP que requierenun tiempo de operación más prolongado. Si losintervalos fueran mucho más largos, la duracióntotal de TCP es más corta que las operacionesefectuadas con cable de acero y la totalidad delintervalo se puede disparar con desbalance paralograr una óptima limpieza de los disparos.
44.Patel D, Kusaka, Mason J y Gomersall S: “The Developmentand Application of the Formation Isolation Valve,” presen-tado en la Conferencia y Exhibición Mediterránea deOperaciones Marinas, Ravenna, Italia, Marzo 19-21, 1997.Kusaka K, Patel D, Gomersall S, Mason J y Doughty P:“Underbalance Perforation in Long Horizontal Well inthe Andrew Field,” artículo de la OTC 8532, presentadoen la OTC, Houston, Texas, EE.UU., Mayo 5-6, 1997. Mason J y Gomersall D: “Andrew/Cyrus Horizontal WellCompletions,” artículo de la SPE 38183, presentado en laConferencia Europea sobre Daño de la Formación, LaHaya, Holanda, Junio 2-3, 1997.
SeguridadEn los cañones se utilizan dos tipos de detona-dores: detonadores eléctricos, o cascos explosi-vos, y detonadores a percusión. Los detonadoreseléctricos convencionales están expuestos aaplicaciones accidentales de energía a partir dediferencias del potencial eléctrico (EPD, por sussiglas en Inglés), lo cual constituye un peligro.Los detonadores a percusión que se utilizan enlos sistemas TCP se disparan en forma mecánicacuando una clavija de disparo golpea una mem-brana sellada a presión y detona un explosivoprimario.
El Equipo de Disparo Activado por ImpactoS.A.F.E. fue desarrollado para ser inmune a todaslas diferencias de potencial creadas por las radio-frecuencias, las corrientes de los sistemas de pro-tección catódica a la corrosión, las soldaduraseléctricas, las líneas de energía de alta tensión ylos motores de inducción como los utilizados en sis-temas ‘topdrive’ de los equipos de perforación. Es-te sistema elimina la necesidad de suspender las
comunicaciones radiales vitales y los equipos du-rante el desarrollo de las operaciones de disparo.45
En el sistema S.A.F.E. el mecanismo de deto-nación es un Activador de Explosión (EFI, por sussiglas en Inglés) en lugar de un explosivo pri-mario. Para disparar un cañón, se carga un capa-citor que se encuentra en el cartucho electrónicode fondo y que luego produce una descarga enforma abrupta. El calor generado por estadescarga vaporiza una sección del disco delgadode metal, el cual golpea una carga explosivaadyacente pre-formada con la energía suficientepara hacerla detonar. Esta detonación corta unpequeño disco de aluminio que impacta un deto-nador que hace disparar el cañón. El equipoS.A.F.E. presenta la gran ventaja de que elensamble al pie del pozo es más rápido que en elcaso de los detonadores eléctricos convenciona-les. Las desventajas son el costo y el tamaño, yaque quita espacio al lubricador.
El detonador Secure es un dispositivo del tipoS.A.F.E. de tercera generación que también utiliza
un EFI, ya que no contiene explosivos primariosni un cartucho electrónico en el fondo. Un micro-circuito realiza las mismas funciones que el car-tucho electrónico y el EFI juntos, en un empaquecuyo tamaño es similar al del detonador eléctricoconvencional. El sistema Secure tiene todas lasventajas técnicas de los detonadores S.A.F.E.,pero resulta más confiable, es totalmentedescartable y es más pequeño, de manera quelas sartas de cañones pueden ser más cortas.
Diseño y análisis de las operaciones de disparoPara diseñar las completaciones con disparos sepuede utilizar el software de Análisis deOperaciones de Disparo de Schlumberger SPAN,que predice la eficiencia de la operación de dis-paro bajo condiciones de fondo.46 El programacombina módulos que estiman la penetración enel fondo, calculan la productividad y determinanel nivel óptimo de desbalance. En el primermódulo, se estiman la profundidad de la pene-tración y el tamaño del hueco, que se utilizan enel segundo módulo para calcular la productividaddel pozo. En el tercer módulo, se determina eldesbalance óptimo para los disparos con factorde daño nulo, utilizando algoritmos para los cri-terios de desbalance aceptados corriente-mente.47 Cuando los cálculos no se puedenrealizar mediante el uso de algoritmos, como enel caso de la corrección de la penetración depruebas de superficie por los efectos ambien-tales en sitio tales como la resistencia de la rocay los esfuerzos de la formación, se utiliza unaextensa base de datos que incluye el rendimientode los disparos sobre núcleos o muestras dearenisca Berea, datos API y resultados de otraspruebas.
En el modo de diseño, este software permiteseleccionar los sistemas de cañones sobre labase de los parámetros específicos del pozo: lageometría de la completación, los fluidos en elpozo y el desbalance seleccionado (izquierda).Cuando el desbalance real es menor que el míni-mo exigido para lograr un daño nulo, se calculael factor de daño del disparo provocado por eldaño residual para estimar la reducción de laproductividad.
El programa SPAN también se puede utilizarpara analizar la producción después que lospozos han sido completados o recompletados. Silos datos de producción real coinciden con loscálculos del programa SPAN, la completacióncon disparos se considera exitosa. Cuando no sealcanzan los objetivos de producción, es nece-sario determinar las razones, que pueden ser lainvasión profunda de la formación, la remociónincompleta del daño, o bien haber partido de
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Cañón12345
Fase dppDescripción41/2 pulg HSD UltraJet41/2 pulg HSD PowerJet111/16 pulg Enerjet21/8 pulg Power Enerjet41/2 pulg HSD UltraJet
Rela
ción
de
la p
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eco
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año
Zona triturada versus permeabilidad de la formación, kc/k
Cañón 2Cañón 5Cañón 1
Cañón 4
Cañón 3
00 0,2 0,4 0,6 0,8 1
0,3
0,6
0,9
1,2
1,5
Relación de anisotropía: 10Espesor de la zona dañada: 4 pulg
Relación de la zona dañada versus permeabilidad de la formación, kd/k: 0,5Espesor de la zona triturada: 1 pulg
SPAN Versión 6.0© Copyright 1999 Schlumberger
135°72°0°0°
72°
125465
> Diseño y análisis de las operaciones de disparo. El programa de Análisis de Operaciones de Disparode Schlumberger SPAN se utiliza para pronosticar la eficiencia de las completaciones y seleccionar elmejor sistema de cañones. Los cálculos de desbalance se basan en los criterios más modernos. Si eldiferencial real de presión es menor que el desbalance mínimo para alcanzar el daño nulo, se calculael factor de daño provocado por el daño residual para mostrar la reducción de la productividad. Eneste caso la productividad se calcula para cinco tipos de cañones con varias densidades de disparo y distintos ángulos de fase.
Verano de 2000 79
suposiciones incorrectas. Por otra parte, como elprograma SPAN también incorpora aspectosgeológicos, resulta útil para integrar las descrip-ciones del yacimiento en el diseño de las opera-ciones de disparo.48
Disparo inteligenteTodos los pozos revestidos deben tener orificiospara poder producir hidrocarburos, pero las dis-tintas combinaciones de yacimientos y completa-ciones tienen diferentes exigencias al respecto.Debido a que el disparo es un elemento tancrítico para la productividad del pozo, los requeri-mientos de cada pozo deberían ser optimizadossobre la base de las propiedades específicas dela formación. El mejor modo de alcanzar esto escomprender de qué manera responden losyacimientos a las completaciones naturales,estimuladas y las completaciones específicaspara el manejo de la arena. Los factores que sedeben tomar en cuenta son: la resistencia a lacompresión y los esfuerzos de la formación, lapresión y la temperatura del yacimiento, el espe-sor y la litología de la zona, la porosidad, la per-meabilidad, la anisotropía, el daño y el tipo defluido (gas o petróleo).
Las formaciones duras, de alta resistencia, ylos yacimientos dañados por los fluidos de per-foración son los que más se benefician de los dis-paros de penetración profunda que atraviesan eldaño de la formación y aumentan el radio efec-tivo del hueco. Los yacimientos de baja permea-bilidad, que necesitan estimulación porfracturación hidráulica para producir en formaeconómica, requieren disparos espaciados yorientados correctamente. Las formaciones noconsolidadas que pueden producir arena necesi-tan orificios grandes, que permiten reducir lacaída de presión y se pueden empacar con gravapara mantener las partículas de la formaciónfuera del disparo y del hueco. Los disparos tam-bién se pueden diseñar a fin de prevenir la falladel túnel y de la formación provocados por la pro-ducción de arena.
En el pasado, el hecho de integrar las consi-deraciones relativas a la formación y a los dis-paros, incluyendo el desbalance, constituía unaexcepción y no una regla. Si bien se disponía dela teoría y del software necesarios para analizarel comportamiento de los disparos, las deci-siones relativas a las completaciones casi siem-pre se basaban en las propiedades promedio dela formación o en las limitaciones de los disparosno relacionadas con la productividad. Hoy en día,en cambio, la actitud predominante consiste enpensar en términos de lo que es más convenientepara el yacimiento. Los operadores consideranlas necesidades de desarrollo de cada campo en
particular y luego seleccionan las mejores técni-cas de completación y el hardware disponibles.
Ahora bien, algunas veces los equipos están-dares y los servicios convencionales no se ajus-tan a estas necesidades, por lo cual es precisodesarrollar nuevas herramientas, procedimientosy servicios: cargas huecas, equipos de com-pletación, alternativas de transporte y aplica-ciones para condiciones de desbalance,sobrepresión o sobrepresión extrema. Comoresultado de ello, buena parte de los recursos deingeniería y de investigación de Schlumbergerestán dedicados al desarrollo de solucionesespeciales. Muchos de estos nuevos desarrollosterminan por convertirse en productos y serviciosestándares que amplían el rango de opcionesdisponibles para los operadores. Los mejores di-seños se basan en las exigencias específicas delos pozos con el fin de optimizar la producción.Este enfoque de sistemas globales—denomi-nado disparo inteligente—pone énfasis en lastécnicas que maximizan la productividad del pozoy ayudan a los operadores a obtener los mayoresbeneficios a partir de las soluciones disponiblespara superar los dilemas asociados con las com-pletaciones con disparos de los pozos (arriba).
Al adaptar los diseños de los disparos a losyacimientos específicos, la tecnología de disparose integra con la geología, la evaluación de lasformaciones y las técnicas de completación para
determinar cuáles son los equipos, la cargahueca, el sistema de transporte, el método deinstalación y las condiciones de presión más ade-cuadas para realizar operaciones de disparoeficientes y efectivas. Gracias a las simulacionescomputarizadas utilizadas para comparar elcomportamiento real con respecto a las expec-tativas del diseño, se podrán perfeccionar lasherramientas y los métodos existentes parahacerlos más efectivos. El objetivo final consisteen diseñar soluciones específicas para maximizarla productividad de cada pozo. —MET
InvestigaciónConsideraciones
del yacimientoLimitaciones del
equipamiento estándarDisparo
inteligente
Herramientas activadas
por cañones
Ancla operada a cable
Requisitos de la formación
Rocas duras
Requisitos del pozoDisparo
sin matar el pozo
Control de la producción
de arena
Cañones descartables
Sistemasrecuperables
entubados
Métodos de transporte
para TCP y PCP
Estimulación por fractura hidráulica
Fase Orientación opcional
Empaque de grava en una sola operación
DesbalanceAngulo de fase Pozos con
tasas altas
Pozos altamente desviados
Alta densidad
de disparos
Fracturasnaturales
Cañones que dejan pocos
residuosDaño de la formación Cargas de
hueco amplio
Control de producciónde arena
Productividad del pozo
Daño inducido por el disparo
Soluciones adaptadas a necesidadesespecíficas
Cargas de
penetración profunda
Densidad de disparos
Tamaño del hueco
> Organización de las piezas del rompecabezas. Las diversas opciones de disparo y una gran variedad defactores relativos a la completación del pozo aumentan en forma exponencial el número de decisionesque se deben tomar antes de comenzar la operación de disparo. Un enfoque de sistemas de disparointeligente permite a los operadores obtener mayores beneficios a partir de las soluciones de disparodisponibles para superar los dilemas técnicos relacionados con las completaciones con disparos.
45. Huber KB y Pease JM: “Safe Perforating Unaffected byRadio and Electric Power,” artículo de la SPE 20635, pre-sentado en la Conferencia y Exhibición Anual No 65 dela SPE, Nueva Orleáns, Luisiana, EE.UU., Septiembre 23-26, 1990.Huber et al: “Method and Apparatus for Safe TransportHandling Arming and Firing of Perforating Guns Using aBubble Activated Detonator,” Patente de EE.UU., No.5.088.413 (Febrero 18, 1992).Lerche et al: “Firing System for a Perforating GunIncluding an Exploading Foil Initiator and an OuterHousing for Conducting Wireline Current and EFICurrent,” Patente de EE.UU., No. 5.347.929 (Septiembre 20, 1994).
46. Carnegie A: “Application of Computer Models toOptimise Perforating Efficiency,” artículo de la SPE38042, presentado en la Conferencia de Petróleo y Gasdel Pacífico y Asia de la SPE, Kuala Lumpur, Malasia,Abril 14-16, 1997.
47. Behrmann y Elbel, referencia 32.48. de Araujo PF y Coelho de Souza Padilha TC: “Integrating
Geology and Perforating,” World Oil 218, no. 2 (Febrero de 1997): 128-131.
Oilfield Review80
Bill Bailey es ingeniero senior en SchlumbergerHolditch-Reservoir Technologies (H-RT) con sede enAberdeen, Escocia. Ha participado en diversos estu-dios de ingeniería de yacimientos y mejoramiento dela producción en el Reino Unido, incluyendo variosestudios para el control de la producción de agua. Se ha desempeñado como líder de ingeniería y geren-te de proyecto en diversos proyectos realizados en elReino Unido, Holanda y Noruega y además, tiene a sucargo la interpretación de datos y el soporte del siste-ma WellWatcher*. Cuando ingresó en H-RT en 1999provenía del segmento de Manejo Integrado deProyectos de Schlumberger IPM. En IPM trabajócomo ingeniero de producción y manejó proyectos deanálisis de riesgos en Noruega. Junto con sus respon-sabilidades técnicas ha desarrollado una variedad deherramientas de software de uso interno que incluyenun programa para analizar la posible exposicióneconómica de las campañas de intervención de pozosorientadas a la participación en los beneficios. Antesde ingresar en Schlumberger en 1997, trabajó comogerente de proyectos e ingeniero de investigaciónsenior en la Unidad de Tecnología de Pozos Horizon-tales de la Universidad Heriot-Watt en Edimburgo,Escocia, donde contribuyó al desarrollo del softwarede simulación para pozos complejos. También trabajódos años en una compañía de servicios en Noruega ycomo consultor de gestión en Arthur D. Little. Billobtuvo una maestría con honores en ingeniería en elImperial College of Science, Technology and Medicineen Londres, Inglaterra y un doctorado en la Universi-dad Técnica de Noruega en Trondheim, ambas eningeniería en petróleo. Además, obtuvo una maestríaen administración de negocios en la Universidad deWarwick en Inglaterra. En la actualidad se desempe-ña como editor técnico de Production and Facilitiesde la SPE.
Larry Behrmann es gerente de Investigación de Dis-paros y Asesor Científico desde 1998 y, además, esgerente de Estudios Avanzados de Disparos en elCentro de Completaciones de Yacimientos deSchlumberger con sede en Rosharon, Texas, EE.UU.Tiene a su cargo todas las actividades de disparospara R&D relacionadas con los sistemas de altorendimiento. Su trabajo actual comprende la física delos disparos bajo condiciones en sitio. Comenzó sucarrera en 1961 como miembro del cuerpo técnico deBell Telephone Laboratories en Allentown,Pennsylvania, EE.UU. Entre 1963 y 1965 formó partedel plantel de Sandia Corporation en Livermore, Cali-fornia, EE.UU. En 1965 ingresó en Physics Interna-tional Company en San Leandro, California, donde sedesempeñó como director de la división de armamen-tos y gerente del departamento de la dinámica de lasvibraciones. Es autor de numerosos trabajos. Segraduó en la Universidad de California en Berkeley yobtuvo una maestría en la Universidad Lehigh deBethlehem, Pennsylvania.
James E. Brooks obtuvo su doctorado en acústica enla Universidad Católica Americana de WashingtonD.C., EE.UU. en 1979. Antes de ingresar en el Centrode Completaciones de Yacimientos de Schlumberger(SRC) en Rosharon, Texas, en 1980, trabajó en elDavid Taylor Naval Ship R&D Center, donde se ocupóprincipalmente de problemas de vibración y radiaciónde sonidos. Durante los últimos 20 años en el SRC haintervenido en diversos estudios de física de cargashuecas, diseño de cañones, diseño avanzado de deto-nadores y mejoramiento de la productividad de pozosmediante disparos.
Andrew Brown es ingeniero en petróleo y se ocupa detemas relacionados con completaciones de la forma-ción (incluyendo los disparos) en el Upstream CentralResource de BP Amoco, en Sunbury, Inglaterra. Susresponsabilidades incluyen el soporte técnico para lasunidades de negocios de BP Amoco, la redacción depautas y el manejo de proyectos de R&D. Desde suingreso en la compañía en 1987, se ha desempeñadotanto en operaciones de campo (completaciones yoperaciones de pozos en el Mar del Norte) como en elCentro de Sunbury. Se graduó en ingeniería civil en laUniversidad de Strathclyde en Escocia y obtuvo unamaestría en ingeniería en petróleo en el ImperialCollege de Londres, Inglaterra.
Mike Crabtree se desempeña como gerente demanejo de agua en Schlumberger Oilfield ServicesMarketing en Aberdeen, Escocia. Comenzó su carreraen International Drilling Fluids (IDF), primero comoingeniero y luego como gerente de desarrollo en elMedio Oriente y Africa Occidental (1985 a 1989).Además trabajó en TR Oil Services como gerente delMedio Oriente (1989 a 1995). Actualmente está dedi-cado al desarrollo de un lodo a base de petróleo debaja toxicidad y sistemas de alto rendimiento parainhibir y disolver las incrustaciones. Asimismo, formóparte de un equipo que trabajó en el diseño e imple-mentación de un sistema de recuperación de petróleoderramado en Kuwait luego de la Guerra del Golfo.Mike se graduó en química en la Universidad deNewcastle en Inglaterra.
Gérard Cuvillier se desempeña como líder del Equipode Perforaciones en el Centro de Excelencia de AguasProfundas de Schlumberger con sede en Houston,Texas. Se graduó en la Ecole Centrale des Arts etManufactures en París, Francia, y comenzó su carreraen Total en 1974. Durante los 10 años que trabajó enla empresa tuvo a su cargo tareas de ingeniería deperforación y manejo de operaciones y de la perfora-ción en el Mar del Norte, Indonesia, Noruega y Túnez.Trabajó dos años en Foraid S.A. apoyando a Total enParís, donde escribió dos manuales sobre tecnologíade perforación en aguas profundas y manejo deplataformas de perforación semisumergibles. Entre1988 y 1990 fue gerente de comercialización para laregión sur de Europa y Africa en Hughes Tool Com-pany en Francia. En 1990 pasó a Ipedex en Londres,Inglaterra y fue asignado a Total como responsable dela perforación en el desarrollo Dunbar en el Mar delNorte en el Reino Unido. Cuatro años más tardeingresó en Schlumberger como ingeniero de pozossenior con el grupo de Manejo Integrado de Proyectos(IPM). Antes de asumir el cargo actual, Gérard eragerente de ingeniería de pozos para IPM en todo elmundo y gerente de operaciones de los proyectosYukos en Siberia Occidental y Alpetunnel en Francia.
Glen Denyer trabaja en EEX Corporation en Houston,Texas, donde se ocupa de supervisar todos los proyec-tos 3D de migración de profundidades de preapila-miento, incluyendo la construcción de modelos develocidad y la evaluación de algoritmos, además delcontrol de calidad de imágenes de profundidad final.Ha realizado el mapeo de numerosos prospectos enaguas profundas en las áreas de Garden Banks delGolfo de México y en el cañón del Mississippi y fuelíder de equipo de un grupo de empresas asociadaspara diseñar e implementar el primer perfil sísmicovertical 3D en aguas profundas en el Golfo de México.Comenzó su carrera en Western Geophysical enHouston en 1980. En el transcurso de los próximosveinte años ocupó distintos cargos en Seiscom DeltaUnited, Tenneco Oil Exploration and Production,Berrong Enterprises y en el Centro de InvestigaciónAvanzada de Houston. Antes de ingresar en EEX en1998, trabajaba en Swift Energy Company en Houston,donde era responsable de la adquisición y el procesa-miento de todos los datos sísmicos de la compañía.Glen se graduó en física en la Sam Houston State University en Huntsville, Texas.
Geoff Downton es gerente de Ingeniería en el Centrode Productos de Schlumberger con sede enStonehouse, Inglaterra. En 1973 ingresó en BritishAerospace y pasó a ser gerente de ingeniería yproyecto para el desarrollo de una amplia variedad desistemas militares de navegación, guía y seguimiento.Entre 1989 y 1998 trabajó en la industria nuclear (en National Power y Magnox, entre otras empresas)como gerente técnico y de programación en el desa-rrollo y la implementación en el campo de sistemascon control remoto y robotizados para la inspección yreparación de los reactores nucleares y los sistemasde contención de desechos. Ingresó en Schlumbergeren 1998. Geoff se graduó con honores en ingenieríamecánica en la Universidad de Birmingham y obtuvouna maestría en ingeniería de sistemas de control enla City University de Londres, y un doctorado encibernética y diseño en la Brunel University, tambiénen Inglaterra. Se interesa especialmente por la inge-niería de control, la simulación matemática y los sis-temas de control remoto.
Stephen Edwards trabaja en Schlumberger Holditch-Reservoir Technologies en Houston, Texas como inge-niero geomecánico. Se ocupa de la aplicación de prin-cipios geomecánicos a la construcción de pozos y eldesarrollo de campos petroleros. Ingresó en la com-pañía en 1997. Se graduó en ciencias terrestres en laUniversidad de Oxford y obtuvo el doctorado engeomecánica en la Universidad de Londres, ambas enInglaterra.
Jon Elphick está basado en Cambridge, Inglaterra ydesde 1994 trabaja en Schlumberger como especialis-ta en el control de la producción de agua. Brinda so-porte técnico y entrenamiento en el campo y se ocupadel desarrollo de nuevas tecnologías, como el softwareWaterCASE. Antes de especializarse en el control delagua, desempeñó diversas tareas especializadas enestimulación para Dowell, incluyendo el manejo de laembarcación de estimulación BIGORANGE* 18 en elMar del Norte. Anteriormente, Jon trabajó en eldesarrollo de software para Dowell en París y en St.Etienne, Francia. Jon se graduó en matemáticas en laUniversidad de Bath, Inglaterra y obtuvo diplomasadicionales en educación y manejo de yacimientos.
Colaboradores
Un asterisco (*) indica marca de Schlumberger.
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Simon Farrant es gerente de sistemas de disparos enel Centro de Completaciones de Yacimientos deSchlumberger (SRC) en Rosharon, Texas. Desde 1998se encuentra a cargo del desarrollo de nuevos sistemasde disparos transportados con cable de acero y del sistema de soporte en el campo InTouch. Ingresó enSchlumberger en 1987 como ingeniero de campo enOmán y posteriormente trabajó en distintos países del Medio Oriente. Desempeñó diversos cargos comoresponsable de operaciones de campo tanto en elMedio Oriente como en el Lejano Oriente y, reciente-mente fue gerente de locación en la zona marina deTailandia. Simon se graduó con honores en geofísica yfísica planetaria en la Universidad de Newcastle UponTyne en Inglaterra y además obtuvo una maestría eningeniería en petróleo en la Universidad Heriot-Watten Edimburgo, Escocia.
Alfredo Fayard se incorporó a Schlumberger comoingeniero de campo en 1979, después de graduarse enelectrónica y sistemas de control en la UniversidadTecnológica Nacional de Buenos Aires, Argentina. En1982, después de haber realizado trabajos enArgentina, Perú y México, Alfredo fue nombrado inge-niero a cargo de las operaciones marinas en México.Entre 1983 y 1985 se desempeñó como gerente deoperaciones terrestres en varias áreas de México. En1986 se desempeñó como instructor en el Centro deEntrenamiento de Schlumberger en Livingston, Esco-cia y, posteriormente, fue designado gerente de capa-citación para el sur de Europa y Africa. Durante losdos años siguientes trabajó en el Centro de Entrena-miento Latino de Parma, Italia, como responsable dela implementación del programa de entrenamientopara los ingenieros recientemente incorporados aSchlumberger. En 1989 fue designado gerente de Wire-line & Testing para el área norte de Italia. Entre 1992y 1996 fue gerente técnico para el norte de Africa ytuvo a su cargo la supervisión de estándares, seguridady entrenamiento y desarrollo del personal a cargosuyo. En 1996 fue transferido al Centro de Disparos yPruebas de Schlumberger en Rosharon, Texas paradirigir el diseño y la implementación de proyectos deingeniería a corto plazo y el soporte de todos los pro-ductos relacionados con las operaciones de disparos.Desde 1998 ocupa el puesto de gerente de sistemas dedisparos, responsable de la ingeniería y fabricación detodos los productos relacionados con las operacionesde disparos.
Andy Hendricks se graduó en ingeniería en petróleoen Texas A&M University de College Station en 1987.Durante los últimos doce años trabajó en distintospuestos en Anadrill, incluyendo ingeniero de campo,perforador direccional y gerente en el Golfo deMéxico, Venezuela y la región este y oeste de Canadá.En la actualidad se desempeña como gerente dedesarrollo de negocios de Schlumberger OilfieldServices para las zonas atlántica y este de Canadá, consede en Mount Pearl, Newfoundland. Se ocupa desupervisar los contratos de Schlumberger paraclientes específicos y está tratando de establecer lasunidades de negocios de GeoQuest y Camco en estaregión. Anteriormente (1996 a 1999) residía en St.John’s, Newfoundland como gerente de distrito deAnadrill y líder del equipo de perforación para laalianza de Schlumberger con Hibernia.
Greg Johnson se graduó en ciencias ambientales enla Universidad de Colorado en Boulder, EE.UU. en1978 y posteriormente ingresó en Western Geophysical.En los últimos 17 años ocupó distintos cargos enSchlumberger, tanto en Estados Unidos como enEuropa. Fue gerente de Procesamiento de DatosSísmicos de Geco-Prakla en Calgary, Alberta, Canadá y geofísico senior en el grupo de Soporte Geofísico enHouston, Texas. En la actualidad se desempeña comosupervisor de imágenes estructurales dentro del sectorde Servicios de Inversión del Segmento de Sísmica del Grupo de Evaluación de Yacimientos, con sede en Houston. Sus áreas de interés incluyen inversiónestructural sísmica en 2D y 3D y tecnologías deciencias de la computación.
Trond Skei Klausen es ingeniero de perforación deNorsk Hydro y tiene a su cargo la planificación depozos del Proyecto Njord en Kristiansund, Noruega.Comenzó a trabajar en Norsk Hydro en 1997 comoingeniero trainee en soporte operativo en Bergen yluego pasó al proyecto Oseberg B. En 1999 asumió sucargo actual. Obtuvo una maestría en ingeniería en laUniversidad Noruega de Ciencia y Tecnología deTrondheim con especialización en tecnología deperforación.
Fikri Kuchuk es jefe de ingeniería de yacimientos enSchlumberger Oilfield Services para el Medio Oriente,Pakistán e India. Anteriormente se desempeñó comocientífico senior y gerente de programas en el Centrode Investigaciones de Schlumberger-Doll de Ridge-field, Connecticut, EE.UU. Entre 1988 y 1994 fue profe-sor consultor en el departamento de Ingeniería enPetróleo en la Universidad de Stanford en California,donde tuvo a su cargo la enseñanza de pruebas avan-zadas de pozos. Antes de ingresar en Schlumberger en1982 trabajó en el comportamiento y manejo de yaci-mientos en BP/Sohio Petroleum Company. Se graduóen la Universidad Técnica de Estambul, Turquía yobtuvo la maestría y el doctorado en ingeniería enpetróleo en la Universidad de Stanford. Ha recibidodiversas distinciones (Premio de Ingeniería de Yaci-mientos de la SPE en 1994, Medalla de Oro del PremioNobel en Física Kapitsa, Premio Henri G. Doll) y esmiembro de la Academia Rusa de Ciencias Naturales.Dentro de la SPE ha presidido diversas comisiones,programas y foros. Es autor de diversos trabajos técni-cos y patentes y, además, se desempeña como editordel Middle East Reservoir Review (anteriormentedenominado Well Evaluation Review).
José Eduardo Mendonça trabaja en Petrobras comogerente del proyecto PROCAP para el desarrollo deuna tecnología de levantamiento artificial por gas en aguas ultraprofundas, con sede en Río de Janeiro,Brasil. Entre 1993 y 1998 fue gerente del proyecto quetuvo a su cargo la instalación de la primera bombaelectrosumergible en aguas profundas (1109 metros).En 1984 comenzó su carrera en Petrobras como inge-niero de completaciones en el área marina de la cuen-ca Campos. Dos años más tarde se incorporó al Centrode R&D de Petrobras, donde contribuyó a la iniciacióndel Centro de R&D de Ingeniería Submarina. Desdeentonces se desempeñó como gerente del proyectoAlbacora Fase II de diseño de una plantilla para con-junto de válvulas de distribución múltiple que no re-quiere buzos, y gerente de proyecto del conjunto deválvulas de distribución múltiple MEDUSA para aguasprofundas y el desarrollo del método de conexión verti-cal. Es titular de ocho patentes y se graduó en ingenie-ría mecánica en la Universidad Federal de Río de Janeiro y obtuvo una maestría en administración denegocios en la Fundación Getúlio Vargas de la mismaciudad.
Charlie Michel es ingeniero en petróleo senior inte-grante del grupo de Upstream Technology de BPAmoco. Comenzó su carrera en 1982 en la Sohio Petroleum Company en San Francisco, California.Entre 1985 y 1987 trabajó como ingeniero en petróleoen las pruebas y el desarrollo del Campo Lisburne enAlaska, EE.UU. Entre 1987 y 1995 se ocupó del diseñode intervenciones de pozos y supervisión de tareas porlínea eléctrica, estimulación, tubería flexible, cemen-tación, fracturación hidráulica y pruebas de pozospara exploración en el campo Prudhoe Bay, en Alaska.Antes de ocupar su cargo actual en el año 2000, se de-sempeñaba como ingeniero senior responsable de in-tervenciones de pozos y mantenimiento en el campoMagnus. Se graduó en ingeniería química y obtuvo unamaestría en la Universidad del Estado de Oregón enCorvallis, EE.UU.
Alwyn Noordermeer es ingeniero en petróleo de BPAmoco en el proyecto Shah Deniz en Azerbaijan,donde trabaja en pruebas de pozos con alta presión yperfilaje a hueco abierto. Ingresó en la compañía en1998 y durante un año se desempeñó como ingenieroen petróleo en el equipo de Intervenciones de Pozosen Dyce, Aberdeen, Escocia. También participó devarios proyectos, incluyendo Wellbay Design Guide-lines, Inflatable Reliability Project y Gas Injection System Guidelines. Posteriormente formó parte delequipo de Magnus Delivery, donde trabajó en cañonescon fase de 99 grados, el planeamiento y la ejecuciónde una amplia variedad de programas de intervencióny en un estudio de integridad de pozos inyectores deagua. Se graduó en ingeniería de perforación y produc-ción en la Universidad de Amsterdam, Holanda, yobtuvo una maestría en ingeniería en petróleo en laUniversidad Heriot-Watt en Edimburgo, Escocia.
Demos Pafitis es el adalid de producto de los sistemasdireccionales en el grupo de Perforación y Medicionescon sede en Sugar Land, Texas. Tiene a su cargo la co-mercialización e introducción de nuevos productos desistemas direccionales, que comprenden tanto losnuevos sistemas rotativos como las herramientas di-reccionales tradicionales. Anteriormente, fue gerentede sección de Power Systems dentro del Centro deProductos de Sugar Land. Ingresó en Schlumberger en1991 como científico de investigación en el departa-mento de física del sistema roca-fluido en el Centro deInvestigación de Cambridge, Inglaterra, donde trabajóen diversos proyectos relacionados con el aislamientozonal, la cementación de pozos y nuevas técnicas decompletación para pozos horizontales. Se graduó enciencias de materiales e ingeniería en la Universidadde Londres y obtuvo un doctorado en ciencias de ma-teriales y metalurgia en la Universidad de Cambridge,también en Inglaterra.
Dick Plumb es consultor director y gerente de geome-cánica en Schlumberger Holditch-Reservoir Technolo-gies en Houston, Texas. Previamente se desempeñócomo jefe del equipo de ingeniería geomecánica den-tro del sistema de Manejo Integrado de Proyectos(IPM) y como coordinador de geociencias en el Centrode Soporte de IPM en Houston. Con anterioridad, tuvoa su cargo el estudio de casos en el departamento deinterpretación y geomecánica del Centro de Investiga-ción de Schlumberger de Cambridge, Inglaterra.Además trabajó en el Centro de Investigación deSchlumberger-Doll Research de Ridgefield, Connecti-cut, donde desarrolló técnicas de interpretación deregistros para caracterización de fracturas, medicio-nes de esfuerzos en sitio y contención de fracturashidráulicas. Dick se graduó en física y geología en laUniversidad Wesleyan de Middletown, Connecticut;obtuvo una maestría en geología en el Dartmouth College de Hanover, New Hampshire, EE.UU. y un doc-torado en geofísica en la Universidad de Columbia enNueva York, EE.UU.
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Christian Romano es gerente de desarrollo de nego-cios en el área de servicios para el manejo de agua deSchlumberger en Caracas, Venezuela, donde tiene asu cargo el programa de sistemas de compresión yproducción. Comenzó su carrera en Comex Servicesen Marsella, Francia, donde se ocupaba del soporteen la superficie de los trabajos submarinos. Ingresóen Schlumberger en 1977 como supervisor de instala-ciones de producción temprana y, después de tresaños como gerente de operaciones de Venezuela, fuedesignado gerente de producción y servicios de prue-bas de campo. Posteriormente fue trasladado aAberdeen como gerente técnico y de mercadeo de sis-temas de producción en Wireline & Testing. Antes deocupar el cargo actual en 1997, fue asignado al equipode manejo de recursos de la Alianza LASMO-Schlumberger para el Proyecto Dación como gerentede operaciones de producción e instalaciones desuperficie en Caracas. Se graduó en la Academia deAix-en-Provence, Francia, donde se especializó enfabricación mecánica. Más tarde asistió al programade maestría de la Universidad de Marsella, St.Jerôme, con especialización en metalurgia.
Leo Roodhart tiene 20 años de experiencia en laindustria petrolera con Shell International en lasáreas de tecnología de producción, completaciones,pozos inteligentes, fracturación y estimulación, elimi-nación de residuos en el subsuelo, planeamiento ydesarrollo de campos y manejo de agua producida.Desde 1996 se desempeña como gerente de tecnologíadel departamento de manejo de agua y gas y estimu-lación de pozos en Shell. Además es miembro delequipo de liderazgo extendido de la Organización tec-nológica de Shell (SEPTAR). Anteriormente fueasesor de tecnología de la producción, asesor de inge-niería de producción y adalid en el área de alineaciónde negocios dentro del departamento de manejo deagua y gas de Shell. Es autor de varios informes y tra-bajos técnicos. Obtuvo una maestría en física y quí-mica y un doctorado en física molecular, ambos en laUniversidad de Amsterdam en Holanda. Formó partede diversas comisiones de la SPE y en la actualidadpreside la sección de Holanda de la SPE y la Comisiónde Implementación de la Serie de Foros de la SPE y,además, es miembro de la Comisión de la ConferenciaEuropea de Operaciones Marinas.
Colin Sayers se graduó en física teórica en la Univer-sidad de Lancaster y obtuvo un posgrado (DIC) enfísica matemática y un doctorado en física teórica delestado sólido en el Imperial College de la Universidadde Londres, Inglaterra. Luego de desempeñar unaactividad posdoctoral en el Imperial College, ingresóen la división de física de materiales y metalurgia dela Comisión de Investigación de Energía Atómica deHarwell, Inglaterra. Entre 1986 y 1991 trabajó eninvestigación en la empresa Shell en Holanda. En1991 ingresó en el Centro de Investigaciones deSchlumberger de Cambridge, Inglaterra, donde fuelíder de programas de caracterización sísmica y moni-toreo de yacimientos. Desde 1998 se desempeña comodirector de geofísica en el segmento de Sísmica delGrupo de Evaluación de Yacimientos deSchlumberger, con sede en Houston, Texas. Susintereses técnicos comprenden sismología con un solo sensor, presión de poro sísmica y predicción depeligros de perforación, sismología con componentesmúltiples, caracterización sísmica de yacimientos,estudios sísmicos utilizando la técnica de lapsos detiempo, integración sísmica del hueco, propagaciónde ondas en materiales no homogéneos y anisotrópi-cos, análisis de velocidades sísmicas, anisotropía sís-mica y flujo de fluidos en medios fracturados.
Phil Smith trabaja para BP Amoco en Houston, Texas,donde brinda soporte técnico en temas relacionadoscon el comportamiento de pozos para las operacionesen Latinoamérica, con responsabilidad específica so-bre el daño de la formación, las operaciones de dispa-ros y los tratamientos químicos en el fondo del pozo.En 1982, comenzó su carrera en International DrillingFluids (IDF) Ltd. como investigador químico. Dentrode la misma empresa, fue trasladado a Aberdeen,Escocia, donde se desempeñó como gerente de labo-ratorio, representante de servicios técnicos e inge-niero senior de operaciones. En 1988 ingresó en BPAmoco como ingeniero en petróleo en la sede de Sunbury, Inglaterra. Entre 1992 y 1995 trabajó comoquímico senior de producción en Aberdeen. Antes deocupar su cargo actual en 1998, fue jefe de equipo deproductividad de pozos con sede en Bogotá, Colombia.Se graduó con honores en química en la UniversidadTecnológica de Longhborough en Leicestershire,Inglaterra.
Bertrand Theuveny trabaja en Schlumberger comogerente de soporte de Mediciones Trifásicas AS enSandsli, Noruega desde 1997. Supervisa las activida-des de soporte y servicio posventa para el hardware yla metrología, además de supervisar los programas decapacitación en técnicas de medición de flujo multi-fásico. Comenzó su carrera en 1980 como ingenierotrainee en la división de armas tácticas de Aerospa-tiale en Francia. En 1982 fue designado ingenieromecánico en Cherbourg, Francia como asistente en elmanejo de la construcción de una plataforma en áreasmarinas. Después de trabajar como asistente de inves-tigación en el Instituto de Geofísica de Fairbanks,Alaska, ingresó en Flopetrol Johnston en 1985 y tra-bajó en Túnez, México y Francia. En 1987 pasó a Wireline & Testing (W&T) en Macae, Brasil comoingeniero de pruebas y más tarde como supervisor del centro de entrenamiento. Después de trabajarcomo gerente de servicios de campo en Brasil, en1992 fue designado máximo responsable de W&T enAlgeria. Antes de asumir su cargo actual, era gerentede pruebas de W&T en Trípoli y Libia. Bertrand segraduó en ingeniería oceánica en la Ecole Centrale deParís, Francia y obtuvo una maestría en geofísica yotra en ingeniería en petróleo, ambas en la Universi-dad de Alaska, en Fairbanks.
Jeb Tyrie es el gerente de operaciones para el ReinoUnido y Escandinavia de Holditch-Reservoir Technolo-gies con sede en Aberdeen, Escocia. Es responsablede estudios del subsuelo para evaluar todos los riesgosrelativos a la participación de Schlumberger en con-tratos de riesgo-recompensa y, además, se ocupa delsoporte para la aplicación de servicios y herramientasde avanzada de Schlumberger en estudios indepen-dientes del subsuelo realizados por terceros. Comenzóa trabajar en BP en 1982 como ingeniero en petróleo,de yacimientos y de producción en diversos camposdel Mar del Norte. Entre 1991 y 1998 trabajó comoconsultor independiente en ingeniería de yacimientosen Noruega y en el Reino Unido. Durante ese períodoformó una empresa conjunta con TSC de Noruegapara promover y vender el simulador de líneas de flujoFrontSim*. Introdujo técnicas de simulación de líneasde flujo en BP Amoco, que luego fueron adoptadas entodo el mundo. Ingresó en Schlumberger en 1998. Segraduó en filosofía natural, matemáticas y química enla Universidad de Aberdeen y obtuvo una maestría eningeniería en petróleo en la Universidad deStrathclyde, también en Escocia.
David Underdown es asesor técnico de Chevron Pro-duction & Technology Company con sede en el Centrode Perforación y Técnica de Houston, Texas, donde esresponsable de ingeniería de completaciones y seocupa especialmente del control de la producción dearena y de los disparos. Entre 1984 y 1993 trabajó enARCO en Plano, Texas como ingeniero de completa-ciones dedicado a temas relacionados con el controlde la producción de arena y el daño de la formación.Durante los dos años siguientes se desempeñó comopresidente de la compañía consultora UNITEC enPlano, Texas. Entre 1995 y 1996 trabajó como directortécnico en la división de tecnología de pozos de PallCorporation en Port Washington, Nueva York, dondetuvo a su cargo el soporte técnico de la división.Ingresó en Chevron en 1996. Obtuvo el doctorado enquímica y física en la Universidad de Houston. Fueeditor de las monografías sobre control de la produc-ción de arena y fluidos de completación de la SPE.Además es miembro de la Comisión de Premios de laSPE y trabaja como editor técnico de la publicaciónDrilling & Completions de la SPE.
Adi Venkitaraman es ingeniero en desarrollo de com-pletaciones a cargo de la sección de Proyectos Espe-ciales del grupo de Investigación de Disparos en elCentro de Completaciones de Schlumberger (SRC) deRosharon, Texas, donde ingresó en 1993. Entre 1993 y1997 estuvo a cargo de diversos proyectos en el Labo-ratorio Avanzado de Flujo (tanto en proyectos inter-nos como en proyectos conjuntos con clientes). Desde1997 se ha dedicado a la definición e implementaciónde las mejores técnicas de disparos en el campo sobrela base de la experiencia de laboratorio. Sus proyectosactuales incluyen la optimización de completacionesen rocas blandas para clientes (control y prevenciónde la producción de arena) y validación de modelosanalíticos internos de estabilidad de los disparos através de su aplicación en el campo y la observaciónde datos. Obtuvo un diploma en ingeniería mecánicaen la Universidad de Kerala, India y una maestría eningeniería en petróleo en la Universidad de Texas enAustin.
Charlie Vise es líder de equipo de Servicios de Pro-ducción e Intervención del Centro de Excelencia enAguas Profundas de Schlumberger con sede en NuevaOrleáns, Luisiana, EE.UU., donde proporciona soportetécnico y de mercadeo para todas las áreas de aguasprofundas del mundo. Comenzó en 1982 como inge-niero de campo en Houma, Luisiana. Al año siguientefue designado ingeniero general de campo para prue-bas de pozos y servicios de disparos de FlopetrolJohnston en Houma y, más adelante, fue nombradoingeniero de producción y de yacimientos para lamisma compañía en Nueva Orleáns. Entre 1987 y 1994trabajó como ingeniero técnico de ventas para servi-cios de completaciones y pruebas de pozos con hue-cos revestidos dentro de Schlumberger Oilfield Ser-vices en Nueva Orleáns. Durante los próximos tresaños fue gerente de desarrollo de negocios en WellTesting Services en Luisiana, Escocia y Francia, comoresponsable del desarrollo de nuevos líneas de nego-cios técnicos (sondas de instalación permanente en elfondo del pozo, medidores de flujo multifásicos, inter-venciones de pozos submarinas, instalaciones de pro-ducción temprana y servicios submarinos). Antes deocupar su cargo actual en 1998, fue coordinador detecnologías emergentes para Schlumberger OilfieldServices en Nueva Orleáns. Se graduó en ingenieríaen petróleo en la Universidad del Estado de Luisianaen Baton Rouge.
• Sequential Restoration of the Exter-nal Alpine Digne Thrust System, SEFrance, Constrained by Kinematic-Data and Synorogenic Sediments
• History and Deformation Rates of aThrust Sheet Top Basin: The BarrêmeBasin, Western Alps, SE France
• Thin-Skinned Inversion Tectonics atOblique Basin Margins: Example ofthe Western Vercors and ChartreuseSub-alpine Massifs (SE France)
• Horizontal Shortening Control ofMiddle Miocene Marine SiliciclasticAccumulation (Upper Marine Molassein the Southern Termination of theSavoy Molasse Basin (NorthwesternAlps/Southern Jura)
• Evolution of the Western SwissMolasse Basin: Structural Relationships with the Alps and the Jura Belt
• Eustatic Versus Tectonic Controls onAlpine Foreland Basin Fill: SequenceStratigraphy and Subsidence Analysisin the SE German Molasse
• Reservoir Analogue Modelling ofSandy Tidal Sediments, Upper MarineMolasse, SW Germany, Alpine Forland Basin
• Tectono-Stratigraphy and Hydrocar-bons in the Molasse Foredeep ofSalzburg, Upper and Lower Austria
• Automation of Stratigraphic Simula-tions: Quasi-Backward ModellingUsing Genetic Algorithms
• Numerical Modelling of Growth Strataand Grain-Size Distributions Associated with Fault-Bend Folding
• Flexure and ‘Unflexure’ of the NorthAlpine German-Austrian MolasseBasin: Constraints from Forward Tec-tonic Modelling
• Index
…este libro será del agrado de losinvestigadores académicos y de aque-llos dedicados a la exploración petro-lera y en busca de estudios de casossobre las fajas de corrimiento delantepaís, y en general a aquellosinteresados en la geología europea.
El precio es alto y esto puede serun factor limitante para los geólogosindividuales que deseen adquirir estelibro.
Teixell A: Journal of Petroleum Geology 22, no. 4
(Octubre de 1999): 458-459.
Próximamente en Oilfield Review
Sismicidad en el campo petrolero.En ciertas regiones, se ha observado que el desarrollo de campos de hidrocar-buros puede inducir la formación de te-rremotos. Para comprender los efectosde la producción de petróleo y gas sobrela sismicidad, se ha instalado una red deregistro en un campo en producción enRusia. Los científicos analizan los datosobtenidos con el fin de estudiar las pro-piedades del yacimiento, monitorear lainyección de agua y predecir los eventossísmicos.
Operaciones de cementación. En todaoperación realizada en un campo petro-lero, los objetivos permanentes son au-mentar la eficiencia y la seguridad mien-tras se reduce el tiempo de equipo deperforación. En lo que respecta al equi-pamiento, sin embargo, lo más grandeno siempre resulta ser lo mejor, lo máseconómico o lo más fácil de usar. Eneste artículo se examinan las diversasventajas que presenta un nuevo bom-beador de cemento más pequeño, queofrece mejor maniobrabilidad, menorpeso y mayor confiabilidad, y al mismotiempo permite reducir el tiempo ociosoen el equipo de perforación durante las tareas de cementación.
Actualización de NMR. La última gene-ración de herramientas de perfilaje deresonancia magnética nuclear (NMR, por sus siglas en Inglés) suministran in-formación confiable acerca de la poro-sidad de la formación y los fluidos en los poros. Gracias a los nuevos diseñosde las herramientas y a un mejor proce-samiento se logra incrementar la veloci-dad de adquisición de los datos y reducirlos costos del perfilaje. En este artículose estudian las nuevas aplicaciones queutilizan mediciones NMR junto con losdatos obtenidos por medio de otros sis-temas para proporcionar soluciones con respecto a la caracterización geoló-gica,la evaluación de la formación, inge-niería de completación y optimización de los yacimientos.
Diseño y selección de la mecha deperforación. Los operadores y contra-tistas hacen todo lo posible por reducir al mínimo el costo de perforación pormetro perforado; esto es el tiempo deequipo de perforación más el precio dela mecha, dividido por los metros perfo-rados. En este artículo se examinan lasmechas tricónicas, las mechas de dia-mante y las mechas compactas de uncompuesto policristalino de diamantes(PDC, por sus siglas en Inglés). Tambiénse analiza la nueva metalurgia que per-mite adaptar las mechas a formacionesespecíficas, lo cual aumenta su rendi-miento en gran medida. Gracias al uso de selladores, y al mejor monitoreo de la alineación y de las vibraciones, enmuchos casos, se logra perforar unasección completa del hueco con una sola mecha.
Time Machines: ScientificExplorations in Deep TimePeter D. WardSpringer-Verlag175 Fifth AvenueNueva York, NuevaYork 10010 EE.UU.1998. 241 páginas, $25.00ISBN 0-387-98416-X
Este libro describe los cambios ocurri-dos en la Tierra desde hace 80 a 65millones de años. El libro denota unespecial énfasis acerca de los estratosdel Grupo Nanaimo del CretácicoSuperior de las Islas de Vancouver.Haciendo uso de hechos científicos,los autores explican los nuevos aspec-tos de la geología de una manera claray original.
Contenido:
• Finding Time: Fossils and the Birthof the Geological Time Scale; Radio-metric Clocks; Magnetic Clocks
• Place: Baja British Columbia;Ancient Environments and the Levelof the Sea
• Inhabitants: The Bite of a Mosasaur;Virtual Ammonites; The Ancestry ofthe Nautilus; Of Inoceramids andIsotopes
• The Time Machine: Cretaceous Park
• Afterword, References, Index
El autor ha escrito este libro enuna forma interesante, entretenida yeducativa. Le provee al lector sólidasconclusiones científicas y al mismotiempo hace una re-ingeniería de lapresentación estándar de los libros degeología y paleontología.
Los profesores disfrutarán y sebeneficiaran con un documentoescrito de un modo excelente.
Michael F: AAPG Bulletin 83, no. 11 (Noviembre de
1999): 1876.
Cenozoic Foreland Basinsof Western Europe,Geological Society SpecialPublication No. 134A. Mascle, C. Puigdefàbregas, H. P.Luterbacher and M. Fernàndez (eds)Geological Society of LondonUnit 7, Brassmill Enterprise CentreBrassmill LaneBath BA1 3JN Inglaterra1998. 400 páginas. $117.00ISBN 1-86239-015-0
Una colección de 18 artículos,fundamentalmente acerca de losEstudios Integrados de las Cuencas de la Comisión Europea, este volumentrata los diversos aspectos de la arqui-tectura y evolución de las cuencassinorogénicas flexurales del sistemaAlpino-Mediterráneo, resultante de lacolisión entre Africa y Europa.
Contenido:
• Tectonics and Sedimentation in Fore-land Basins: Results from the Inte-grated Basins Studies Project
• Geophysical and Geological Con-straints on the Evolution of theGuadalquivir Foreland Basin, Spain
• Lateral Diapiric Emplacement of Tri-assic Evaporites at the Southern Mar-gin of the Guadalquivir Basin, Spain
• Alluvial Gravel Sedimentation in aContractional Growth Fold Setting,Sant Llorenç de Morunys, Southeast-ern Pyrenees
• Quantified Vertical Motions and Tec-tonic Evolution of the SE Pyrenean-Foreland Basin
• Cyclicity and Basin Axis Shift in a Pig-gyback Basin: Towards Modelling ofthe Eocene Tremp-Ager Basin, SouthPyrenees, Spain
• Fluid Migration During EoceneThrust Emplacement in the South-Pyrenean Foreland Basin (Spain): AnIntegrated Structural, Mineralogicaland Geo-chemical Approach
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