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Oilfield Review Verano de 2000

Soluciones para operaciones en aguas profundas Perforación rotativa direccional Control de la producción de agua Técnicas de diseño de los disparos

SMP-6081

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¿Es la tecnología de disparo una tecnología madura? La tecnología de disparo con cargas huecas se basa en desarrollos

portamiento de las cargas huecas en la roca del yacimiento, estos algo-

derivados de la industria de armamentos, donde el objetivo es hacer

ritmos no resultan confiables porque las cargas no siempre funcionan

orificios orificios en un blanc o utilizando utilizando proyectiles penet rant es que p rovocan rovocan

según lo previsto frente a los esfuerzos imperantes en el subsuelo.

un daño de considerables dimensiones. Cuando se disparan pozos de

Para poder comprender mejor y optimizar las estrategias de disparo

petróleo y gas, el objetivo objetivo no es precisame nte el mismo. En forma

para un yacimiento en particular, particular, es importante probar las cargas hue-

ideal, las descargas de las pistolas o cañones p roducen orificios orificios en el

cas ba jo las las condiciones de l yacimiento yacimiento ut ilizando ilizando núcleos o an álogos álogos

revestidor revestidor de acero y en el cemento, que penetran una cierta distancia

de rocas de afloramientos.

dentro de las formaciones sin dañar la capacidad de un yacimiento de

Para diseñar y analizar los traba jos de disparo, los los ingenieros de

producir hidrocarburos. Sin embargo, aún con la tecnología actual y

completación, por lo general, utilizan programas de computación con

las modernas cargas huecas, estos objetivos resultan mutuamente

algoritmos incluidos incluidos para e stimar e l rendimient o de las cargas. Y, Y, en

excluyentes, puesto que se sabe que los disparos producen daños en

general, aceptan los resultados sin considerar totalmente la base y la

las rocas del yacimiento. Gran Gran p arte de los esfuerzos de la industria

validez de estos algoritmos, que se fundamentan en muchos supuestos

petrolera están destinados a optimizar los disparos y minimizar o

y no siempre proporcionan soluciones de disparo específicas para cada

eliminar el da ño provocado por los mismos.

pozo. Por lo tanto, cada ingeniero debería reconocer y comprender las

La tecn ología ología de disparo con de sbalance o presión inversa ha e voluvolu-

imperfecciones de estos algoritmos programados, así como el poten-

cionado hasta convertirse en el método preferido para mitigar los

cial impacto té cnico y económico sobre las decisiones re lativas lativas a la

daños sobre la pe rmea bilidad inducidos por los disparos. disparos. En los últi-

completación. Al mismo tiempo, es importan te seguir considera ndo los

mos años, se ha investigado mucho acerca del impacto del disparo con

programa s de diseñ o y las las limitaciones de los algoritmos algoritmos y continuar

desbalan ce sobre la pr oductividad oductividad de los pozos pozos y, y, además, sobre e l

con la investigación investigación de las opera ciones de dispar o.

desarrollo de niveles óptimos de desbalance para condiciones específi-

A pesar de los recientes desar rollos, rollos, todavía todavía queda much o por hacer

cas de yacimientos. yacimientos. Las Las cargas huecas también se encuentran en un

en el cam po del disparo. La La física física de las operaciones no se comprende

proceso de evolución, mientras que se están desarrollando nuevos ma-

totalmente, por lo cual es necesar io ampliar las investigaci investigaciones ones con el

teriales para la fabricación del revestimiento de las cargas (liner)

fin fin de minimizar minimizar las inter acciones adversas entre los disparos disparos y las forfor-

con el fin de aumen tar la e fectividad fectividad de los disparos y minimizar minimizar el

maciones. Es importante me jorar las predicciones predicciones en cuanto a los dis-

daño alred edor de los orificios. orificios. Debido Debido a que e l rendimient o del pozo

paros, obtener más datos acerca del rendimiento de las cargas huecas

se ve influenciado por el tam año del orificio y la longitud del disparo

en condiciones de fondo, estandarizar los procedimientos procedimientos de las prue -

que atraviesa el daño de la formación en las cercanías del hueco y la

bas, diseñar nuevas cargas y materiales para los revestimientos revestimientos de las

invasión invasión de los fluidos, fluidos, los los nue vos vos diseños h an p roducido car gas de

mismas, y continuar desarrollando otras soluciones soluciones e specíficas, specíficas, tales

penetración profunda y de agujero grande que maximizan la eficiencia

como el control de la pr oducción oducción de arena y las metodologí metodologías as de preven-

y la la product ividad ividad de las completaciones.

ción (véase "Técnicas "Técnicas de diseño de los disparos para optimizar optimizar la pr o-

La product ividad ividad del pozo es sólo uno de los factores d e la comple-

ductividad," págin gi na 54 ). A la luz de los avances tecnológicos realizados

tación que se ve afectado por las técnicas de disparo. La estimulación

durant e los últimos cinco años y, debido debido a la considerable importancia

del pozo y la producción de a rena tamb ién constituyen motivos de

que se a signa signa a las operaciones de disparo en la act ualidad, resulta

preocupación para los ingenieros de producción. El uso de las estrate-

obvio obvio que aún queda m ucho por aprende r acerca de la optimización optimización de

gias de disparo adecua das garan tiza la eficiencia eficiencia y efectividad efectividad de la

la tecnología tecnología de disparo para las completaciones de pozos.

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 compart idos y la tecn ología ología de dispar o, es posible optimizar las completaciones diseñadas para las formacio-

David Underdown

nes propensas a producir arena. La orientación y el espaciamiento de

Asesor Técnico Chevron Production & Technology Company Houston, Texas, EE.UU.

los disparos, el desbalan ce óptimo y la la selección de las m ejores cargas hueca s junto con la simulación de los esfuerzos en sitio, les proporcionan a los operadores opciones efectivas en costos para prevenir la producción de arena en formaciones débiles o no consolidadas. Los avances realizados en este aspecto podrían, en última instancia, permitir 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 cua lquier pozo. Sin Sin emba rgo, la la ma yor yor 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-

David Underdown se desempeña como Asesor Técnico en el Centro de Perforación y Técnica de Houston, donde es responsable de ingeniería de completaciones y se ocupa especialmente del control de la producción de arena y técnicas de disparo. Entre 1984 y 1993 trabajó en ARCO en Plano, Texas, como ingeniero de completaciones dedicado a temas relacionados con el control de la producción de arena y el daño de la formación. Durante los dos años siguientes se desempeñó como Presidente de UNITEC Consulting Company en Plano. En 1995 y 1996 trabajó como director técnico de la División de Tecnología de Pozos de Pall Corporation en Port Washington, Nueva York, donde tuvo a su cargo el soporte técnico de la división. Se incorporó a Chevron en 1996. David obtuvo su doctorado en físico-química en la Universidad de Houston. Fue editor de las monografías sobre el control de la producción de arena y fluidos de completación de la SPE. Además es miembro del Comité de premios de la SPE y editor técnico de la publicación Drilling & Completions de Completions  de la SPE.

Consejo editorial Terry Adams Azerbaijan Intern ational Operating Co., Baku

Michael Fetkovich Phillips Petroleum Co. Bartlesville, Oklahoma, EE.UU.

Syed A. Ali Ali Chevron Petroleum Technology Co. Houst on, Texas, EE.UU. EE.UU.

George King BP Amoco Corporation Houston, Texas

Anton giulio Alborghett Alborghett i Agip Agip S .p.A Milán, Milán, Italia

David Patrick Murphy Shell E&P Compan Compan y Houston, Texas

Svend Aage Ander Ander sen Maersk Oil and Gas AS AS Copenhagen, Dinamarca

Richard Woodhouse Consultor indepen indepen diente Surrey, Inglaterra

Editor ejecutivo

Editor senior de producción

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Mark E. Teel

Editor senior

Ilustraciones

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Editores Russel C. Hertzog Gretchen M. Gillis

Colaboradores Rana Rottenberg

Diseño Herring Design

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Traducido y producido por LincED Int’l, Inc. y LincED Argentina, S.A.

Oilfield Review es una publicación trimestral de Schlumberger destinada a los profesionales de la industria petrolera, cuyo objetivo es brindar información acerca de los adelantos técnicos relacionados con la búsqueda 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. © 2000 Schlumberger. Todos los derechos reservados. Ninguna parte de esta publicación puede ser reproducida, archivada o transmitida en forma o medio alguno, ya sea electrónico o mecánico, fotocopiado o grabado, sin la debida autorización escrita de Schlumberger. Dirigir la correspondencia editorial a:

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Oilfield Review 2

Verano de 2000 Volumen 12 Número 1

Soluciones para los problemas de la construcción de pozos en aguas profundas

Muchos de los nue vos descubrim ientos son cam pos muy prolíficos situa dos en aguas u ltraprofundas donde el medio ambiente presenta condiciones difíciles para la constr ucción de los pozos. En este artículo se an alizan los problemas típicos de las operaciones en aguas profunda s, incluyendo la perforación de sed iment os no consolidados, la identificación de zonas con flujo de agua inde seado, la predicción de la presión de poro, la cemen tación y el refuerzo al flujo submarino. Mediante e l estudio de casos se demue stra la eficacia de los métodos comprobados y las nuevas técnicas ten diente s a resolver estos problema s y garantizar oper aciones eficient es, seguras y efectivas en costos.

20 Nuevos rumbos en la perforación rotativa direccional Los sistemas de perforación rotat iva direccional permiten perforar tra yectorias de pozos especiales, que incluyen pozos horizontales, de alcan ce exten dido y con otros perfiles complejos, a la vez que se evitan los problema s originados por el deslizamiento durante la perforación direccional convencional. En este ar tículo se explica cómo fun cionan los sistem as rotat ivos direccionales y, mediante ejemplos de campo, se demu estran el incremento de la ta sa de pe netra ción y la mayor confiabilidad que se obtienen gracias a las herram ientas rotativas direccionales de última genera ción.

32 Control del agua A medida que au ment a la cantidad de agua producida o que el agua invade zonas n o convenientes, surgen graves problemas en las operaciones de petróleo y gas. El exceso de agua reduce la productividad, aum enta la corrosión y obliga a los operadore s a exten der los tra tam ientos de a gua y los sistemas d e eliminación de la misma. El estudio de diversos casos muestra cómo se diagnostican y se monitore an los problemas de a gua complejos, de maner a que se puedan aplicar las soluciones probadas con el fin de reducir la producción de a gua, disminuir los costos y mejorar la producción de hidrocarburos.

54 Técnicas de diseño de los disparos para optimizar la productividad Un método de diseñ o práctico y orienta do a las necesidade s específicas les permite a los operadores utilizar m ejor las cargas de penetr ación profunda para pu entea r la zona invadida; las cargas de agujero grande para la estimulación por fracturam iento hidráulico; o el empaqu e de grava par a el control de la producción de arena , además de a plicar los nuevos métodos que permiten maximizar el área d e flujo de los disparos y optimizar el espaciam iento entre los mismos para prevenir el arenamiento. En e ste artículo se analizan los princ ipios físicos de los disparos, las cargas hu ecas e xplosivas, la mitigación del da ño, los criterios de diseño, y las diversas e strat egias y opciones de sistemas de transporte de las pistolas o cañones pa ra las completaciones con disparos de alto rendimiento.

80 Colaboradores 83 Próximamente en Oilfield Review y nuevas publicaciones 1

Soluciones para los problemas de la construcción de pozos en aguas profundas

Gérard Cuvillier Stephen Edwards Greg Johnson Dick Plumb Colin Sayers Houston, Texas, EE.UU. Glen Denyer EEX Corporation  Houston, Texas  José Eduardo Mendonça Petrobras  Río de Janeiro, Brasil  Bertrand Theuveny Sandsli, Noruega Charlie Vise Nueva 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, Fuchinobe, Japón; James Nutter, Macae, Brasil; y David Viela, Luanda, Angola. AIT (herramienta de Imágenes de Inducción), CDR (Resis tividad Dual Compensada), DeepCRETE, INFORM (software de modelado teórico), ISONIC (herramienta del sónico durante la perforación IDEAL ), MDT (Probador de la Dinámica de la Formación), PERFORM (Desempeño Mediante el Manejo de Riesgos) y RFT (Probador de la Formación a Repetición) son marcas de Schlumberger.

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Oilfield Review

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.

Gran parte de las futuras reservas de petróleo del mundo se encuentran debajo de los océanos, al límite de nuestras posibilidades actuales de alcance y aún más allá. Todo indica que en el futuro será posible perforar a profundidades aún mayores. Los rápidos avances realizados en los métodos de exploración y producción (E&P) en aguas profundas durante los últimos cinco años demuestran que apenas se rompe un récord, surge otro que lo supera. Los operadores se sienten atraídos por la exploración en aguas profundas, ante la perspectiva de hallar grandes reservas y altas tasas de producción que justifiquen los gastos y riesgos adicionales. Algunos campos situados en aguas profundas contienen más de 2 mil millones de barriles [320 millones de m 3], y un solo pozo puede producir 50.000 barriles por día [8000 m 3 ⁄día]. A fines de 1998, en los 28 campos que producían a una profundidad del lecho marino de por lo menos 500 m [1640 pies] se obtenían 935.000 bpd [150.000 m3]. La mayor parte de estos campos se encuentran en el Golfo de México y en las costas de Brasil, aunque ya se han desc ubierto, o al menos se esperan descubrir otros campos situados en aguas profundas en las costas de Africa Occidental, en el Lejano Oriente y en las márgenes del Atlántico Norte (derecha interior). Según los informes de los analistas, en todo el mundo se ha descubierto un volumen adicional de 43,5 miles de millones de barriles [6,9 miles de millones de m 3] de petróleo en aguas en que el 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 de m3] (abajo a la derecha).1 Hasta el momento sólo se ha explorado aproximadamente la mitad de la superficie que se supone contiene hidrocarburos debajo de aguas profundas. Algunas estimaciones sugieren que el 90% de las reservas de hidrocarburos aún no descubiertas en el mundo en zonas marinas se encuentran en mares cuyas profundidades superan los 1000 m [3280 pies]. 2 Existen diversas definiciones de aguas "profundas," que varían según la actividad considerada. Por lo general, con respecto a la construcción de pozos, se considera profundo todo aquello que supere los 500 metros, o 1500 pies de profundidad. Cuando las profundidades del lecho marino

100

   s    a     d    n    u     f    o    r 75    p    s    a    u    g    a    n    e    s    o     d    a 50    u    t     i    s    s    o    r    e     l    o    r    t    e    p    s 25    o    p    m    a     C

0 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.

Verano de 2000

Otras regiones Lejano Oriente Africa Occidental Brasil Golfo de México

96

78

54

40

28

1998 1999

2000 2001 2002

son mayores, surgen otros requerimientos tecnológicos, si bien existen soluciones al respecto. Cuando se consideran profundidades superiores a los 2000 m, o 7000 pies, se habla de aguas ultraprofundas. En estos casos, de existir soluciones, éstas se adaptan especialmente para cada proyecto. Los organismos gubernamentales y entes reguladores pueden adoptar otras definiciones con respecto al concepto de profundidad, por ejemplo, lo que se encuentra más allá del cambio litológico que existe entre la plataforma continental y el talud continental, y otorgan ventajas comparativas en materia de impuestos o regalías a los campos que se encuentran dentro de este ámbito.    s    a 150     d    n    u   o     f     d    o    r    u    p   r    s   c    a   e     d    u    g   s 125    a    e     l     i    n    r    e   r    a    s    b    o     d   e    a     d    u    t    s     i    s   e    n 100    s    l    o    o     l     i    t    n   m    e     i    e     d    m     i    c   s    e    a    y    l     i 75    e   m     d   a    s    e   e    t     l    a   n     i    e    c    l    n   a    v    e     i    t    u    o   q 50    p    y   e  ,    s   o     d    a    t    r    n    e   u     i    m     b    l    u    c   e 25    s   o    e     d    d    o    s   t    a   n    v   e    r    e    s    e 0     R

Total

Potenciales Descubiertas

América del Sur Golfo de México

Africa Occidental

Africa Occidental

Cuencas Antárticas de aguas profundas Otras

Año Campos petroleros situados en aguas profundas, agrupados por región y en función del  tiempo. (Adaptado de Thomas, referencia 1).  > 

Miles de millones de barriles de reservas descubiertas y potenciales en aguas profundas. (Adaptado de Thomas, referencia 1).

 > 

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Para poder diseñar pozos seguros se requieren conocimientos avanzados respecto de la presión de poro y del gradiente de fractura, 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. Los trabajos científicos de perforación, tales como los del Programa de Perforación Oceánica (Ocean Drilling Program), solventado con fondos internacionales, y los de su antecesor, el Proyecto de Perforación en Aguas Profundas, han perforado pozos por debajo de los 7044 m [23.111 pies] de profundidad del lecho marino. Sin embargo, no hay que olvidar que cuando se perforan huecos de investigación no se tienen en cuenta muchas de las restricciones económicas y operativas que se imponen a la industria de E&P en las zonas marinas.3 El récord actual de profundidad submarina en perforación de pozos petroleros corresponde a un pozo perforado por Petrobras en la zona marina de Brasil, donde la profundidad del lecho marino es de 2780 m [9111 pies]. 4 Este récord fue superado en cuatro oportunidades durante 1999, a medida que la profundidad aumentaba de 2353 a 2780 m [de 7718 a 9111 pies]; tantas veces como a lo largo de los cinco años anteriores, cuando se logró progresar de 2009 a 2351 m [6592 a 7712 pies]. Los mayores desafíos en la construcción de pozos en aguas profundas se relacionan en parte con las grandes profundidades, pero también con las condiciones que se encuentran en cada una de las zonas petroleras situadas en aguas profundas. En las aguas más profundas, la perforación se puede realizar sólo desde una plataforma de perforación semisumergible o una barcaza de perforación, ambas con sistema de posicionamiento dinámico. Los equipos convencionales amarrados al fondo del mar han perforado hasta en profundidades de lecho marino de 1836 m [6023 pies] en el Golfo de México. En las zonas marinas de Africa Occidental, las condiciones pueden resultar sumamente diferentes con respecto a las del Golfo de México, donde la presencia de corrientes submarinas dificultan el manejo del tubo ascendente. Es necesario utilizar equipos de perforación mucho más grandes y potentes para mantener la estabilidad frente a las fuertes corrientes y para transportar el volumen adicional de lodo y maniobrar el tubo ascendente, ambos necesarios para construir el pozo. Por otra

4

parte, la profundidad extrema del agua también puede tener un fuerte impacto en el tiempo improductivo del equipo de perforación. Por ejemplo, si se produce un inconveniente en el funcionamiento del preventor de reventones submarino (BOP, por sus sigas en Inglés), puede llevar tres días sólo elevarlo hasta la superficie para repararlo. El desafío más importante con respecto a la construcción de pozos en aguas profundas consiste en perforar un hueco estable. En las cuencas sedimentarias jóvenes que presentan altas tasas de deposición, como en el Golfo de México y partes de las zonas marinas de Brasil y Africa Occidental, los sedimentos pueden resultar subcompactados durante el enterramiento. Puede ocurrir que las presiones de poro sean elevadas y que los gradientes de fractura sean bajos en comparación con los de los pozos terrestres en las mismas profundidades, y que la diferencia entre la presión de poro y el gradiente de fractura sea reducida. Para poder diseñar pozos seguros se requieren conocimientos avanzados respecto de la presión de poro y del gradiente de fractura, 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. En algunos proyectos, se necesita un número determinado de sartas de revestimiento para controlar los sedimentos someros y no consolidados, así co mo las zonas de transición más profundas en las que no se puede llegar hasta el yacimiento. O bien, si se lo alcanza, el diámetro de la tubería de producción que se podrá colocar dentro del revestidor final es tan pequeño que el proyecto se vuelve antieconómico, ya que las tasas de flujo se ven restringidas. En áreas como el Golfo de México, los peligros relacionados con el flujo de fluidos provenientes de zonas someras dificultan la construcción de los pozos. Estas zonas que se encuentran por debajo del lecho marino son capaces de producir agua y cuando se las atraviesa con una mecha de perforación pueden provocar graves problemas de inestabilidad del

hueco. Por otra parte, las zonas con flujo de agua impiden el perfilaje y las operaciones de reentrada a pozo abierto, además del emplazamiento de cemento por detrás del revestidor. Hoy en día, en aguas de mayor profundidad, los huecos se completan con cabezales de pozos y árboles de producción instalados sobre el lecho del mar, conectados con líneas de flujo para transportar los hidrocarburos hasta la superficie. Las estructuras de superficie pueden ser embarcaciones de producción flotantes de almacenamiento y descarga (FPSO, por sus siglas en Inglés) o bien plataformas anfitrionas ubicadas en las inmediaciones. El control de los poz os submarinos activos para realizar pruebas, completaciones e intervenciones requiere el uso de equipos confiables y diseñados especialmente para tales propósitos.5 Por lo general, los fluidos deben recorrer varios kilómetros de tuberías y muchas veces dependen de bombas sumergibles u otras técnicas de levantamiento artificial para poder llegar a la superficie. 6 Los pozos pueden resultar más productivos mediante la instalación de dispositivos permanentes de monitoreo y control de flujo en el fondo. 7 Para mantener el flujo de los hidrocarburos con las más altas tasas posibles no sólo es necesario contar con las tuberías del tamaño adecuado, sino también se deben tener en cuent a las demás condiciones que pueden provocar bloqueos en el flujo. Las altas presiones y bajas temperaturas que soportan los pozos de aguas profundas cerca del lecho marino facilitan la formación de compuestos sólidos a partir de mezclas de agua y gas natural, que semejan trozos de hielo y se denominan hidratos de gas. Estos sólidos pueden bloquear el flujo dentro de las tuberías y despresurizarse en forma explosiva cuando llegan a la superficie. En el pasado, pro3. Los pozos con fines científicos pueden ser perforados sin preventores de reventones (BOPs) o tubos ascendentes para el retorno del lodo y no se les coloca tubería de revestimiento, ni equipamiento de completación. Su objetivo consiste en recopilar información, no producir hidrocarburos y, de hecho, en el caso de detectarse la presencia de hidrocarburos o sobrepresión, la perforación se suspende. 4. DeLuca M: “International Focus,” Offshore 60, no. 1 (Enero de 2000): 10. 5. Christie A, Kishino A, Cromb J, Hensley J, Kent E, McBeath B, 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, Johannessen O, Malde O, Toekje J y Newberry P: “Control remoto 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 Veneruso T: “Monitoreo en el fondo del pozo: su evolución,” Oilfield Review 11, no. 4 (Primavera de 2000): 20-33.

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vocaban catástrofes en las operaciones de perforación en zonas marinas. Los hidratos se pueden formar también en forma natural en el lecho del mar y por debajo del mismo, por lo cual representan un peligro si se los penetra durante la perforación. Por otra parte, existen otros sólidos, como las parafinas, que pueden provocar bloqueos en las tuberías, que es necesario prevenir. La industria petrolera debe desarrollar soluciones para estos y muchos otros problemas en aras de garantizar la seguridad y la eficiencia de las operaciones en aguas profundas. En algunos casos, la solución consistirá en una nueva herramienta o una técnica completamente nueva, mientras que en otros, la aplicación innovadora de una tecnología ya existente puede proporcionar la respuesta necesaria. En este artículo se describen algunos de los métodos nuevos ya probados y otras soluciones potenciales que harán posible la continua expansión de las actividades de E&P en aguas más profundas.

Excelencia en aguas profundas Los adelantos tecnológicos que se requieren para quebrar las barreras impuestas por los grandes océanos son de tal envergadura que no se pueden alcanzar en forma individual, o a través de una sola compañía. Tanto las compañías petroleras como las empresas de servicios, los contratistas de perforación, las instituciones académicas, los grupos gubernamentales y los

fabricantes de equipos se encuentran empeñados en la búsqueda de soluciones. Algunas compañías petroleras establecen sus propios grupos de perforación especializados para supervisar las tareas de perforación en aguas profundas. Muchos operadores y contratistas forman consorcios industriales, iniciativas y proyectos conjuntos con el propósito de identificar las brechas tecnológicas y aunar sus conocimientos y recursos. A modo de ejemplo cabe mencionar: el consorcio Deepstar dirigido por Texaco en los EE.UU., PROCAP encabezado por Petrobras en Brasil, el Grupo Industrial Conjunto de las Márgenes del Atlántico (AMJIG, por sus siglas en Inglés) en el Reino Unido y el Programa Noruego de Aguas Profundas. Con el objeto de responder a la demanda de soluciones técnicas para la perforación en aguas profundas en el presente y en el futuro, Schlumberger creó el Centro de Excelencia en Aguas Profundas, un centro de soluciones dirigido por expertos que se encuentra basado en Houston, Texas, EE.UU. La misión de este centro consiste en realizar un esfuerzo cooperativo global en conjunto con la industria petrolera, tendiente a identificar y desarrollar las mejores soluciones efectivas en costos para hacer frente a los desafíos de las operaciones en aguas profundas. El Centro de Excelencia en Aguas Profundas ha definido métodos específicos para alcanzar estos objetivos. En primer lugar, la organización

debe reconocer la existencia de aplicaciones exitosas dentro de los grupos de la compañía, dar prioridad a las necesidades de nuevas tecnologías y proponer soluciones técnicas a los centros de ingeniería y a los clientes. En segundo lugar, se deben establecer redes internas y externas para transferir conocimientos y proveer adiestramiento. Los expertos del Centro de Excelencia en Aguas Profundas manejan y promueven el desarrollo de soluciones en alguno de los cuatro dominios técnicos específicos: construcción de pozos, sistemas de completación, producción e intervención, y geología y geofísica (abajo). Estos están alineados con procesos de pozos críticos y con las estructuras actuales de las compañías. Por último, el centro también actúa como representante de Schlumberger en los proyectos conjuntos relacionados con aguas profundas para ayudar a poner en práctica los conocimientos adquiridos. Con el fin de superar una amplia variedad de obstáculos de E&P en aguas profundas se han formado varios proyectos industriales conjuntos (JIPs, por sus siglas en Inglés). Algunos de ellos se establecieron para investigar formas de reducir costos y operar con menor impacto sobre el medio ambiente, mientras que otros están diseñados para permitir el desarrollo de actividades en aguas más profundas: sin ellos, la industria petrolera no logrará desarrollar las reservas que se encuentran en aguas ultraprofundas.

Centro de Excelencia en Aguas Profundas

Construcción de Pozos

Sistemas de Completación

Optimización de la perforación

Tecnologí as de completación

Tecnologí a del tubo ascendente

Sistemas para control de arenas

Embarcaciones alternativas

Técnicas de disparo

Fluidos de perforación Perforación direccional Tecnologí a de cementación

Pruebas de pozos

Producción e Intervención

Geología y Geofísica

Garantí a de fluencia

Sí smica marina y sí smica de pozo

Aplicación de tuberí a flexible Sistemas de árboles submarinos Perforación direccional Tecnologí a de cementación

Sistemas inteligentes

•Sistemas de producción

Aislamiento zonal

•Sistemas de intervención •Embarcaciones de intervención

Equipamientos de producción

Evaluación de formaciones ultraprofundas Peligros geotécnicos de zonas someras Optimización del yacimiento

Desarrollo completo del campo Sistemas de producción flotantes

Alianzas

Otros Centros de Excelencia

Centros de Investigación y Desarrollo

Centros de Ingeniería de Productos e Ingeniería Submarina

Organizaci ón del Centro de Excelencia en Aguas Profundas. Este centro trabaja para identi ficar 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 organizaci ón Schlumberger para transferir conocimientos.

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Verano de 2000

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> Tecnologí as de perforación en aguas profundas: convencional (izquierda) y con levan tamiento submarino del lodo (derecha) . En la perforación convencional, el peso de la columna de lodo en el tubo ascendente a menudo es demasiado elevado para perforar sin provocar fracturas en las formaciones d ébiles. La tecnologí a de levantamiento submarino del lodo permite aislar el lodo y bombearlo de regreso a la superficie fuera del tubo ascendente para aliviar la carga, lo cual permite continuar con la perforación sin llegar a fracturar la formación.

Proyectos industriales conjuntos de perforación Un JIP es un proyecto para diseñar un nuevo método de perforación y construcción de pozos en aguas profundas con un número mí nimo de sartas de revestimiento, para poder alcanzar los objetivos geológicos profundos con un hoyo cuyo t amaño permita la producción de hidrocarburos con altas tasas de flujo. En el Golfo de México y en las cuencas de las zonas marinas de Africa Occidental, las altas tasas de deposición provocan la rápida acumulación de sedimentos, que alcanzan profundidades considerables sin llegar a compactarse o desalojar el agua acumulada en los po ros. En estas formaciones débiles y no consolidadas, las presiones de poro son elevadas y, para contener el avance de los fluidos de formación, se utilizan lodos de perforación pesados. Sin embargo, las presiones de fracturación son bajas; debido a la gran distancia existente entre el equipo de perforación y la formación se crea una columna de lodo tan pesada en la sarta de perforación y en el tubo ascendente, que el peso del lodo fractura la formación a menos que se haya colocado un revestidor. En las porciones superiores del pozo se colocan varias sartas de revestimiento, por lo que se reduce el número de columnas disponibles para subsanar posibles contingencias que se pueden encontrar a mayor profundidad, como por ejemplo zonas de pérdidas de circulación, formaciones sobrepresurizadas y otros incidentes relacionados con el control de los pozos. En este tipo de formaciones, un pozo situado en aguas profundas podrí a costar más de 50 millones de dólares y aún así  no alcanzar su objetivo. En 1996, 22 compañí as constituyeron un JIP con el fin de eliminar el efecto de la profundidad del agua en la planificación y la perforación de los pozos de aguas profundas. El grupo determinó que la solución más viable implicaba reducir el peso del lodo sobre la formación cambiando el sistema de retorno del lodo a la superficie (arriba a la derecha). El JIP Subsea Mudlift Drilling (levantamiento submarino del lodo de perforación), que actualmente está integrado por representantes de Conoco, Chevron, Texaco, BP Amoco, Diamond

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Convencional

Levantamiento Submarino del Lodo

Retorno del lodo a la superficie Tubo marino ascendente Sarta de perforación

   n     ó     i    s    e    r    p    e     d    o    c     i    n     ú    e    t    n    e     i     d    a    r     G

Lodo en el tubo ascendente y en la sarta de perforación

Profundidades de los revestidores

Tubo marino ascendente

    1    n     ó     i    s    e    r    p    e     d    e    t    n    e     i     d    a    r     G

Lodo en la sarta de perforación Sarta de perforación Agua de mar en el tubo ascendente

    2    n     ó     i    s    e    r    p    e     d    e    t    n    e     i     d    a    r     G

Profundidades de los revestidores

Perforación convencional con gradiente único; requiere varias sartas de revestimiento. Cuando el margen entre la presi ón de poro y la presi ón de fractura es pequeño, la perforación convencional, con su gradiente de presi ón tomado a partir del nivel del mar, requiere frecuentes incrementos de la densidad del lodo, además de columnas de reves timiento adicionales para evitar las fracturaciones.  < 

    d    a     d     i     d    n    u     f    o    r     P

Presión hidrostática del lodo convencional

Presión de fractura

Profundidades de los revestidores

Presión hidrostática submarina

Presión de poro

Presión

Oilfield Review

Offshore, Global Marine, Schlumberger y Hydril, se encuentra abocado al desarrollo de esta tecnologí a que, según lo planificado, estará  disponible para la industria en el año 2002. En la perforación convencional, la columna de lodo se extiende desde el equipo de perforaci ón hasta el fondo del pozo y forma un gradiente único de presión de lodo (página anterior, abajo). Para disminuir la carga en el tubo ascendente se reemplaza el gradiente único de presión por un sistema de gradiente doble: un gradiente de presión hidrostática actúa desde el equipo de perforación hasta el lecho del mar, que en algunos casos se denomina nivel del lodo, mientras que un nuevo gradiente de presión más elevado actúa desde el nivel del lodo hasta el fondo del hueco. En el sistema de gradiente doble, los gradientes de fractura, de la presión de poro y de presión de lodo tienen como nivel de referencia el nivel del lodo en lugar del equipo de perforación (abajo). La disminución de la presión del lodo en el hoyo puede permitir el ahorro de hasta cuatro columnas de revestimiento en el diseño del pozo (derecha). La tecnologí a del gradiente doble hace posible que cualquier pozo, cualquiera sea la profundidad del agua, alcance su objetivo en el yacimiento con un hoyo de 12 1 ⁄ 4 pulgadas de diámetro. Los pozos de gran diámetro que se pueden perforar gracias a la perforación con levantamiento submarino del lodo podrán completarse con tuberí as de producción de 7 pulgadas de diámetro hasta el nivel del lodo, con lo cual muchos pozos pueden alcanzar su máxima

Convencional

Gradiente Doble Tamaño del revestidor en pulgadas

36 26 20 16

20 Tuberí a de 51 /2 pulgadas

13 3 /8 11 3 /4 9 5 /8

7 5 /8

9 5 /8

El uso del mé todo del gradiente doble requiere una menor cantidad de sartas de revestimiento y permite un revestidor de completaci ón de mayor diámetro. El menor número de sartas de revestimiento utilizado en la perforaci ón en aguas profundas con gradiente doble (derecha)  comparado con la perforaci ón convencional (izquierda) permite disminuir costos y posibilita el uso de una tuber í a de producción de mayor diámetro en el fondo del pozo, con la cual se obtiene mayor productividad.

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tasa de flujo potencial. Por otra parte, este mayor tamaño del hoyo permitirá adicionar pozos horizontales o tramos laterales múltiples, necesarios para optimizar el drenaje del yacimiento. En consecuencia, será necesario perforar un menor nú-

Perforación con gradiente doble y con menor número de sartas de revestimiento. Debido a que los gradientes de la presi ón de poro, de fractura y de lodo  tienen como plano de referencia el nivel del lodo (lecho marino) en lugar del nivel del mar, este sistema de perforación permite construir el pozo con éxito utilizando menor cantidad de columnas de perforaci ón, incluso en los casos en que existe un estrecho margen entre la presión de poro y la presi ón de fractura.     d    a     d     i     d    n    u     f    o    r     P

Presión hidrostática del lodo con gradiente doble

Presión de fractura

Presión hidrostática submarina

Presión de poro Presión

Verano de 2000

Tuberí a de 7 pulgadas 13 3 /8

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Profundidades del revestidor

Tamaño del revestidor en pulgadas

36 26

mero de pozos para drenar un yacimiento en forma adecuada, con lo cual se logra una reducción considerable en las erogaciones de capital destinadas al desarrollo del campo, además de un incremento en la recuperación final. Debido a la menor presión del lodo, también disminuyen los problemas de pérdidas de circulación. El JIP estima que estos beneficios pueden implicar ahorros de entre 5 y 15 millones de dólares por pozo. Existen varios métodos para reducir el peso del lodo en el tubo ascendente de perforación. El JIP de levantamiento submarino del lodo de perforación está desarrollando un sistema con dos componentes principales. En primer lugar, un divergente rotativo submarino aisla el fluido que se encuentra en el tubo ascendente con respecto al pozo y desví a el fluido de perforación (de retorno) desde la base del tubo ascendente al segundo componente clave, una bomba de levantamiento de lodo. Esta bomba dirige el lodo de regreso al equipo de perforación por medio de una lí nea de flujo aislada del tubo ascendente e impide que la presión hidrostática del lodo en la lí nea de retorno se transmita al hoyo. El diseño del sistema y las pruebas de campo preliminares se llevarán a cabo durante el año 2000 y principios del 2001, después de lo cual se realizarán pruebas en aguas profundas a escala natural. El sistema comercial será construido en

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el año 2001 y probado en el 2002, con lo cual quedará  abierto el camino para iniciar la perforación en cientos de parcelas situadas en aguas profundas. Otros JIPs tratan de resolver el mismo problema por otros medios. Desde 1996, Shell E&P subvenciona el desarrollo de un sistema de bombeo submarino que alcanza un gradiente doble con tecnologí a existente en los casos en que resulta posible.8 Este proyecto, en el que han participado diversas compañí as, incluyendo FMC Kongsberg, Alcatel, Centrilift, Dril-Quip y Robicon, consiste en la separación submarina de los recortes de mayor tamaño de manera que se puedan utilizar bombas electrosumergibles para transportar el lodo a la superficie, mientras que los recortes remanentes se dejan sobre el lecho del mar.

Predicción de las presiones En las cuencas sedimentarias tí picas, las formaciones se compactan a medida que se produce el enterramiento. Los fluidos que se encuentran en los poros son expulsados, los sedimentos se compactan para formar rocas consolidadas y la presión de poro aumenta hidrostáticamente con la profundidad. En el caso de las cuencas con altas tasas de deposición, como el Golfo de México, los fluidos excedentes pueden quedar atrapados en los sedimentos de baja permeabilidad mientras continúan enterrándose. Estas formaciones se vuelven subcompactadas y se desarrolla una sobrepresión o presión de poro superior a la hidrostática. En las zonas con sobrepresión, la porosidad de la roca o alguna medición de un parámetro sensible a la porosidad, como el tiempo

Carga de datos del proyecto Datos sí smicos Registros de pozos vecinos Datos de perforación de pozos vecinos

Procesamiento sísmico Perfil de velocidad interválica

Datos de calibración Densidades del lodo Reventones, pérdidas Presiones de RFT y/o MDT

Procesamiento de datos Edición previa al procesamiento Estratigrafí a mecánica Esfuerzo de sobrecarga Vp, Perfil de resistividad Relación tiempo-profundidad

Predicción de la presión de poro Perfil de la presión de poro Modelo de esfuerzos Datos ingresados al plan del pozo

Gradiente de fractura

Puntos de asentamiento de los revestidores Densidad del lodo Riesgos Nuevos datos requeridos

Registros en tiempo real Registros de pruebas de velocidad Perfilaje durante la perforación (rayos gamma, ISONIC, datos de presión)

Revisión del plan del pozo

Secuencia de tareas para la predicci ón de la presión de poro. Por medio de datos, presiones y registros sí smicos, los ingenieros desarrollan una predicci ón inicial de la presión de poro y un modelo de esfuerzos, que a su vez sirven para perfeccionar la planificación del pozo. La información adquirida en tiempo real durante la perforaci ón permite actualizar la plani ficación del pozo.

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8

de tránsito o la resistividad de la formaci ón, se desví a con respecto a su tendencia normal de compactación. Estas zonas sobrepresionadas pueden resultar peligrosas durante la perforación, ya que si no se detectan pueden provocar amagos de reventón (o brotes imprevistos) y requieren un número adicional de sartas de revestimiento para mantener el peso del lodo dentro de la diferencia admitida entre la presión de poro y el gradiente de fractura. Para poder construir pozos en aguas profundas en forma segura y económica, resulta imprescindible tener un conocimiento acabado de las presiones de poro. Antes de la perforación, la presión de poro se puede calcular a partir de otros elementos, tales como las velocidades sí smicas locales, la experiencia en perforación, las densidades del lodo y las mediciones s ónicas y de resistividad obtenidas en pozos cercanos.9 La validez de las predicciones de la presión dependerá de la calidad de los datos ingresados, de la eficacia del método empleado para calcularla y de la calibración con respecto a las presiones medidas. Si bien no se realiza en forma habitual, para perfeccionar el modelo de la presión de poro se lo puede actualizar con datos de calibración locales derivados de observaciones de perforación, de registros obtenidos durante la perforación y de perfiles sí smicos verticales, generados a partir de fuentes de superficie o de la mecha de perforación como fuente acústica (izquierda).10 8. Furlow W: “Shell Moves Forward with Dual Gradient Deepwater Drilling Solution,” Offshore 60, no. 3 (Marzo de 2000): 54, 96. 9. Referencias selectas sobre estimación de la presión de poro: Bowers GL: “Pore Pressure Estimation from Velocity Data: Accounting for Pore-Pressure Mechanisms Besides 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. Singapur: Elsevier Science, 1997. Eaton BA: “The Equation for Geopressure Prediction from Well Logs,” artí culo de la SPE 5544, presentado en la Reunión Anual del Otoño de la SPE, Dallas, Texas, EE.UU., Septiembre 28-Octubre 1, 1975. Hottman CE y Johnson RK: “Estimation of Formation Pressures 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,” artí culo de las IADC/SPE 59222, presentado en la Conferencia de Perforación de las IADC/SPE, Nueva Orleáns, Luisiana, EE.UU., Febrero 23-25, 2000.

Oilfield Review

Este método resultó  de fundamental importancia para el éxito de un proyecto de perforación con tres pozos realizado recientemente en el Golfo de México para la Corporación EEX. El primer pozo comenzó  a perforarse con una predicción preliminar de la presión de poro que se debí a actualizar durante el proceso de perforación. La predicción fue actualizada y calibrada con información derivada de amagos de reventón. En el segundo pozo, se aplic ó  la nueva técnica de predicción de la presión de poro. Mediante registros sónicos, de resistividad y de pesos de lodo, y la experiencia en perforación adquirida en un pozo vecino fue posible crear el modelo preliminar de la presión de poro. Se esperaba que el nuevo pozo encontrara la misma composición geológica que el pozo vecino, pero

que la capa de sal que el otro pozo encontró cerca de los 1980 m [6500 pies] se alcanzar í a sólo a profundidades mucho mayores. En los datos del registro sónico del pozo vecino aparece una tendencia normal de compactación hasta alrededor de 2440 m [8000 pies], donde se penetra una zona de presión más elevada que la normal (abajo). La presión de poro prevista a partir de los datos sónicos puede calibrarse con respecto a las presiones reales medidas durante la perforación; se produjo un amago de reventón a los 1520 m [5000 pies] donde la presión de poro superó el peso del lodo de perforación. A continuación, la perforación continuó  con sobrepresión, con el lodo más pesado que lo necesario. Se realizó un pronóstico similar de la presión de poro a partir de los datos de resistividad.

Cuando se aplican estas predicciones de la presión de poro en zonas de sal tectónicamente activas se corre el riesgo de que las mediciones realizadas en la locación del pozo vecino no representen la geologí a que atraviesa el nuevo pozo, en especial en las secciones m ás profundas con mayor posibilidad de presencia de sal. El único tipo de información común a los dos sitios es la velocidad interválica derivada del procesamiento de la lí nea sí smica de superficie que vincula los dos pozos. Si bien las velocidades interválicas derivadas de la sí smica producen una predicción de la presión de poro de resolución mucho menor, sirven para definir tanto una tendencia normal de compactación como una tendencia de presión prevista para justificar las predicciones realizadas a partir de otras mediciones.

Gradiente de sobrecarga Tendencia normal de compactación    s    e     i    p  ,     d    a     d     i     d    n    u     f    o    r     P

Peso del lodo de pozos vecinos Tendencia normal de compactación

Resistividad ohm-m

40

Tiempo de tránsito

Puntos de resistividad

(µseg/pie)

ohm-m

Tendencia de l a porosidad derivada del tiempo de tránsito 300 0,1

Tendencia de la porosidad derivada de la resistividad

Presión de poro (sí smica) Tendencia normal de compactación Velocidad interválica sí smica 10 4.000

pie/seg

Presión de poro (resistividad) Presión de poro (sónico) lbm/gal

20.000 0

20

0

2.200

4.400

Amago de reventón 6.600

8.800

11.000

13.200

Datos obtenidos en pozos vecinos correspondientes a las predicciones de presi ón de poro. Tanto los datos s ónicos, como las mediciones de resistividad y las velocidades sí smicas muestran tendencias normales de compactaci ón a niveles someros pero se desví an a medida que aumenta la profundidad. Los tres tipos de datos conducen a predicciones de la presi ón de poro comparables que se calibran con las presiones reales cuando las densidades del lodo no resultan su ficientes para prevenir amagos de reventones (rombo negro en la pista 4).

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Verano de 2000

9

Las velocidades interválicas derivadas de la sí smica sobre la nueva locación del pozo, junto con los pronósticos derivados de registros del pozo vecino, ayudan a construir la predicción final de la presión de poro previa a la perforación (derecha). Las presiones de poro derivadas de la sí smica indican un rango de seguridad en la densidad del lodo que disminuye con la profundidad; menos de 2 lbm/gal [0,24 g/cm 3] a la profundidad objetivo de 6100 m [20.000 pies]. En los tres pozos, las presiones de poro obtenidas utilizando el método de calibración de Schlumberger se ajustaron a las presiones de poro encontradas en el pozo. En la perforación de cada pozo se contó con los servicios de un ingeniero del grupo PERFORM (Desempeño Mediante el Manejo de Riesgos) de Schlumberger, que monitoreaba el proceso de perforación con mediciones obtenidas durante la perforación y contribuyó a actualizar el plan del pozo. 11

Gradiente de sobrecarga    s    e     i    p  ,     d    a     d     i     d    n    u     f    o    r     P

Peso del lodo del pozo vecino Presión de poro (sí smica) Tendencia normal de compactación

Presión de poro (resistividad)

Velocidad interválica sí smica

Presión de poro (sónico)

pie/seg

5.000

lbm/gal

30.000 0

20

0

4.000

8.000

Refinación de las predicciones de presión antes de la perforación Como se comprueba en los ejemplos anteriores, los datos de los pozos vecinos pueden generar una predicción de la presión de poro de alta resolución. Sin embargo, existen casos en que la predicción puede no coincidir en las cercaní as del pozo nuevo. Si bien la informaci ón de la presión de poro proveniente de las velocidades interválicas derivadas de la sí smica ofrece una mayor cobertura areal, estas mediciones presentan varias desventajas. En pr imer lugar, no tienen una

12.000

16.000

20.000

Predicción convencional de la presi ón de poro basada en las velocidades de apilamiento (izquierda) comparada con otra basada en inversión tomográfica (derecha) . La predicción inicial  tiene resolución inferior, un menor rango de presiones y está suavizada lateralmente. La predicción refinada muestra detalles m ás precisos del subsuelo geológico.  < 

Tendencia normal observada en las velocidades interv álicas derivadas de la sí smica (pista 1) y predicciones finales de la presión de poro antes de la perforación (pista 2) para la nueva locaci ón del pozo.

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Predicción convencional de la presión de poro

Predicción de la presión de poro en base a la tomografía 16 13,5

0,5

0,5 12,5

   m 1     k  ,     d 1.5    a     d     i     d    n 2    u     f    o    r     P 2,5

12 11,5 11

3 10,5 3,5

    l    a    g     /    m     b     l  ,    o    r    o    p    e     d    n     ó     i    s    e    r     P

14    m 1     k  ,     d    a 1,5     d     i     d    n 2    u     f    o    r     P 2,5

13 12 11

3 3,5

10

14 12

Dis 10 tan cia 8 , km

10

15

13

14

16

9,5

12

6

8 6

a, km anci Dist 10

9

    l    a    g     /    m     b     l  ,    o    r    o    p    e     d    n     ó     i    s    e    r     P

10

14 12

Dis 10 tan cia 8 , km

12

6

6

8

14

10 a, km anci Dist

16

9 8

Oilfield Review

resolución suficiente para producir predicciones de la presión de poro adecuadas para la planificación de los pozos. Además, no son velocidades de tiempo de tránsito fí sico, sino que se derivan de las velocidades de apilamiento, que no son más que subproductos del procesamiento de los datos sí smicos cuyas unidades son de distancia divididas por tiempo. Pueden corresponder a las velocidades sí smicas reales cuando el subsuelo comprende capas planas y homogéneas. Sin embargo, cada valor de velocidad representa un promedio sobre la extensión espacial de la fuente sí smica y los receptores utilizados; promedio que por lo general alcanza hasta 8 km [5 millas] en aguas profundas. Por otra parte, las velocidades internas no son representativas de las velocidades reales del subsuelo en los casos en que existen capas con buzamientos, variaciones laterales de velocidad o presión, o cambios en el espesor de las capas, que son precisamente las circunstancias en las cuales no convendrí a confiar en los datos provenientes de los registros de los pozos vecinos y se tenderí a a utilizar los datos sí smicos para pronosticar la presión de poro. Los geofí sicos de Schlumberger han desarrollado un método fí sico para obtener velocidades significativas a partir de datos sí smicos 3D y pronosticar presiones de poro previo a la perforación con una mayor resolución.12 Esta técnica se denomina inversión tomográfica e incorpora un proceso automatizado que utiliza todos los patrones del tiempo de tránsito en los datos sí smicos registrados para producir un modelo de velocidad 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 proyecto de pozo en aguas profundas para la compañí a EEX en el Golfo de M éxico. Se reprocesó un levantamiento sí smico marino 2D existente utilizando inversión tomográfica, con el cual se generó un modelo de velocidad mejorado para su transformación a presión de poro (derecha). El modelo de velocidad resultante presenta detalles suficientes para derivar una predicción precisa de la presión de poro al sur del pozo vecino. Una trayectoria de perforación entre los dos cuerpos de sal que aparecen en la lí nea sí smica podrí a encontrar una zona prevista de baja velocidad, lo cual puede indicar sobrepresión. La extensión espacial de esta anomalí a no se encuentra bien definida por la imagen de velocidad de apilamiento. Sin embargo, la mejor resolución de las velocidades basadas en la tomografí a permiten realizar una estimación más confiable de la presión de poro con anterioridad a la perforación (próxima página, arriba).

Verano de 2000

Velocidad interválica derivada del apilamiento

0,5

1500

1,0

2000

1,5

2500    g    e    s     /    m  , 3500     d    a     d     i    c 4000     l    o    e     V

   m     k 2,0  ,     d    a     d     i     d 2,5    n    u     f    o    r     P 3,0

3000

4500

3,5

5000

4,0

5500 4,5

6000 3.000

7.000

11.000

15.000

19.000

23.000

27.000

Distancia, km

Velocidad interválica derivada de la tomograf ía

0,5

1500

1,0

2000

1,5

2500    g    e    s     /    m  , 3500     d    a     d     i    c    o 4000     l    e     V

   m     k  , 2,0     d    a     d     i     d 2,5    n    u     f    o    r     P 3,0

3000

4500

3,5

5000

4,0

5500

4,5

6000 3.000

7.000

11.000

15.000

19.000

23.000

27.000

Distancia, km

Modelos de velocidad sobre pozos existentes y locaciones de pozos propuestas. Las velocidades interválicas derivadas de velocidades de apilamiento (arriba) aparentemente no se corresponden con la interpretación geológica de la lí nea sí smica. La interpretación se dibuja como lí neas finas sobre la imagen. El modelo de velocidad mejorado construido utilizando la inversi ón tomográfica (abajo)  corresponde a las caracterí sticas de la sal presente en el subsuelo interpretadas en la secci ón sí smica y contiene suficientes detalles como para producir un pron óstico preciso de la presi ón de poro.

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11. Aldred W, Plumb D, Bradford I, Cook J, Gholkar V, Cousins L, Minton R, Fuller J, Goraya S y Tucker D: “Manejo del riesgo de la perforación,” Oilfield Review 11, no. 2 (Verano de 1999): 2-19. 12. Sayers CM, Johnson GM y Denyer G: “Predrill Pore Pressure Prediction Using Seismic Data,” artí culo de las IADC/SPE 59122, presentado en la Conferencia de Perforación de las IADC/SPE, Nueva Orleáns, Luisiana, EE.UU., Febrero 23-25, 2000.

11

La ubicación propuesta para el pozo se encuentra en las inmediaciones de la zona de baja velocidad, y el pronóstico de la presión de poro muestra un salto que se corresponde con la presión medida alrededor de 2320 m [7600 pies] (próxima página, arriba). Las presiones de poro pronosticadas coinciden con los pesos reales del lodo utilizados desde ese punto para perforar el pozo.

Soluciones de perforación en aguas profundas El proceso de construcción de pozos en aguas profundas puede traer aparejados otros problemas. Los siguientes ejemplos ilustran algunas de las últimas soluciones desarrolladas. Estabilidad del hoyo —El enfriamiento del fluido de perforación en el tubo ascendente puede provocar el aumento de la viscosidad del lodo y de la resistencia del gel, además de grandes pérdidas de presión por fricción. Estos factores aumentan la

   s    e     i    p  ,     d    a     d     i     d    n    u     f    o    r     P

0

16

2.000

15

4.000

14

6.000

13

8.000

12

10.000

11

12.000

10

14.000 8.000

9 10.000

12.000

14.000

Estimación de la presión de poro derivada de la sí smica, lbm/gal

17 Revestidor, pulg

20

16

13 3 /8

11 3 /4

Amago de reventón

Zona B

9 5 /8

Zona C

7 5 /8

Mediciones de la presi ón anular obtenidas en tiempo real durante la perforaci ón que indican cuándo la densidad de circulaci ón equivalente (ECD) comienza a caer fuera del margen entre la presión de poro y la presión de fractura. Cuando la ECD es demasiado baja, la presión de poro provoca amagos de revent ón. Al aumentar la densidad del lodo se puede controlar el pozo, pero si el margen entre ambas presiones es estrecho, se debe colocar un revestidor para acomodar el lodo m ás pesado.

 > 

20.000

Pronóstico de la presión de poro en dos dimensiones previo a la perforaci ón, desarrollado a partir de un modelo de velocidad basado en la tomograf í a.

Densidad de circulación equivalente, lbm/gal

Amago de reventón

18.000

 > 

Estimación de la presión de poro derivada de la resistividad, lbm/gal

Zona A

16.000

Distancia, m

Gradiente de sobrecarga, lbm/gal

10

    l    a    g     /    m     b     l  ,    o    r    o    p    e     d    n     ó     i    s    e    r     P

probabilidad de que se produzcan problemas de pérdidas de circulación, por lo cual los ingenieros de perforación deben tomar las medidas necesarias para evitar exceder las presiones de fractura de la formación. La medición de la presión anular en tiempo real durante la perforación ayuda a monitorear la densidad de circulación equivalente del lodo (ECD, por sus siglas en Ingl és), lo que les permite a los perforadores mantenerse dentro del limitado rango de estabilidad propio de muchos hoyos en aguas profundas. La densidad de circulación equivalente es el peso efectivo del lodo a una profundidad dada creada por la combinación de las presiones hidrostáticas y dinámicas. El monitoreo en tiempo real de la presi ón anular durante la perforación contribuyó  en la construcción de un pozo en aguas profundas en el Golfo de México (izquierda).13 La densidad del lodo se encontraba justo por debajo de la presión de poro prevista a partir de las velocidades interválicas derivadas de la sí smica cuando se produjo un amago de reventón en la Zona A. Se incrementó la densidad del lodo para controlar el 3 pozo y se colocó un revestidor de 13  ⁄  8 pulgadas. Las dos secciones siguientes del hoyo se perforaron sin problemas, y luego se produjo otro amago de reventón en la Zona B, por lo cual se colocó un revestidor de 95 ⁄ 8 pulgadas para permitir un nuevo incremento de la densidad del lodo. 13. Aldred W, Cook J, Bern P, Carpenter B, Hutchinson M, Lovell J, Rezmer-Cooper I y Leder PC: “Using Downhole Annular Pressure Measurements to Improve Drilling Performance,” Oilfield Review 10, no. 4 (Invierno de 1998): 40-55. 14. Servicios de Manejo de Minerales, Departamento del Interior de los EE.UU., http://www.mms.gov. y http://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.

12

Oilfield Review

4.000

Gradiente del esfuerzo de sobrecarga

6.000    s    e     i    p  ,     d    a     d     i     d    n    u     f    o    r     P

Predicciones de sobrepresión 8.000

10.000

10

12

14

de diversas técnicas: adquisición de mediciones durante la perforación, colocación de un revestidor adicional, perforación de hoyos pilotos, utilización de un tubo ascendente y bombeado de cementos especiales. Las mediciones realizadas durante la perforación que, por cierto, constituyen el método menos costoso, permiten identificar las zonas con influjo de agua apenas se encuentran. Los operadores han comenzado a utilizar mediciones de presión anular en tiempo real para detectar las zonas de influjo de agua. Se puede mencionar como ejemplo un caso en aguas profundas del Golfo de México, donde se pudo identificar una zona con entrada de agua por medio de registros de rayos gamma, resistividad y presión anular obtenidos durante la perforación (abajo).16 El salto observado en la densidad de circulación equivalente indicaba la posibilidad de

16

Resistividad de cambio de fase

Gradiente de presión, lbm/gal

0

Presiones de poro pronosticadas en las inmediaciones de la locaci ón propuesta para el pozo y la zona de baja velocidad indicada en el modelo de velocidad sí smica. El pronóstico muestra un aumento de la presi ón aproximadamente a los 2320 m [7600 pies].

 > 

El lodo más pesado superó la presión de sobrecarga y se produjo cierta pérdida de circulación en la Zona C, pero a partir de ese momento la perforación continuó sin problemas. Zonas con flujo de agua —A partir de 1987, se han registrado flujos peligrosos de agua en 60 bloques de parcelas en el Golfo de México, que comprenden 45 campos de petróleo y gas.14 Se trata de formaciones con presiones anómalas que, por lo general, están constituidas por arenas atrapadas en bloques de fallas que sufren rápidos procesos de hundimiento y rotación o en canales retrabajados y sellados por arcillas impermeables. Los flujos de agua se han encontrado entre 244 y 1680 m [800 a 5500 pies] de profundidad por debajo del lecho marino. El flujo puede contener gas y puede desarrollar hidratos de gas sólidos en los equipos instalados en el fondo del mar y alrededor de los mismos. Si no se controla, puede provocar el derrumbe de la formación y si fuera muy severo, podrí a provocar la pérdida del pozo. Los agrandamientos del pozo pueden debilitar el revestidor o tuberí a de conducción, que constituye el principal soporte estructural del pozo. La industria petrolera invierte un promedio de 1,6 millones de dólares en cada pozo de aguas profundas para la prevención o corrección de los problemas relacionados con los influjos de zonas someras.15 Para ello se utiliza una combinación

Verano de 2000

una entrada de sólidos. Se confirmó la existencia de un flujo de agua en forma visual, por medio de una videocámara ubicada en el lecho del mar y operada en forma remota. Para controlar el flujo, se incrementó la densidad del lodo y se continuó con la perforación. En los próximos metros se detectaron zonas con entradas similares, todas las cuales se pudieron contener sin problemas. Gracias a las mediciones en tiempo real, que permitieron advertir la entrada de agua en forma inmediata, se logró  continuar la perforación hasta la profundidad planificada. Cementación en aguas profundas —Las entradas de agua también presentan problemas durante las operaciones de cementación. La entrada de agua puede impedir la solidi ficación del cemento, con lo cual se pone en peligro la integridad del pozo. Un consorcio de aguas profundas integrado por Schlumberger y otras com-

Tasa de penetración 500

pie/hr

0

Rayos gamma 0

API

150

   m  ,     d    a     d     i     d    n    u     f    o    r     P

X000

A

0

2 50

ohm-m

Resistividad de cambio de fase ohm-m

ohm-m

°F

100

Presión del espacio anular 10 2000

Resistividad de atenuación 0

Temperatura del espacio anular

10 8

lpc

3000

Densidad de circulación equivalente lbm/gal

9

Entrada de agua

X100 B-superior B-inferior X200

Entrada de agua

X300

X400 C X500

X600

X700

X800 D

X900

Entrada de agua

Identificación de zonas con flujo de agua en pozos de aguas profundas por medio de mediciones de la presi ón anular adquiridas durante la perforaci ón. Los datos obtenidos durante la perforaci ón permitieron identificar tres zonas A, B y D (resaltadas en azul claro). En todos los casos, el aumento de la densidad del lodo permiti ó controlar el flujo y continuar la perforación hasta alcanzar la profundidad total plani ficada.

 > 

13

Cemento convencional

68

Cemento DeepCRETE

11 0

25

50

75

Tiempo de fraguado, hr

El cemento DeepCRETE fragua con mayor rapidez y permite controlar el flujo de agua y ahorrar tiempo del equipo de perforaci ón. En este ejemplo correspondiente a una zona de aguas profundas en las costas de Africa, un cemento convencional super ó el gradiente de fractura en el lecho marino y tardó 68 horas para fraguar. El cemento DeepCRETE, una lechada menos densa, fraguó en 11 horas y no fractur ó la formación.

 > 

CAMERUN GUINEA ECUATORIAL

GABON

CONGO ZAIRE

AFRICA

ANGOLA

NAMIBIA

Zona marina de Angola, donde se estima que la producci ón de pozos situados en aguas profundas alcanzar á los 1,38 millones de bpd en cinco a ños.

pañí as petroleras trató  de desarrollar una fórmula de cemento especial para pozos de aguas profundas, que fuera capaz de resistir el flujo de agua pero que al mismo tiempo fuera lo suficientemente liviano para no provocar fracturas en las formaciones débiles. La clave consistí a en encontrar un cemento con un tiempo de transición corto—el perí odo en que pasa del estado lí quido al sólido—para minimizar el intervalo durante el cual la resistencia es demasiado baja para resistir el flujo de agua. La solución fue utilizar una lechada nitrogenada para aguas profundas que muestra un ángulo recto en la carta del consistómetro (RAS, por sus siglas en Inglés). Este cemento presenta un tiempo de transición corto y desarrolla rápidamente una alta resistencia a la compresión, por lo cual impide que el flujo de agua penetre el sello del cemento. Como la lechada tiene una fase gaseosa, la densidad del cemento se puede modificar mediante la inyección de nitrógeno durante el mezclado, para crear una lechada liviana que no provoque fracturas en las formaciones profundas y débiles. El cemento RAS ha permitido detener el flujo de agua y realizar exitosas tareas de cementación en más de 50 pozos situados en aguas profundas, incluso en casos con profundidades récord. Entre ellos se encuentra la cementación de las sartas de conducción y de superficie del pozo #1 de Chevron Atwater 18 a 2352 m [7718 pies] de profundidad bajo el nivel del mar en el Golfo de México. El cemento gasificado requiere el aporte de nitrógeno, equipos especializados para inyectarlo y un equipo de trabajo responsable de la cementación capacitado para el uso de los mismos, todo lo cual puede resultar difí cil de coordinar en un equipo de perforación de aguas profundas. Además del cemento gasificado, existe la tecnologí a DeepCRETE, que ha sido desarrollada para este tipo de pozos de aguas profundas. El cemento DeepCRETE se endurece rápidamente incluso a temperaturas bajas de hasta 4°C [39°F], con lo cual se reduce el tiempo de espera para el fraguado del cemento.17 Los operadores que trabajan en la zonas marinas de Angola, Africa, reconocen que el uso del cemento DeepCRETE les permitió ahorrar importantes sumas de dinero en la construcción de pozos en áreas de aguas profundas, en los cuales las bajas temperaturas prolongan los tiempos de fraguado del cemento

 > 

14

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 Developments 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.

Oilfield Review

AIT 90 AIT 60 AIT 30

   m  ,     d    a     d     i     d    n    u     f    o    r     P

AIT 10 Resistividad de cambio de fase del CDR

Rayos gamma 0

API

150

0,2

Resistividad de atenuación del CDR ohm-m

2000

X050

X100

X150

X200

Comparación entre registros obtenidos durante la perforación con la herramienta de Resistividad Dual Compensada CDR y registros operados a cable adquiridos con la herramienta de Imágenes de Inducción AIT. Las curvas AIT registradas después de una pérdida importante de lodo presentan indicaciones 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.

 > 

Verano de 2000

y los cementos comunes sufren pérdidas de circulación debido al bajo gradiente de fractura de la zona. En un caso en que se utilizó un cemento convencional en un pozo cuya temperatura de circulación en el fondo era de 12 °C [54°F], los 1,89 g/cm 3 [15,8 lbm/gal] de la lechada superaron el gradiente de fractura en el lecho marino. El tiempo de fraguado necesario para desarrollar una resistencia a la compresión de 500 lpc [3,4 Mpa] fue de 68 horas. En el segundo caso, en que se utilizó el cemento DeepCRETE, la lechada de 1,5g/cm 3 [12,5 lbm/gal] de densidad fraguó en 11 horas, sin ningún indicio de pérdidas de cemento por fracturación (página previa, arriba). La reducción de 57 horas de tiempo de equipo de perforación significó una disminución de los costos de $475.000. Evaluación de yacimientos —Las dificultades de la construcción de pozos en aguas profundas vuelven a manifestarse más adelante como problemas que dificultan la evaluación de las formaciones. Los bajos gradientes de fractura y las zonas con entrada de agua provocan agrandamientos en el pozo y cementación inadecuada, con lo cual se crean condiciones adversas para el perfilaje de los huecos. Las mediciones durante la perforación (LWD) permiten obtener información útil para la evaluación de las formaciones antes de que se deterioren las condiciones del hoyo. Esta técnica ha dado resultados positivos en las zonas marinas de Angola, que es un mercado en rápido crecimiento, donde se proyecta que la producción en aguas profundas alcance 1,38 millones bpd [219.000 m 3 /d] hacia el año 2005 (página previa, abajo).18 En un pozo perforado a 1200 m [3940 pies] de profundidad bajo el nivel del mar en las costas de Angola, se obtuvieron mediciones con la herramienta de Resistividad Dual Compensada CDR para determinar los puntos de extracción de núcleos y las necesidades de revestimiento (izquierda). Después de perforar varios cientos de metros en el yacimiento con lodo a base de petróleo (OBM, por sus siglas en Inglés), se produjeron importantes pérdidas de lodo y se creyó que las mismas se habían originado en el fondo del hoyo. Siete días más tarde, cuando la pérdida total de lodo era de 300 m3, se realizaron mediciones con el conjunto de herramientas de Imágenes de Inducción AIT, las cuales mostraron una respuesta del registro completamente diferente entre aproximadamente X050 y X130 m, en comparación con los resultados previos de la herramienta CDR. El aumento de los valores en los registros de resistividad indicaba que la sección de lutitas había sufrido alteraciones y, posiblemente, había sido fracturada por el OBM.

15

Resistividad de la lutita, 0,5 ohm-m

< Modelado teórico de la respuesta del AIT frente a la fractura inclinada. El software de modelado  teórico INFORM mostró que una fractura con buzamiento (echado) de 75° podía reproducir el orden observado en las curvas del AIT.

10.000

Construcción de pozos productivos Para poder alcanzar una producción óptima de hidrocarburos de los pozos de aguas profundas, es necesario prestar especial atención al mantenimiento de las condiciones de flujo. La garantía de fluencia constituye un esfuerzo multidisciplinario que comprende distintos aspectos, desde la deposición de asfaltenos y la formación de hidratos hasta las propiedades de fluencia de los hidrocarburos y la confiabilidad de la línea de flujo. Cualquier problema potencial que pudiera dificultar el flujo de hidrocarburos desde el yacimiento hacia la embarcación o la tubería de producción se incluye dentro del rubro de garantía de fluencia. En las zonas marinas de Brasil, como en otras zonas, el diseño de los desarrollos de yacimientos situados bajo aguas profundas se ha visto limitado por las presiones de los yacimientos, ya que de ellas dependía la distancia aceptable

   m    c     1

Resistividad de la fractura, 1000 ohm-m

1.000

Curvas del AIT 100

Angulo relativo = 75

AT90 AT60 AT30 AT20 AT10

°

   m      m     h    o  ,     H       T     I     A

10

1

0,1 -20

-10

0

10

20

Area marina de Brasil; sitio en donde se llev ó a cabo la prueba con una bomba electrosumergible para su uso en aguas profundas.

 < 

Desplazamiento desde la fractura, cm

En el pasado se han documentado otros casos similares, si bien no es tan habitual que el uso de OBM provoque la inversión observada en el orden de las curvas obtenidas con la herramienta AIT. En este caso, las lecturas de resistividad profunda del AIT presentan valores superiores a las lecturas someras. Para comprender estos resultados, los ingenieros de Schlumberger simularon la formación, la fractura y las mediciones utilizando el software de modelado teórico INFORM. Con el fin de encontrar las condiciones bajo las cuales podría producirse la inversión observada en las curvas AIT, se hicieron pruebas con distintas aperturas de fractura y diferentes ángulos relativos de intersección con el hoyo (arriba). El modelo INFORM mostró que cuando el buzamiento (echado) de la fractura se encontraba a 75° se podía reproducir el orden observado en las mediciones del AIT.

B

R 

A

S 

I  

L 

AMERICA DEL SUR

Campos

Campos Roncador Vermelho Carapeba

Albacora Albacora Este

Pargo Marlim

19. Mendonça JE: “Electrical-Submersible-Pump Installation in a Deepwater Offshore Brazil Well,” Journal of  Petroleum Technology 50, no. 4 (Abril de 1998): 78-80. Mendonça JE: “Deepwater Installation of an Electrical Submersible Pump in Campos Basin, Brazil,” artí culo de la 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 electrosumergibles de todo el mundo.

16

     m       0       0      1

    m      0      0      4

Marlim Sur    m    0    0    0    1

  m   0  0   2  0

Oilfield Review

entre el pozo y la plataforma sin una p érdida crí tica del flujo. La disminución de la presión se puede compensar por medio de la inyección de agua, mientras que la contrapresión se puede reducir con el levantamiento artificial por gas. Sin embargo, la eficiencia de este sistema disminuye en los pozos con largas conexiones (tiebacks) horizontales, tí picas de las completaciones submarinas. Para mantener la producción de crudo en estos pozos submarinos de aguas profundas es preciso encontrar nuevas soluciones para incrementar las tasas de flujo, simplificar el diseño de las instalaciones de producción, disminuir el número de plataformas de producción y reducir las inversiones y los costos operativos. Varias soluciones se encuentran en proceso de investigación, entre las que se incluyen el mejoramiento de las condiciones de fondo, las bombas multifásicas submarinas y la separación submarina. Bombas de fondo —En 1992, el programa PROCAP de Petrobras inició un proyecto para desarrollar estas tecnologí as de mejoramiento de las condiciones de fondo. El primer método de refuerzo de fondo utilizado en un campo en la zona marina de Brasil, incluí a una bomba electrosumergible.19 Petrobras ya tení a amplia experiencia con bombas electrosumergibles instaladas sobre torres fijas en aguas menos profundas y en completaciones secas terrestres. En el área marina que comprende los campos petroleros Carapeba, Pargo y Vermelho de la cuenca Campos, 132 pozos produjeron con estas bombas desde ocho plataformas fijas (página previa, abajo). Para hacer posible el uso de bombas electrosumergibles a grandes profundidades, las bombas deberí an garantizar el flujo hacia las instalaciones de superficie a través de conexiones prolongadas. Antes de invertir en el desarrollo de un sistema de aguas profundas, era importante probar la viabilidad del método en aguas poco profundas. Otras seis compañí as cooperaron en el desarrollo e instalaci ón del sistema: Reda y Lasalle (ambas forman parte de Schlumberger), Tronic, Pirelli, Cameron y SadeVigesa. En el pozo submarino RJS-221, se instaló una bomba Reda, que recibí a energí a desde la plataforma fija Carapeba 1, ubicada a 500 m [1640 pies] de distancia. Desde allí , sólo con la energí a de la bomba, la producción alcanzaba la plataforma Pargo 1 que se encontraba a 13 km [8,4 millas] de distancia. La bomba se puso en funcionamiento en octubre de 1994 y operó durante 34 meses sin que se produjeran fallas. La instalación realizada en el pozo RJS-221 tuvo una gran duración comparada con las instalaciones de una completación seca, con lo cual se

Verano de 2000

demostró que este método era adecuado para el uso submarino y Petrobras decidió desarrollar la tecnologí a para utilizarla en aguas profundas. Como sitio de pruebas se utilizó el pozo RJS-477, que forma parte del yacimiento Albacora Este y se encuentra a una profundidad de 1107 m [3632 pies] debajo del agua. En junio de 1998, como resultado de la instalación de la bomba, el pozo RJS-477 comenzó a producir hacia la Plataforma P-25 del campo Albacora, amarrada al lecho marino 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 energí a ha sido desarrollado para un rango de 24 km [15 millas] de distancia, lo que permite, por ejemplo, que los pozos de la cuenca Campos, que se encuentran a unos 1150 m [3775 pies] de profundidad bajo el

nivel del mar produzcan hacia instalaciones de alta capacidad, amarradas o fijas en aguas menos profundas. La bomba electrosumergible constituye el elemento clave para el éxito de este nuevo método.20 Debido a los elevados costos de las intervenciones en aguas profundas, la confiabilidad y la duración de los equipamientos resultan factores de gran importancia. La integración del sistema de completación con el equipamiento de la bomba electrosumergible es fundamental, lo cual se deberí a tener en cuenta durante la planificación de los pozos de aguas profundas. Los dos pozos utilizados para esta prueba, el RJS-221 y el pozo de aguas profundas RJS-477, fueron perforados para probar los nuevos yacimientos antes de que se considerara la instalación de bombas

Plataforma de producción amarrada al lecho marino

Cable submarino y lí nea de flujo

Cabezal de pozo submarino

Bomba electrosumergible submarina

Disparos

Una bomba electrosumergible submarina instalada a 1107 m [3632 pies] de profundidad bajo el nivel del mar, env í a la producci ón del Pozo RJS-477 a la Plataforma P-25 del campo Albacora, ubicado a 4 millas de distancia en aguas menos profundas.

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17

electrosumergibles, por lo cual esta operación no estaba prevista en el diseño. En el pozo RJS-477 las restricciones del tamaño del tubo ascendente y del revestidor presentaron grandes retos en el diseño del sistema de bombeo. Para instalar las bombas electrosumergibles en aguas profundas, se desarrolló especialmente un nuevo equipamiento que permite la transmisión de energí a hasta la profundidad extrema del agua y a grandes distancias. Se incluyeron una bomba Reda; cables submarinos Pirelli; conectores submarinos Tronic; la transformación y la transmisión de energí a a larga distancia estuvo a cargo de Siemens y el árbol de producción horizontal fue provisto por Cameron. Este prototipo ya ha estado en funcionamiento durante dos años sin ningún desperfecto, por lo cual Petrobras considera que el sistema se encuentra probado dentro de los lí mites del diseño. Refuerzo submarino —Statoil, BP Amoco, Exxon Mobil y Petrobras han investigado la posibilidad de instalar bombas de refuerzo (boosting) multifásicas submarinas como método alternativo a las bombas de fondo. Esta opci ón resulta atractiva cuando la producción de un gran número de pozos se puede combinar en el fondo

Instalación de una bomba de refuerzo multifásica en el campo Lufeng, ubicado en el sur del Mar de China.

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18

Bombas submarinas de refuerzo Framo (boosting)

 > 

Cinco bombas submarinas multif ásicas instaladas durante el desarrollo del campo Lufeng.

del mar e impulsar desde un conjunto de válvulas de producción, o bien cuando la presión de fluencia en el yacimiento cae por debajo del punto de burbujeo. Cuando se instalan bombas multifásicas sobre el lecho marino, éstas se encuentran más cerca del yacimiento que si se instalaran al nivel del mar, con lo cual se mejora la altura de succión de la bomba y se logra utilizar un sistema de mayor potencia. Este equipo se instaló por primera vez en diciembre de 1997 en el sur del Mar de China, en el campo Lufeng operado por Statoil (izquierda). Se instalaron cinco bombas de refuerzo multif ásicas fabricadas por Framo Engineering a 330 m [1082 pies] de profundidad bajo el nivel del mar (arriba). Desde entonces, las bombas han levantado más de 50 millones de barriles [8 millones de m 3] de lí quidos, sin ningún tipo de inconveniente. El FPSO Navion Munin puede realizar intervenciones en las bombas submarinas utilizando su propia cabria, lo cual permite efectuar una recuperación efectiva en costos si fuera necesario. Otra instalación de bombas multifásicas se encuentra en proceso de preparación en el campo Topacio, ubicado en la zona marina de Guinea Ecuatorial, donde Exxon Mobil opera dos bombas Framo instaladas a más de 500 m bajo el nivel de l mar para mejorar la producción de un campo satélite (próxima página).

Otros desarrollos submarinos que producen de pozos múltiples pueden requerir el uso de un medidor de flujo multifásico submarino. Framo Engineering desarrolló un medidor de flujo multifásico submarino que permite probar pozos en forma individual. BP Amoco eligi ó  este tipo de solución para desarrollar el campo Machar. Un módulo submarino separado permite el refuerzo de la producción multifásica una vez que los pozos se han inundado. La aplicación de estas soluciones a los desarrollos en aguas más profundas finalmente permitirán realizar conexiones entre los pozos y las plataformas de producción más efectivas en costos que las que se pueden efectuar hoy en dí a. Separación submarina —Varias compañí as se encuentran abocadas a la investigación de la separación de fluidos en ambientes submarinos, lo cual permitirá evitar levantar grandes volúmenes de agua a la superficie, que luego se deben procesar y eliminar. Esto permitirá reducir los costos de levantamiento, así   como los de procesamiento y manejo del agua en la superficie. Estos ahorros pueden extender la vida económica de los proyectos de aguas profundas y reducir los riesgos de desarrollo. 21. Thomas, referencia 1.

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Bomba submarina de refuerzo construida para el campo Topacio, operado por Exxon Mobil en el área marina de Guinea Ecuatorial.

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Tendencia a las operaciones en aguas profundas Junto con el aumento en los porcentajes de recuperación en los campos existentes, las operaciones en aguas profundas constituyen una de las principales esperanzas de la industria petrolera con el fin de equilibrar la oferta y la demanda a partir del año 2005. Para cumplir con este deseo, las soluciones tecnológicas y los métodos de manejo de las operaciones deberán traer aparejados niveles de desempeño tales que los proyectos en aguas profundas puedan competir con otras fuentes de petróleo y gas desde el punto de vista económico. En este aspecto se están realizando grandes progresos: en la década del 80 producir un barril de crudo de un pozo a 200 m de profundidad bajo el nivel del mar costaba entre $13 y $15 en un campo promedio, mientras que, hoy en dí a, los avances tecnológicos han permitido reducir esta cifra de $5 a $7. 21 El desarrollo de las operaciones a mayores profundidades depende de muchos factores.

Verano de 2000

Superada una cierta profundidad, toda la producción provendrá  de desarrollos submarinos. Para poder obtener una producción económica de profundidades del lecho marino de alrededor de 3000m [10.000 pies], que se explorarán en poco tiempo, será necesario realizar grandes avances con respecto a las lí neas de flujo submarinas, los árboles de producción, los sistemas de distribución de energí a eléctrica, la tecnologí a de separación y reinyección de los fluidos, además de la medición y el bombeo de múltiples fases. Estos avances le permitirán a la industria submarina trasladar un número de actividades cada vez mayor al lecho marino. Los pozos de aguas profundas y otros pozos ubicados en áreas marinas sometidos a pruebas de pozos producen fluidos que necesitan ser transportados o eliminados de alguna forma, con lo cual se crean problemas ambientales y de seguridad operativa. Schlumberger participa de un proyecto industrial conjunto con BP Amoco, Conoco y Norsk Hydro para examinar la factibili-

dad de realizar pruebas de pozos sin producir hidrocarburos en la superficie. El proyecto se propone investigar la tecnologí a para hacer circular fluidos a través de un sistema de pruebas de fondo. Este sistema adquirirá los datos de la presión y la tasa de flujo en el fondo y no en la superficie sin necesidad de inflamar fluidos de hidrocarburos o transportar los lí quidos recolectados para eliminarlos en algún sitio remoto. En consecuencia se logrará  una mayor seguridad operativa y se podrá reducir el impacto ambiental. La industria petrolera reconoce que las operaciones en aguas profundas constituyen la clave de su vigencia y éxito en el futuro. Las nuevas y diversas tecnologí as han puesto al alcance de las compañí as petroleras la exploración en aguas profundas y ultraprofundas. A medida que se avance y alcancen mayores profundidades, la industria enfrentará, sin dudas, nuevos desafí os y oportunidades. —LS

19

Nuevos rumbos en la perforación rotativa direccional

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.

Geoff Downton Stonehouse, Inglaterra 

Trond Skei Klausen Norsk Hydro  Kristiansund, Noruega 

Andy Hendricks Mount Pearl, Newfoundland, Canadá 

Demos Pafitis Sugar Land, Texas, EE.UU. EE.UU.

Se agradece la colaboración de Vince Abbott, Nueva Orleáns, Luisiana, EE EE.UU.; .UU.; J ulian Coles, Kristiansund, Noruega; Greg Greg Conran, Barry Cro Cross, ss, Ian Falconer, J eff  Hamer, Wade McCutcheon, Eric Olson, Charlie Pratten, Keith Rappold, Stuart Schaaf y Deb Smith, Sugar Land,  Tex  Texas, as, EE.U EE.UU. U.;; Torjer orjer Halle Halle y Paul Paul Wand Wand,, Sta Stava vang nger er,, Noruega; Randy Strong, Houston, Texas; Mike Williams, Aberdeen, Escocia; y Miriam Mi riam Woodfine, Woodfine, Mount Pearl, Newfoundland, Canadá. ADN (Densidad Neutrón Azimutal), CDR (Resistividad Dual Compensada), InterACT Web Witness, PowerDrive, PowerPak y PowerPulse son marcas de Schlumberger. Schlumberger.

20

Existen ciertas situaciones que requieren el uso de tecnología de perforación de avanzada (próxima página). página) . La geología local puede determinar una trayectoria complicada para un pozo, tal como perforar alrededor de domos salinos o láminas de sal. 1 Se podría incrementar el drenaje o la producción del yacimiento desde un pozo en particular, si el mismo penetrara varios bloques de fallas o se construyera en forma horizontal para interceptar fracturas o maximizar la superficie del hueco que se encuentra dentro del yacimiento. Un pozo con múltiples tramos laterales, por lo general, drena varios compartimientos del yacimiento. En los campos maduros, los compartimientos pequeños también pueden ser producidos en forma económica si los pozos direccionales se encuentran ubicados de manera adecuada. Los operadores perforan pozos de alcance extendido para llegar a los yacimientos que no se pueden explotar de otra manera sin incurrir en

costos o riesgos ambientales inaceptables, por ejemplo perforar desde una superficie terrestre a una locación marina en lugar de construir una isla artificial. La perforación de varios pozos desde una locación de superficie ha sido la práctica habitual en las áreas marinas durante muchos años y, hoy en día, es común en zonas terrestres restringidas, por ejemplo en las selvas tropicales, como medida de protección del medio ambiente. También existen casos en los cuales el operador desea perforar un hoyo vertical, por ejemplo el pozo profundo del programa KTB (Programa Alemán de Perforación Profunda Continental) y utiliza un sistema direccional para mantener la trayectoria vertical del hueco. 2 En ciertas situaciones de emergencia, la tecnología de perforación direccional resulta esencial, por ejemplo para construir pozos de alivio cuando se produce un descontrol. En situaciones menos peligrosas, como las desviaciones alrededor de una obstrucción en el hueco, también

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Inclinaciones direccionales. Existen obstrucciones en la superficie o anomalías geológicas del subsuelo que podrían impedir la perforación de un hueco vertical. En estos casos, c asos, para optimizar optimizar el drenaje del yac yacimient imiento o se puede perforar un hoyo inclinado. En una emergencia, emergencia, com c omo o en el caso c aso de un descontrol, un pozo direccional direcci onal de alivio reduce lla a presión del subsuelo de una manera controlada.

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resultan de utilidad por su capacidad para controlar la trayectoria del hueco. En el campo de la comercialización y distribución de los hidrocarburos, la perforación direccional se utiliza para construir huecos para la instalación de oleoductos y gasoductos sin afectar el medio ambiente. 3 Al igual que en otras operaciones de perforación, en la perforación direccional también existe la necesidad de obtener un rendimiento que resulte efectivo en costos. De acuerdo con los informes de las compañías dedicadas a la exploración y producción, los gastos de per-

foración representan alrededor del 40% de los costos de descubrimiento y desarrollo. 4 En áreas marinas, la reducción de un día de operación del equipo de perforación puede significar un ahorro de $100.000 o incluso más, y un día de adelanto en la puesta en producción de un pozo puede generar ganancias similares. 5 Resulta evidente, que sin la tecnología de avanzada de la perforación direccional, no sería físicamente posible perforar un pozo determinado, ya que el mismo sería perforado en una locación poco adecuada o resultaría más costoso

1. Para ver un ejemplo sobre experticia en perforación direccional subsalina, por favor referirse a: Cromb Cromb J R, Pratten CG, Long M y Walters RA: “Deepwater Subsalt Development: Directional Drilling Challenges and Solutions,” 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 Hirsc hmann G, Zoth Zoth G, Hiron S y Kühr M: “The KTB Borehole—Germany’ Borehole—Germany’ss Superdeep Telescope Telescope into the Earth’s Crust,” Oilfield Review  7, no. 1 (Enero de 1995): 4-22.

3. Barbeauld RO: “Directional Drilling Overcomes Obstacles, Protects Environment,” Pipeline & Gas Journal 226, no. 6 (J unio de 1999 1999): ): 26-29. 4. “Drill into Drilling Costs,” Hart’s E&P 73, no. 3 (Marzo de 2000): 15. 5. Para ver varios ejemplos del valor económico de la tecnología avanzada avanzada de perforación, por favor referirse a: Djerfi Z, Haugen Haugen J , Andreassen E y Tjott Tjotta a H: “Statoil Applies Rotary Steerable Technology for 3-D Reservoir Drilling,” Petroleum Engineer International 72, no. 2 (Febrero de 1999): 29, 32-34.

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o más riesgoso. Los sistemas rotativos direccionales permiten planificar geometrías de pozos complejas, incluyendo pozos horizontales y de alcance extendido. Posibilitan la rotación continua de la columna de perforación mientras se dirige la trayectoria del pozo, con lo cual se elimina el problemático modo de deslizamiento, propio de los motores direccionales convencionales. Los resultados obtenidos resultan muy elocuentes: en 1999, el sistema rotativo direccional PowerDrive contribuyó en la perforación del pozo de producción de petróleo y gas más largo del mundo, el pozo M-16SPZ del campo Wytch Farm de 11.278 m [37.001 pies] de longitud. En este artículo se examina el desarrollo de la tecnología de la perforación direccional, se explican cuántas nuevas herramientas rotativas direccionales operan y se presentan ejemplos para demostrar cómo estos nuevos sistemas permiten resolver problemas y reducir los gastos en el campo petrolero.

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Evolución de la tecnología de perforación direccional Desde las primitivas herramientas utilizadas para perforar en busca de sal durante cientos de años hasta el desarrollo de las técnicas modernas, se han realizado impresionantes avances en la tecnología de perforación. Con el advenimiento de la perforación rotativa, cuyos orígenes y data son motivo de debate, pero que se produjo alrededor de 1850, los perforadores obtuvieron un mayor control para alcanzar el objetivo deseado. 6 Los avances posteriores dependieron del desarrollo de sistemas de relevamiento más precisos y otros dispositivos de fondo. Por otra parte, el progreso de la tecnología se ha visto acompañado por un mayor nivel de seguridad en las tareas de perforación. Por ejemplo, la manipulación de las tuberías se ha mecanizado cada vez más por medio de llaves automatizadas que permiten minimizar el número de operarios en el piso del equipo de perforación; se han eliminado las herramientas poco seguras, como las juntas giratorias que reemplazan a las cadenas enroscadoras; se utilizan equipos de perforación más grandes y de mejor calidad que manejan las cargas con mayor seguridad; el software capaz de detectar amagos de reventón y el uso de dispositivos que identifican los cambios de la presión anular ayudan a mejorar la limpieza del hoyo y mantienen el control del pozo. 7 Gracias a estos y otros avances en las operaciones de perforación modernas, el número de accidentes y heridos se ha visto reducido en forma substancial. En 1873 se otorgó la primera patente de una turbina de perforación, un tipo de motor de perforación para uso en el fondo del pozo. 8 La perforación direccional controlada comenzó a fines de la década del 20, cuando los perforadores quisieron impedir que los hoyos verticales se curvaran, cuando necesitaron desviar la trayectoria del hueco alrededor de obstrucciones o perforar pozos aliviadores para recuperar el control después de un brote imprevisto. Se produjeron incluso casos de perforaciones que invadían límites de propiedades privadas para obtener 6. Para mayor información acerca de los orígenes probables de las técnicas de perforación para la industria del petróleo y el gas, por favor referirse a: Yergin D: The  Prize: The The Epic Quest for Oil, M oney & Pow er . Nueva  York  York,, Nue Nueva va York, ork, EE. EE.UU UU.: .: Simon Simon & Schu Schuste ster, r, 1991. 7. Para mayor información acerca de las mediciones de la presión anular durante la perforación, por favor referirse a: Aldred W, Cook J , Bern P, Carpenter Carpenter B, Hutchinson M, Lovell  J , Rezm Rezmer-C er-Coo oope perr I y Lede Lederr PC: PC: “Usin “Using g Down Downho hole le Annu Annula larr Pressure Measurements Measurements to Improve Drilling Performance,” Oilfield Review  10, no. 4 (Invierno de 1998): 40-55. Para mayor información información acerca de riesgos de perforación, por favor referirse a : Aldred W, Plumb D, Bradford I, I , Cook J , Gholkar V, Cousins L, Minton Mi nton R, Fuller Fuller  J , Goray Goraya a S y Tucker ucker D: “Managin “Managing g Drilli Drilling ng Risk, Risk,””Oilfield  Review 11, no. 2 (Verano de 1999): 2-19.

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Conjunto para incrementar el ángulo

Conjunto pendular o para reducir el ángulo

Cambio Cambio de dirección direc ción sin s in un motor motor de fondo. Un cuidadoso c uidadoso emplazam emplazamiento iento de los estabilizadores es tabilizadores y los portamechas le permiten al perforador controlar c ontrolar el increment i ncremento o (izquierda) o la reducción dir eccional. ional. Por lo general, el emplazamiento y el tamaño tamaño del(los) esta(derecha) angular sin un BHA direcc bilizador(es) y la flexibilidad de la estructura intermedia intermedia determinan determinan si el conjunto favorecerá el increi ncremento o la reducción reducc ión angular.

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reservas de crudo y gas en forma ilegal. El desarrollo del motor de lodo constituyó un poderoso complemento para los avances en la tecnología de relevamientos. Desde entonces, los motores de desplazamiento positivo que se colocan en los conjuntos de fondo (PDM y BHA, por sus siglas en Inglés, respectivamente) para rotar la mecha han perforado la mayoría de los hoyos direccionales. Existen pozos con diseños exóticos que continúan extendiendo los límites de la tecnología de la perforación direccional, donde se combinan los sistemas de perforación rotativos y direccionales disponibles hoy en día. Uno de los problemas principales de la perforación direccional consistía en determinar la inclinación del hoyo, hasta que se inventaron dispositivos de medición precisos. Los relevamientos direccionales proporcionan por lo menos tres datos fundamentales: la profundidad medida, la inclinación y el azimut del hoyo. A partir de estos datos, se puede calcular la locación del hoyo. Las técnicas de relevamiento abarcan desde el uso de 8. AnadrillPowerPak Steerable Motor Handbook . Sugar Land, Texas, EE.UU: Anadrill (1997): 3. Para mayor información sobre el uso de turbinas de perforación en la construcción de pozos con múltiples tramos laterales, por favor referirse a : Bosworth S, ElSayed HS, Ismail G, Ohmer H, Stracke M, West C y Retnanto A: “Key Issues in Multilateral Technology,” Oilfield Review  10, no. 4 (Invierno de 1998): 14-28. 9. McM illin K: “Rotary Steerable Systems Creating Niche in Extended Reach Drilling,” Offshore 59, no. 2 (Febrero de 1999): 52, 124. 10. Para ver varios artículos generales sobre el aprisionamiento de las tuberías, por favor referirse a: Oilfield Review  3, no. 4 (Octubre de 1991). 11. Mims M : “Directional Drilling Performance Improvement,”World Oil 220, no. 5 (Mayo (M ayo de 1999): 1999): 40-43.

instrumentos magnéticos de un solo disparo hasta sofisticados giroscopios. Los relevamientos magnéticos registran la inclinación y la dirección del pozo en un punto dado (un solo disparo) o en muchos puntos (disparos múltiples), utilizando un inclinómetro y una brújula, un cronómetro y una cámara. Los relevamientos giroscópicos brindan mayor precisión utilizando una masa giratoria que apunta hacia una dirección conocida. El giroscopio mantiene su orientación para medir la inclinación y la dirección en estaciones específicas del relevamiento. Hoy en día, la industria petrolera busca desarrollar métodos giroscópicos de relevamiento no invasivos que se puedan utilizar durante la perforación. Los modernos sistemas de medición durante la perforación (MWD, por sus siglas en Inglés) envían datos de relevamientos direccionales a la superficie por telemetría de pulsos del lodo; las mediciones del relevamiento son transmitidas como pulsos de presión en el fluido de perforación y decodificadas en la superficie mientras se avanza con la perforación. Además de la dirección y la inclinación, el sistema MWD transmite datos acerca de la orientación de la herramienta de perforación direccional. Las herramientas de relevamiento sólo indican el lugar donde se ha emplazado el pozo, mientras que las herramientas direccionales, desde una simple cuchara desviadora hasta los avanzados sistemas direccionales, son las que le permiten al perforador mantener el control sobre la trayectoria del hoyo. Antes del desarrollo de los sistemas direccionales de última generación, el correcto emplazamiento de los portamechas y los estabi-

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lizadores en el BHA les permití  permit í an an a los perforadores controlar el incremento o la reducci ón angular (p (páágina opuesta, arriba). arriba) . Si bien estas técnicas les daban un cierto control sobre la inclinació nación del hueco, no ten í an an casi ningú ning ún control sobre el azimut del hoyo. En algunas regiones, los perforadores experimentados pudieron aprovechar la tendencia natural de la mecha de perforació foraci ón para alcanzar una limitada desviació desviaci ón del hoyo de una forma bastante previsible. Los motores direccionales, que utilizan una turbina de fondo o PDM como fuente de potencia y un BHA con una curvatura fija de aproximadamente 1  ⁄  2°, fueron desarrollados a comienzos de la d écada del 60 para permitir el control simult áneo del azimut y la inclinació inclinaci ón del hoyo. 9 Hoy en dí  dí a, a, un motor direccional tí  t í pico pico consta de una secció secci ón para generació generación de potencia, a travé través de la cual se bombea el fluido de perforació perforaci ón que hace girar la mecha de perforació perforaci ón, una secció sección curva de 0 a 3° 3 °, un eje propulsor y la mecha (abajo) (abajo)..

La perforació perforación direccional con un motor direccional se logra en dos modos: rotació rotaci ón y deslizamiento. En el modo de rotaci ón, la totalidad de la sarta de perforació perforaci ón rota, como ocurre en la perforació foración rotativa convencional y tiende a perforar hacia adelante. Para iniciar un cambio en la direcció direcci ón del hoyo, la rotació rotación de la columna de perforació perforaci ón es detenida en una posició posici ón tal, que la secció secci ón curva del motor se encuentre ubicada en la direcci ón de la nueva trayectoria deseada. Este modo, denominado modo de deslizamiento, se re fiere al hecho de que la porció porci ón de la sarta de perforació perforaci ón que no realiza un movimiento rotativo, se desliza por detrá detrás del conjunto direccional. Si bien esta tecnologí  nologí a ha funcionado en forma extraordinaria, se requiere una extrema precisió precisi ón para orientar correctamente la secció secci ón curva del motor debido a la elasticidad torsional de la columna de perforaci ón, que se comporta casi como un resorte en espiral y se retuerce hasta tal punto que resulta dif í cil cil orientarlo. Las variaciones litoló litol ógicas y otros pará parámetros tambié tambi én infl influyen en la posibilidad de lograr la trayectoria de perforació perforaci ón planeada. Quizá Quizás el mayor problema que se presenta en la perforació perforaci ón por deslizamiento convencional sea la tendencia de la columna no rotativa a sufrir aprisionamientos.10 Durante los perí  perí odos odos de perforació foración por deslizamiento, la tuberí  tuber í a de perfo-

ració ración se apoya sobre el lado inferior del hoyo, lo cual produce velocidades de fluido alrededor de la tuberí  tuberí a desparejas. Por otra parte, la falta de rotació rotación de la tuberí  tuber í a disminuye la capacidad del fluido de perforació perforaci ón de remover los recortes, de manera que se puede formar un colch ón de recortes sobre el lado inferior del hoyo. La limpieza del hoyo se ve afectada, entre otros factores, por la velocidad de rotaci ón, la tortuosidad del hueco y el diseñ diseño de los conjuntos de fondo. 11 La perforació perforaci ón en el modo de deslizamiento disminuye la potencia disponible para hacer mover la mecha, lo cual, sumado a la fricci ón de deslizamiento, reduce la tasa de penetraci ón (ROP, por sus siglas en Inglé Ingl és). Finalmente, en proyectos de perforació perforaci ón de gran alcance, las fuerzas de fricció fricci ón durante el deslizamiento se acumulan hasta tal punto que el peso axial resulta insufi insuficiente para hacer frente al arrastre de la tuberí  tuberí a de perforació perforaci ón contra el hoyo, haciendo imposible continuar la perforaci ón. Por último, la perforació perforaci ón por deslizamiento presenta diversas inefi ine ficiencias poco deseables. Si se cambia del modo de deslizamiento al modo de rotació rotación durante la perforació perforaci ón con herramientas direccionales, es probable que se obtenga una trayectoria má m ás tortuosa en direcció direcci ón al objetivo (abajo) (abajo).. Las numerosas ondulaciones o patas de perro en el hoyo aumentan la tortuosidad del

Secció Sección de potencia

Dispositivo de ajuste angular en superficie

Secció Sección de cojinetes  y estabilizador

BHA direccional. direcc ional. El PowerPak es un dispositivo direccional direcc ional simple pero resistente, compuesto por una sección secc ión generadora de potencia, potencia, un dispositivo de ajuste angular en superficie, un estabilizador y la mecha de perforación.

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Optimización Optimización de la trayectoria. La perforación perforaci ón direcc ional en los modos de deslizamiento y de rotación por lo general da com c omo o resultado una trayectoria más irregular y más más larga lar ga que la planificada (trayectoria roja). Las patas de perro pueden afectar la posibilidad de colocar el revestidor hasta la profundidad total. El uso de un sistem si stema a rotativo direccional direcc ional elimina el modo de deslizamiento y produce un hoyo más suave (trayectoria negra).

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mismo, lo que a su vez incrementa la fricci ón aparente durante la perforación y la bajada del revestidor. Durante la producción, se puede producir una acumulación de gas en los puntos altos y agua en los puntos bajos, lo cual di ficulta la producción (derecha). A pesar de estos problemas, la perforación direccional con motor direccional sigue resultando efectiva en términos económicos y, por el momento, es el método de perforación direccional más utilizado. El próximo paso en la tecnologí a de perforación direccional, que todaví a se encuentra en su etapa de desarrollo, es el sistema rotativo direccional (RSS, por sus siglas en Ingl és). Estos sistemas permiten la rotación continua de la columna de perforación mientras se controla la dirección de la mecha. En la actualidad, la industria petrolera clasifica los sistemas rotativos direccionales en dos grupos, los sistemas m ás generalizados de “empuje de la mecha,” que incluyen el sistema PowerDrive y los sistemas menos desarrollados de “direccionamiento de la mecha” (abajo). Turbina generadora de potencia

Rotación del collar

Paquete de sensores y sistema de control

Rotación del motor Motor

   a     d    a    c     i     l    p    a    a    z    r    e    u     F

Tendencia de la perforación

Diseños de sistemas rotativos direccionales caracterizados por su comportamiento estable. En los sistemas que dirigen la mecha (izquierda), la mecha se encuentra inclinada en relación con el resto de la herramienta para lograr la trayectoria deseada. En los sistemas que empujan la mecha (derecha) se aplica una fuerza contra el hueco con el mismo fin.

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Gas Petróleo

Agua

Optimización del flujo durante la producc ión. Los puntos altos y bajos en el hoyo ondulante (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.

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¿Cómo funciona un sistema rotativo direccional? El sistema PowerDrive es un sistema compacto y poco complicado desde el punto de vista mec ánico, que comprende una unidad sesgada y una unidad de control que agregan s ólo 3,8 m [12 1 ⁄ 2 pies] a la longitud total del BHA. 12 La unidad sesgada, ubicada directamente detrás de la mecha, aplica una fuerza sobre la mecha en una direcci ón controlada mientras toda la columna gira. La unidad de control, que se encuentra detr ás de la unidad sesgada, contiene dispositivos electr ónicos, sensores, y un mecanismo de control que proporcionan la magnitud y la direcci ón promedio de las cargas del lado de la mecha, necesarias para alcanzar la trayectoria deseada (próxima página, abajo). La unidad sesgada tiene tres patines externos articulados, que son activados por el flujo de lodo controlado a través de una válvula. La válvula utiliza la diferencia de presión de lodo existente entre el interior y el exterior de la unidad sesgada (próxima página, arriba). La válvula de tres ví as de disco rotativo acciona los patines al dirigir el lodo en forma sucesiva a la c ámara del pistón de cada patí n, a medida que rota para alinearse con el punto de empuje deseado en el pozo, que es el punto opuesto a la trayectoria deseada. Una vez que un patí n pasa el punto de empuje, la v álvula rotativa corta el suministro de lodo y el mismo se escapa a través de una compuerta especialmente diseñada para la filtración del lodo. Cada patí n se extiende no más de 1 cm [3 ⁄ 8 pulgada] durante cada revolución de la unidad sesgada. Un eje conecta la válvula rotativa con la unidad de control para regular la posición del punto de empuje. Si el ángulo del eje se encuentra geoestacionario con respecto a la roca, la mecha ser á  empujada

constantemente en una dirección, que es la dirección opuesta al punto de empuje. Si no se necesita modificar la dirección, el sistema se opera en un modo neutral, donde cada pat í n se extiende de a uno por vez, de manera que los patines empujen en todas las direcciones y sus movimientos se cancelen entre s í . La unidad de control mantiene la posici ón angular propia del eje de impulso relativa a la formación. La unidad de control est á  montada sobre cojinetes que le permiten rotar libremente alrededor del eje de la sarta de perforaci ón. Por medio de su propio sistema de activaci ón, se puede dirigir a la unidad de control para que mantenga un ángulo de giro determinado, o ángulo de orientación de la herramienta con respecto a la roca de formación. Los sensores del acelerómetro y magnetómetro de tres ejes proporcionan información relativa a la inclinaci ón y al azimut de la mecha, además de la posición angular del eje de impulso. Dentro de la unidad 12. Para más detalles sobre trabajos con la herramienta PowerDrive, por favor referirse a: Clegg J M 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 Wytch Farm, por favor referirse a: Colebrook MA, P each SR, Allen FM y Conran G: “Application of Steerable Rotary Drilling Technology to Drill Extended Reach Wells,” artículo de las IADC/SPE 39327, presentado en la Conferencia de Perforación de las IADC/SPE, Dallas,  Texas, EE.UU., Marzo 3-6, 1998. 13. Para mayor información sobre software de planeamiento 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 in the Next M illennium,” Oilfield Review  10, no. 4 (Invierno de 1998): 2-13.

Oilfield Review

Empuje de la mecha. El flujo de lodo impulsa tres patines externos (arriba) a través de una válvula de tres vías de disco rotativo. Los patines ejercen presión contra el hueco en el punto adecuado en cada rotación para alcanzar la trayectoria deseada: en este caso, un giro a la derecha (arriba a la derecha) y extensión hacia afuera de 3 hasta 1 cm [ ⁄  4 pulgada]. Las ilustraciones inferiores muestran la herramienta con los patines retraídos (izquierda ) y extendidos (derecha). <

Eje de control

Válvula de disco giratorio

Activador Giro hacia la derecha

de control, se encuentran unos impulsores de turbina de rotación contraria, montados sobre ambos extremos de la misma, que desarrollan el torque estabilizador necesario por medio de imanes permanentes de gran potencia, cuya acción se suma a la de las bobinas de torsión ubicadas en la unidad de control. La transmisión del torque desde los impulsores a la unidad de control se controla en forma eléctrica modificando la resistencia de las bobinas de torsi ón. El impulsor superior, o torquer, se utiliza para aplicar torque a la plataforma en la misma direcci ón de la rotación de la columna de perforación, mientras que el impulsor inferior la hace girar en la direcci ón inversa. Otras bobinas generan energí a para los dispositivos electrónicos. La herramienta se puede adecuar a las necesidades específicas en la superficie y se puede programar previamente de acuerdo con las variaciones esperadas de inclinación y dirección. Si fuera necesario modificar las instrucciones, una secuencia de pulsos en el fluido de perforación transmite las nuevas instrucciones al fondo del pozo. El funcionamiento del sistema PowerDrive puede ser monitoreado por medio de herramienTurbina

tas MWD y de los sensores instalados en la unidad de control; esta información será transmitida a la superficie por medio del sistema de comunicación PowerPulse. El nivel de referencia utilizado para establecer el ángulo geoestacionario del eje es proporcionado por un acelerómetro triaxial o bien por el magnetómetro montado en la unidad de control. Cuando se trata de huecos casi verticales, para determinar la dirección de la desviación se utiliza como referencia un cálculo del Norte magnético. En los huecos que presentan mayor desviación respecto de la vertical, los aceler ómetros proporcionan la referencia necesaria para el control de la dirección. Uno de los múltiples beneficios derivados de utilizar una plataforma con rotaci ón estabilizada para determinar la dirección de navegación es su insensibilidad con respecto al comportamiento de colgamiento-deslizamiento de la columna de perforación. Los sensores adicionales que se encuentran en la unidad de control registran la velocidad instantánea de la columna de perforación con respecto a la formación, con lo cual se obtiene información útil acerca del comporta-

Electrónica de control

Unidad de control  > 

Turbina

miento de la columna. Los sensores t érmicos y de vibración también están incluidos dentro de la unidad de control para registrar datos adicionales sobre las condiciones de fondo. La computadora instalada a bordo muestrea y registra información relativa a las condiciones de perforación, que se transmite en forma inmediata a la superficie por medio del sistema MWD o bien se recupera posteriormente. Esta información ha ayudado a diagnosticar problemas de perforación y, junto con los registros MWD, registros de lodo y de la formación, resulta de gran importancia para optimizar las operaciones futuras. Conceptos básicos La capacidad de controlar la trayectoria del pozo no basta para garantizar la construcci ón de un pozo perfecto, ya que, para que la perforaci ón direccional resulte exitosa es necesario realizar una cuidadosa planificación. Para optimizar los planes de los pozos, los geólogos, los geofí sicos y los ingenieros deben trabajar en forma conjunta desde un primer momento, en lugar de hacerlo en forma secuencial utilizando una base de conocimientos incompleta. Una vez determinada una ubicación en la superficie y un objetivo deseado en el subsuelo, el plani ficador direccional debe evaluar los costos, la exactitud requerida y los factores técnicos y geológicos para determinar el perfil apropiado del hueco (oblicuo, en forma de S, horizontal o quiz ás tenga una forma más exótica). La perforación dentro de otro hueco, fenómeno denominado colisión, es totalmente inaceptable, por lo cual se utiliza com únmente un programa anticolisi ón con el fin de planificar una trayectoria segura. 13 Patí n activador direccional

Unidad sesgada

Sistema rotativo direccional PowerDrive.

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25

°

4  /100 pies sin comunicación en tiempo real

°

4  /100 pies con comunicación en tiempo real

°

Sonda de respuesta rápida

Interfaz para comunicaciones PPI

Collar flexible

Estabilizador

8  /100 pies con comunicación en tiempo real

Collar de la unidad  de control

Unidad sesgada

Configuraciones de los conjuntos de fondo. El sistema PowerDrive se puede utilizar sin un sistema de comunicaciones 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 c omunicaciones en tiempo real utilizando un collar flexible cuando se requiere un mayor incremento angular (abajo) .

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Por otra parte, es importante seleccionar el RSS apropiado para el trabajo. En las situaciones proclives al aprisionamiento, una herramienta provista de patines u otros componentes externos que rotan con el collar, como el sistema PowerDrive, minimiza el riesgo de que se produzca un aprisionamiento de la columna de perforación y permiten la rectificación del hueco. El RSS también debe ser capaz de alcanzar el incremento angular deseado. 14. Si bien este artículo no incluye una discusión exhaustiva sobre la selección de la mecha, este tema será tratado en profundidad en un próximo número deOilfield Review . En este caso, una mecha agresiva es aquélla que ha sido diseñada para perforar en forma rápida utilizando cortadores largos que producen recortes de gran tamaño. Las mechas menos agresivas, en cambio, poseen dientes más cortos que producen recortes más pequeños por molido. Otros factores que afectan el funcionamiento de la mecha son: la velocidad de rotación, el peso sobre la mecha, el torque, la tasa de flujo 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 favor referirse a: Brown T, Burke T, Kletzky A, Haarstad I, Hensley  J , Murchie S, PurdyC y Ramasamy A: “Entrega de datos a tiempo,” Oilfield Review  11, no. 4 (Primavera de 2000): 34-55. 16. Para mayor información sobre operaciones de perforación y producción en pozos de alcance extendido en el campo Wytch Farm, por favor referirse a: Algeroy J , Morris AJ , Stracke M, Auzerais F, Bryant I, Raghuraman B, Rathnasingham R, Davies J , Gai H, J ohannessen O, Malde O,  Toekje J y NewberryP: “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.

26

En ciertas situaciones, la comunicación en tiempo real y la posibilidad de evaluar la formación resultan crí ticas para lograr resultados exitosos. El sistema PowerDrive est á  ligado al sistema PowerPulse MWD y al conjunto de sistemas de perfilaje durante la perforación (LWD, por sus siglas en Inglés) de Schlumberger. Dentro de la herramienta PowerDrive, se puede colocar una sonda de comunicaciones de respuesta r ápida—un sistema telemétrico de corta distancia que no requiere cableado —para facilitar la comunicación en tiempo real con el exterior (arriba). La sonda de respuesta rápida conecta la interfaz del sistema telemétrico PowerPulse con el sistema MWD por medio de pulsos magn éticos y confirma que las instrucciones han sido recibidas en la superficie. En los sistemas rotativos direccionales la variedad de mechas que se pueden utilizar es mayor que en el caso de los motores direccionales, puesto que el control de la orientaci ón de la herramienta es suficiente aún cuando se utilizan mechas de perforaci ón agresivas.14 El control direccional con un PDM y una mecha agresiva puede resultar difí cil porque una mecha agresiva puede generar grandes fluctuaciones en el torque. Las variaciones en el torque alteran la orientación de la herramienta en detrimento del control direccional. Una mecha corta de un compuesto policristalino de diamantes (PDC, por sus siglas en Inglés), por ejemplo, la Hycalog DS130, maximiza el rendimiento del sistema PowerDrive. La versatilidad de la herramienta PowerDrive también permite el uso de otros dise ños de mechas, como las mechas tricónicas.

La rotación de la sarta de perforación mejora en gran medida la limpieza del hoyo, minimiza el riesgo de aprisionamiento de la columna de perforación y facilita el control direccional. La potencia en la mecha no disminuye por la necesidad de realizar operaciones de perforaci ón con deslizamiento. El control direccional se puede mantener más allá del punto donde el torque y el arrastre hacen que el deslizamiento con un motor resulte poco efectivo. Los beneficios del incremento de la ROP en comparación con un motor de deslizamiento tradicional quedan demostrados al utilizar el sistema PowerDrive. Evolución de los sistemas PowerDrive Desde su primera operación comercial en 1996, la herramienta PowerDrive ha demostrado que la eliminación del deslizamiento durante la perforación direccional provoca un gran incremento de la tasa de penetraci ón. La eliminación del modo de deslizamiento tambi én hace posible la realización de trayectorias de pozos poco habituales, como lo demuestran los siguientes relatos de casos reales. Hasta la fecha se han realizado 230 operaciones con la herramienta PowerDrive, que comprenden miles de horas de operaci ón en más de 40 pozos. En el viaje o carrera individual m ás larga se logró perforar una sección de 1602 m [5255 pies]. En el campo Njord del área Haltenbanken al oeste de Noruega, la compañí a operadora Norsk Hydro comenzó utilizando el sistema PowerDrive para perforar la sección del yacimiento correspondiente al pozo A-17-H, que finalizó 22 dí as antes de lo programado. A partir del éxito de esta operación, la compañí a se embarcó  en un pozo con objetivos múltiples, lo cual constituí a un reto mucho mayor ya que el pozo presentaba un perfil sinusoidal destinado a manejar los problemas provocados por las incertidumbres geológicas y la escasa conectividad del yacimiento. En abril de 1999, se perforó el pozo A-13-H con el sistema PowerDrive. Se plani ficó una trayectoria inusual en forma de W para poder penetrar el yacimiento primario en diversos bloques de fallas (próxima página, arriba). El pozo penetró  la formación heterogénea Jurassic Tilje, en la que predominan las areniscas con menor presencia de fongolitas y limos, en cuatro bloques de fallas. El yacimiento se encuentra compartimentado por echados (buzamientos) pronunciados y planos de falla sellantes separados por desplazamientos verticales de 30 a 50 m [98 a 164 pies]. Como complicación adicional se observa que la permeabilidad horizontal del yacimiento Tilje es muy superior a la permeabilidad vertical, por lo cual es preferible que se lo explote con pozos horizontales.

Oilfield Review

< Trayectoria del pozo A-13-H. El pozo en forma de W interceptó el yacimiento Tilje en cuatro bloques de fallas separados (izquierda) . Otras configuraciones de pozos utilizadas en esta área, como los pozos en forma de anzuelo, hubieran penetrado sólo dos bloques (derecha).

2100 Propuesta

   m  ,     l    a    c     i    t    r    e    v

Real

    d    a     d     i     d    n    u     f    o    r     P

3100 500

Sección vertical, m a 227,26

°

Las mediciones de porosidad, resistividad y rayos gamma en tiempo real obtenidas con los sistemas de Densidad Neutrón Azimutal ADN y Resistividad Dual Compensada CDR le permitieron al equipo responsable de la operaci ón dirigir geológicamente la trayectoria del pozo hasta alcanzar la ubicación deseada utilizando el RSS. Los desví os con respecto a la trayectoria planeada fueron intencionales y decididos sobre la base de las mediciones de evaluaci ón de la formación obtenidas en tiempo real. El sistema InterACT Web Witness transmitió  los datos en tiempo real desde la plataforma de perforaci ón Njord a las oficinas de operaciones ubicadas en Kristiansund y Bergen, de manera tal que el equipo de operaciones pudiera tomar las decisiones necesarias en el momento adecuado.15 En el pasado, se hubiera perforado un pozo con forma de anzuelo, que habrí a interceptado el yacimiento en sólo dos bloques de fallas. La combinación del RSS y la evaluación de la formación en tiempo real permitió  adoptar un método de investigación, en lugar de conjeturar, en un área en la cual las incertidumbres s í smicas alcanzan hasta los 100 m [328 pies], para optimizar la trayectoria y mejorar el drenaje del yacimiento

2700

perforando en cuatro bloques de fallas. La penetración de los dos bloques adicionales permite ahorrar los gastos y los riesgos impl í citos en la perforación de otro pozo. De hecho, hubiera sido imposible perforar el pozo A-13-H con la tecnologí a convencional de perforaci ón direccional. Gracias al sistema rotativo direccional se logr ó una reducción de costos de 1 millón de dólares con respecto al pozo perforado previamente en el mismo campo, puesto que el tiempo de construcción del pozo se redujo a la mitad. Por otra parte, el uso de mechas de PDC en combinaci ón con la herramienta PowerDrive permiti ó duplicar la ROP. Los sistemas rotativos direccionales abren nuevos horizontes en la planificación de los pozos, en el manejo de los yacimientos e incluso en el desarrollo de los campos petroleros. Los sistemas rotativos direccionales permiten perforar menos pozos, y que los pozos perforados logren penetrar más objetivos. Al poder interceptar cuatro bloques de fallas en lugar de dos, el pozo A13-H alcanzó  los objetivos geológicos de dos pozos y el drenaje del yacimiento se increment ó en forma extraordinaria. El emplazamiento del pozo se puede optimizar realizando ajustes de la trayectoria en tiempo real, tomando como base las

2200

2 200 

2000 1800

5  pulg  9  /   8

20 00 

95 /8 pulg

1 800 

1600

16 00  5  8  pu lg  18  /  

1400    m 1200  ,    a     i    c    n 1000    a    t    s     i     D 800

600

mediciones obtenidas con las más modernas herramientas de evaluación de formaciones en tiempo real combinadas con el sistema PowerDrive. Cuando se trata de plataformas m ás pequeñas con menor cantidad de aberturas se requieren inversiones de menor envergadura, mientras que se optimiza el drenaje del campo y se reducen los costos por barril producido. La flexibilidad del sistema PowerDrive logr ó extender la vida del campo Njord, ya que permitió el acceso a las reservas que, con la tecnologí a convencional, se habrí an considerado económicamente poco atractivas. En el Reino Unido, el rendimiento promedio de la herramienta PowerDrive durante 1999 fue de un tiempo medio entre fallas de 522 horas. En el año 2000, las actividades en el Reino Unido han aumentado a tres o cuatro carreras adicionales por mes. Las operaciones de perforación habituales incluyen pozos con diseños complicados con varias secciones de incremento angular y giro. En 1998, se logró perforar el pozo M-17 del campo Wytch Farm a través del angosto yacimiento de areniscas Sherwood, ubicado entre dos fallas utilizando la herramienta PowerDrive.16

1 400  12 00  1000  800 

133 /8 pulg

600 

400

400 

200

N

0

    0     0     0     0     0 0     0     0     0     0     0     0     0     0     0     0     0     0     0     0     0     0     0     0     0     0     0     0     0     0     0     0     0     0     0     0     0     0     0     0     0     5     2     3     4     5     6     7     8     9     0     1     2     3     4     5   -    4   -    3   -    2   -    1   -     1     1     1     1     1     1     1

Distancia, m

200 

N  

0            0           0           0           0           0           0           0           0           0           0           5          4           3           2           1      -      -      -      -      -

0           0           0           0           0           0           0           0           0           0           0           0           0           0           0           0           0           0           0           0           0           0           0           0           0           0           0           0           0           0           0           1           2           3          4           5           6           7           8           9           0           1           2           3          4           5           1           1           1           1           1           1

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 de 1 los cuales estableció el récord del campo de la carrera más larga con una sola mecha, perforando 1287m de un hueco de 8 ⁄  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.

 > 

Verano de 2000

27

Este pozo estableció el récord actual para una carrera con una sola mecha al perforar 1287 m [4222 pies] en sólo 84 horas, mientras realizaba un giro de 110° con una gran inclinación (página anterior). Uno de los grandes desafí os que deben enfrentar los ingenieros de perforaci ón es maximizar la efectividad económica de los costosos pozos direccionales con trayectorias complejas. El éxito depende de las herramientas de perforaci ón que ofrecen eficiencia, confiabilidad y capacidad intrí nsecas, que superan en gran medida las posibilidades de los sistemas convencionales. En Malasia, la capacidad del sistema PowerDrive quedó demostrada en los pozos A1 ST y A7 ST del campo Bekok, operados por Petrona Carigali. En ambos pozos, el sistema funcionó  sin inconvenientes; sin ningún tipo de fallas ni restricciones durante las operaciones de perforaci ón. El control direccional resultó  excelente en ambos casos, a pesar de que las formaciones perforadas eran relativamente blandas. En el pozo A7 ST, se perforaron 1389 m [4557 pies] a un promedio de 51 m [16 pies] por hora, donde la inclinación del hueco oscilaba entre 40 y 70 grados. El promedio de incremento angular y giro fue de 3° /30 m [3° /100 pies] (derecha). Al optimizar la selección de la mecha, el peso sobre la mecha, la tasa de flujo del lodo y las rpm, la tasa de penetración lograda con la tecnologí a PowerDrive resultó superior en un 45% con respecto a la mejor tasa registrada hasta ese momento con motores de fondo. La herramienta PowerDrive perforó 513 m/dí a [1683 pies/dí a], con lo cual se ahorraron cinco dí as de equipo de perforaci ón, mientras que el mejor rendimiento de los motores en el pozo Bekok A5, fue de s ólo 360 m/dí a [1181 pies/dí a]. Por otra parte, se pudo ahorrar una valiosa cantidad de tiempo ya que tambi én se redujo el número de viajes de limpieza: de un promedio tradicional de un viaje cada 300 m [980 pies] se pasó a uno cada 700 m [2300 pies]. De esta manera, se logró alcanzar la profundidad total del pozo en sólo dos tercios del tiempo especificado en el plan de perforación, lo cual dio como resultado una significativa reducción de los costos. En el pozo Bekok A1 ST, se utiliz ó el sistema PowerDrive para perforar 1601 m [5253 pies] de 1 2 pulgadas [21,6 cm] de diámetro hasta llegar a 8 ⁄  la capa de interés, con lo cual se ahorraron tres dí as del programa original de perforaci ón (próxima página, arriba a la izquierda). Las tasas de penetración fueron 300% superiores a las experi-

mentadas con conjuntos de herramientas convencionales en los pozos vecinos, lo cual permiti ó reducir el número de viajes de limpieza. Debido a una mí nima tortuosidad, la ausencia de micro patas de perro y la superficie suave del hueco se pudo colocar la tuberí a corta de 7 pulgadas [17,8 cm] en forma rápida y sin ningún tipo de inconvenientes. El uso del sistema PowerDrive permiti ó una reducción total en los costos de US$200.000.

El segundo pozo de desarrollo en un campo del área de planeamiento de Viosca Knoll constituyó  la primera aplicación de una herramienta rotativa direccional por parte de uno de los principales operadores en el Golfo de M éxico. Su objetivo consistí a en ahorrar tiempo de operaci ón aumentando la ROP con una técnica hidráulica superior y mejorando también la limpieza del pozo por encima de los niveles alcanzables con

Bekok A7

480 320 160

Comienzo de la desviación 360 MD 358 TVD 17,7  347,43  az 23N 7º

0    m  ,     )    r    u    s     /    e    t    r    o    n     (    o    t    n    e     i    m    a    z    a     l    p    s    e     D

-160

°

-320

°

        °

     3     9      8 ,      9     1     d   o      i     n     t   e    s    s   o     t     u     m      i     z     A

-480 -640 -800

Bekok A7 ST

-960 -1120 Tuberí a de 7 pulg -1280 -720

-560

-400 -240 Desplazamiento (este/oeste), m

-80

80

0 160 320    m  ,    a    r    e     d    a     d    r    e    v     l    a    c     i    t    r    e    v     d    a     d     i     d    n    u     f    o    r     P

Comienzo de la desviaci ón 360 MD 358 TVD 17,7   347,43  az Desplazamiento –19

480

°

640

°

800 960

Rotación e incremento angular de 3,00  cada 30 m °

Bekok A7

1120 1280 Bekok A7 ST Tuberí a de 7 pulg Angulo sostenido 2190 MD 1692 TVD 69,2  198,5  az, desplazamiento 1369 en 69,35 1600 Sección TD de 8,5 pulg 2600 MD 1696 TVD 69,2  198,5  az, desplazamiento 1369 1760 -480 -320 -160 0 160 320 480 640 800 960 1120 1280 1440 Sección vertical, m Propuesta Real 1440

> Vista areal (arriba) y de una sección (abajo) de la trayectoria planificada para el pozo Bekok A7 ST, que se muestra en azul, y de la trayectoria real, que se observa en rojo.

28

°

°

°

°

°

Oilfield Review

Perforación direccional rotativa en el Golfo de México. Se perforó un pozo de desarrollo en un campo del área Viosca Knoll utilizando un sistema rotativo direccional con el fin de aumentar la ROP y la limpieza del hueco. La trayectoria propuesta se muestra en azul. La herramienta PowerDrive alcanzó la trayectoria deseada, como se observa en rojo en la sección vertical (arriba) y en la vista general (abajo) . La herramienta fue removida después de perforar 2767 pies y un PDM perforó el resto del hueco con una tasa de penetración dos veces y media más lenta.

 < 

Conexión

Bekok A1 0    m  ,     )    r    u    s     /    e -600    t    r    o    n     (    o    t    n    e     i    m    a    z    a -1200     l    p    s    e     D

Comienzo de la desviación

Bekok A1 ST

-1800 -2400

-1800 -1200 -600 Desplazamiento (este/oeste), m

0

Conexión a 8,5  y 418 m de profundidad medida °

Rotación e incremento angular de 3,00  cada 30 m 75,71  1117 profundidad medida °

°

Angulo sostenido en 75,71

Bajada al pozo con la herramienta PowerDrive

   s 1100    e     i    p  ,     l    a 1150    c     i    t    r    e    v    o    t 1200    n    e     i    m    a    z 1250    a     l    p    s    e     D

0    m 400  ,    a    r    e     d    a     d    r 800    e    v     l    a    c     i    t    r 1200    e    v     d    a     d     i     d    n 1600    u     f    o    r     P

1050

°

Bekok A1 ST

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

1300 1350

Bekok A1 1400

2000 0

400

800

1200

1600

2000

2400

4500 5000 5500 6000 Desviación desde la vertical, pies

2800

Sección vertical, m Propuesta Real

Vista areal (arriba) y de una sección (abajo) de la trayectoria planificada para el pozo Bekok A1 ST, que se muestra en azul, y de la trayectoria real, que se observa en rojo.

Desplazamiento (este/oeste) pies

 > 

-4000

-3750

Verano de 2000

El sistema PowerDrive se utiliz ó para perforar 5 8 pulgadas desde el zapato del revestidor de 9  ⁄  [24,4 cm] hasta los 3554 m [11.660 pies]. Una vez realizada una prueba de integridad de la formación, el sistema de fluidos fue desplazado con un lodo de perforación a base de diesel, cuya densidad era de 14,9 lbm/gal [1,79 g/cm 3]. Como ésta era la primera vez que la herramienta se utilizaba con un fluido a base de diesel, se contemplaba la posibilidad de que surgieran problemas. La herramienta perforó con todo éxito 843 m [2767 pies] y la tasa de giro y reducción angular fue de hasta 1,6° cada 30 m [100 pies] (arriba, a la derecha).

-3250

-3000

Entrada al pozo con la herramienta PowerDrive

-3250

una configuración de PDM direccional. De esta manera se tratarí a de reducir o eliminar los costos y pérdidas de tiempo provocados por los problemas de aprisionamientos de la columna de perforación debidos a la dilatación de las lutitas—problema frecuente en el área—y se podrí a lograr un mayor control de la densidad de circulación equivalente del lodo de perforaci ón. El uso del sistema rotativo servir í a para garantizar que los recortes se mantengan en suspenso en todo momento, superando los problemas de asentamiento de los recortes asociados con el deslizamiento durante las operaciones de PDM.

-3500

-3000

   s    e-3500     i    p  ,     )    r    u    s -3750     /    e    t    r    o    n     ( -4000    o    t    n    e     i    m    a    z -4250    a     l    p    s    e     D-4500

Rotación y reducción angular de 2 cada 100 pies °

Extracción de la sarta con la herramienta PowerDrive

-4750 -5000 Propuesta Real

29

El perfil direccional planificado incluí a la perforación de una sección tangencial de 396 m [1300 pies] antes de la reducción angular y giro hacia la izquierda a través de dos objetivos geométricamente cerrados. En la sección tangencial (o de ángulo sostenido) el equipo de trabajo pudo evaluar el rendimiento direccional del sistema antes de iniciar el giro. Con la herramienta PowerDrive se lograron excelentes tasas de penetración. La pequeña caí da de presión ocurrida a lo largo de toda la herramienta permiti ó una mejor utilización de la energí a hidráulica disponible en comparación con un motor direccional. Las tasas de flujo fueron superiores que en las carreras previas de los motores en aproximadamente 50 gal/min [0,2 m 3 /min], con lo cual se mejoró  la limpieza del hueco y se lograron mejores tasas de penetración. La eficiencia de la limpieza del hueco fue monitoreada por medio de un sensor de presión anular instalado en la

columna MWD, de manera que el hueco se pudiera limpiar con la misma rapidez con que se podí a perforar. En resumen, el conjunto PowerDrive fue utilizado para perforar 128 m [420 pies] de cemento, zapato y formación desde 3554 a 4397 m [11.660 hasta 14.427 pies], lo cual se logr ó realizar en 42 horas de perforación a una tasa promedio de penetración de 20 m/hr [66 pies/hr]. A la profundidad medida de 4397 m [14.427 pies], se percibió que el sistema rotativo direccional habí a dejado de recibir órdenes desde la superficie. La herramienta continuó perforando de acuerdo con la última orden recibida, una orientación hacia el lado inferior que provoc ó un leve giro hacia la derecha. Llegado a este punto, era necesario iniciar un giro hacia la izquierda, y hubo que realizar un viaje para recuperar la herramienta. Como en un primer momento se desconocí a la naturaleza de la falla y, dado que la

0

2.000

4.000

6.000    s    e     i    p  ,    a     d     i     d    e    m     d    a     d     i     d    n    u     f    o    r     P

8.000

10.000

12.000

14.000

16.000

18.000 0

20

40 Número de dí as de perforación

Dí as previstos por posibles riesgos Dí as concretos de perforaci ón Dí as mí nimos planificados

30

60

80

Mejoras en la eficiencia de la perforación. El uso del sistema PowerDrive contribuyó a la perforación del pozo de desarrollo de Viosc a Knoll 10 días antes de lo planeado.

 > 

temperatura del hueco se estaba acercando al lí mite de temperatura admitido por el sistema de herramientas rotativas, se seleccion ó  un motor direccional convencional para finalizar la perforación del intervalo. El análisis posterior confirmó que habí a fallado un cojinete de elast ómero, lo que permitió que la turbina rotara en forma excéntrica dentro del collar de la herramienta. El desgaste dentro del collar indicaba que las aletas de la turbina golpeaban la pared interior del collar, lo cual impedí a que la herramienta recibiera nuevas órdenes. Más tarde se pudo determinar que el lodo hab í a degradado el material del cojinete. Para las futuras aplicaciones, se desarrolló un elastómero de mayor duración, cuya eficacia ya ha sido comprobada y se encuentra en uso actualmente. Los resultados obtenidos con un motor direccional en la próxima carrera proporcionaron una comparación interesante de la eficiencia de los dos sistemas, ya que se utilizó el mismo tipo de mecha para perforar la misma formaci ón y se realizó una operación direccional con un esfuerzo similar. Las tasas de penetración alcanzadas durante la rotación con el motor direccional convencional se acercaron a las del sistema PowerDrive. Sin embargo, el tiempo adicional necesario para orientar la herramienta, junto con las bajas tasas de penetración durante el deslizamiento, significaron un gran aumento de los tiempos totales de perforación. El motor direccional perforó 397 m [1303 pies] en 48 horas a una ROP promedio de 8,2 m/hr [27 pies/hr], casi dos veces y media más lento que el sistema PowerDrive. Este ejemplo demuestra claramente que el incremento de la ROP compensa los mayores costos del equipo de perforaci ón y justifica ampliamente los gastos adicionales de la herramienta rotativa direccional, lo que resulta en menores tiempos y costos globales (izquierda). Este pozo fue perforado 10 d í as antes de lo planeado. No obstante ello, Schlumberger continúa trabajando para perfeccionar aún más el rendimiento de la perforación rotativa direccional.

Camino hacia el futuro La capacidad del sistema PowerDrive de perforar secciones prolongadas en forma r ápida y confiable ha aumentado la demanda de las 39 herramientas disponibles hoy en dí a. La fabricación de otras 16 herramientas PowerDrive durante el primer trimestre del año 2000 incrementó el acceso mundial a estos sistemas. Las herramientas fueron manufacturadas en el Reino Unido, pero el mantenimiento y las reparaciones se realizan en distintos centros regionales, ubicados cerca del lugar donde son utilizadas.

Oilfield Review

Hoy en dí a, el sistema PowerDrive675, que es la herramienta de 6 3 ⁄ 4 pulgadas de diámetro que se describe en este artí culo, representa una tecnologí a comprobada (derecha). Schlumberger continúa trabajando en su afán por establecer nuevos estándares industriales en lo que respecta a los sistemas rotativos direccionales. En la actualidad, se están realizando pruebas de campo con la herramienta PowerDrive900. Se trata de una herramienta de 9 pulgadas, con el sistema de empuje de la mecha, diseñada para perforar huecos de 12 o más pulgadas de diámetro. Se espera iniciar su comercialización en la segunda mitad del año 2000. Se encuentra en desarrollo una herramienta diseñada para dirigir la mecha, cuya trayectoria de perforación está determinada por la dirección de la mecha y no por la orientaci ón de una sección más larga del BHA, como respuesta a la demanda de una selección más amplia de mechas y estabilizadores, incluyendo mechas bicéntricas, además de incrementos angulares m ás grandes. Schlumberger ha probado un prototipo de herramienta de direccionamiento de la mecha en diversas locaciones en todo el mundo y logr ó perforar a razón de más de 30 m/hr [100 pies/hr]. 17 Con este prototipo se amplí an los rangos de flujo y temperatura propios de los sistemas de empuje de la mecha, pero al mismo tiempo la herramienta mantiene un tama ño relativamente pequeño. Los datos de los relevamientos se obtienen cerca de la mecha y se enví an a la superficie, con lo cual se obtiene la respuesta y

Desviación sostenida Controlada 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 perforaci ón elástica.

Rotación continua durante la navegación

Hueco suave La tortuosidad del hueco se ve reducida por una mejor navegaci ón

Menor arrastre Mejor control del peso sobre la mecha

0

5.000

10.000

15.000

Superior alcance extendido sin arrastre excesivo

Ahorros de tiempo Perforación dirigida más rápida y con menos viajes de limpieza

Menor cantidad de pozos para explotar un yacimiento

Menos plataformas para desarrollar un campo

Menor costo por pie perforado

Menor costo por barril

Beneficios del sistema PowerDrive. La rotación continua de la sarta de perforac ión mejora muchos aspectos de la construcc ión del pozo y, en última instancia, se traduce en una disminución del tiempo y los costos.

 > 

20.000

25.000

30.000

35.000

Amoco Brintnell 2-10 Maersk, Qatar Total Austral

5.000 BP M-14    s    e     i    p  ,    a    r    e     d    a     d    r    e    v     l    a    c     i    t    r    e    v     d    a     d     i     d    n    u     f    o    r     P

10.000 BP Clyde

BP M-11

40.000

BP Amoco M-16Z

Total Austral CN-1

Relación 5:1

Statoil Sleipner Phillips Zijiang BP Gyda

15.000

Relación 2:1

20.000 Shell Auger

25.000

30.000 35.000

Relación 1:1

Prolongación del alcance. A profundidades relativamente someras es posible lograr un alcance de 10 km [6,2 millas] o más. El desplazamiento se restringe a medida que aumenta la profundidad, como se observa en las marcas de color púrpura.

 > 

Verano de 2000

Menos riesgos de aprisionamiento de la tubería

Mayor alcance  horizontal en el yacimiento con buen control de la navegación

Se reduce el costo de la Completación y se simplifica el trabajo de Reparación

Desplazamiento, pies 0

Hueco más limpio Efecto de la alta inclinación compensado por la rotación continua de la tuberí a

control de la trayectoria en tiempo real. El objetivo de todos estos sistemas es llegar a realizar operaciones de perforación que resulten efectivas en costos para operaciones corrientes, en lugar de limitarse sólo a las aplicaciones más extremas por cuestiones económicas. Con toda seguridad, los operadores continuar án extendiendo los lí mites de alcance y profundidad de los pozos (izquierda). Los avances en los enlaces de comunicaci ón remota con las oficinas de los operadores les permitirán a los expertos recibir los datos, consultar con el personal del equipo de perforación y enviar órdenes a las bombas de lodo; tareas cr í ticas cuando se perforan pozos complejos. Tarde o temprano, la forma de los huecos se ver á  limitada sólo por los factores económicos y el ingenio de los operadores. —GMG 17. Schaaf S, Pafitis D y Guichemerre E: “Application of a Point the Bit Rotary Steerable System in Directional Drilling Prototype Well-bore Profiles,” artículo de la SPE 62519, preparado para su presentación en la Reunión Regional Occidental de las SPE/AAPG, Long Beach, California, EE.UU., J unio 19-23, 2000.

31

Control del agua

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.

Bill Bailey Mike Crabtree Jeb Tyrie Aberdeen, Escoc ia  Jon Elphick Cambridge, Inglaterra  Fikri Kuchuk Dubai, Emiratos Ar abes Unidos  Christian Romano Caracas, Venezuela  Leo Roodhart Shell International Exploration and Product ion  La Haya, Holanda  Se agradece la colaboración de Andrew Acock, Houston,  Texas, EE.UU.; Kate Bell y Anchala Ramasamy, BP Amoco Exploration, Aberdeen, Escocia; Leo Burdylo, Keng Seng Chang y Peter Hegeman, Sugar Land, Texas; Alison Goligher, 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 de Gas), MDT (Probador Modular de la Dinámica de la Formación), NODAL, PatchFlex, PLT (herramienta de Registros de Producción), PosiSet, PS PLATFORM (Plataforma de Servicios de Producción), RST (herramienta de Control de Saturación), SqueezeCRETE, TPHL (registro de la fracción volumétrica (holdup) de cada una de las tres fases), USI (herramienta de Imágenes Ultrasónicas) y WFL (Registros de Flujo de Agua) son marcas de Schlumberger. Excel es una marca de Microsoft Corporation. MaraSEAL es una marca de Marathon Oil Corporation. PrecisionTree es una marca de Palisade Corporation.

32

Oilfield Review

Si se tiene en cuenta que la producción mundial de agua es de aproximadamente 210 millones de barriles por día [33,4 millones m 3 /d] que acompañan a los 75 millones de barriles por día [11,9 millones m3 /d] de petróleo, se podría decir que muchas compañías se han convertido prácticamente en empresas productoras de agua. Dado que los sistemas de manejo del agua resultan costosos—se estima un costo de entre 5 a más de 50 centavos por barril de agua—en un pozo que produce petróleo con un 80% de corte de agua, el costo del manejo del agua puede ascender a $4 por barril de petróleo producido. En algunos sectores del Mar del Norte, la producción de agua aumenta en la misma proporción en que se reducen las tasas de producción de petróleo en los yacimientos. El agua afecta todas las etapas de la vida del campo petrolero, desde la exploración—el contacto agua-petróleo (CAP) es un factor fundamental para determinar el petróleo en sitio—hasta el abandono del campo, pasando por el desarrollo y la producción del mismo (abajo). Cuando se extrae petróleo de un yacimiento, tarde o temprano el agua proveniente de un acuífero subyacente o de los pozos inyectores se mezcla y es producida jun-

> Ciclo del agua. El transporte del agua a través del campo comienza con el flujo en el yacimiento, prosigue con la producción y luego con su procesamiento en la superficie. Por último, el agua se desecha en la superficie o se inyecta para su eliminación o para mantener la presión del yacimiento.

Procesamiento Demulsificadores/corrosi ón Descongestionamiento de la instalación

Tratamiento Limpieza Desecho

Cegado del agua Control de incrustaciones e hidratos Inhibidores de la corrosi ón A   

 g    u  

a  

    o     c     e

    s     o

     e         l

      ó      r

        t       e

       P

        a         u         g

       a        y        o

        e            l

          ó               r

         t        e           P

Modificaci ón del perfil de los fluidos Desviación del agua Monitoreo del fluido Tratamientos con geles Modificadores de la permeabilidad Remoción del daño

Gas y agua Petróleo, gas y agua

Petróleo y agua

to con el petróleo. Este flujo de agua a través de un yacimiento, que luego invade la tuberí a de producción y las instalaciones de procesamiento en la superficie y, por último, se extrae y se desecha, o bien Nivel de petróleo se inyecta para mantener la presión del yacimiento, libre recibe el nombre de ‘ciclo del agua’ (arriba). Los productores buscan formas económicas para Nivel de agua libre mejorar la eficiencia de la producción y los servicios de control del agua resultan ser uno de los m étodos más rápidos y menos costosos para reducir los cosAgua tos operativos y aumentar la producción de hidrocarburos en forma simultánea. El aspecto económico de  Yacimiento que contiene agua, petróleo y gas. la producción de agua a lo largo del ciclo del agua La ilustración muestra la distribución de los fluidepende de una variedad de factores, como la tasa dos en un yacimiento típico antes de comenzar la producción o la inyección. Por encima del nivel de de flujo total, las tasas de producci ón, las petróleo libre, la saturación del agua se encuentra propiedades del fluido, como la densidad del en su valor irreducible. La zona de transición petróleo y la salinidad del agua y, por último, el entre los niveles de petróleo libre y de agua libre se caracteriza por un aumento gradual de la satu- método final de desecho del agua producida. Los ración de agua hasta alcanzar el 100%. En esta costos operativos, que comprenden las tareas de zona, tanto el petróleo como el agua son parciallevantamiento, separación, filtrado, bombeo y mente móviles. El espesor de la zona de transición reinyección, se suman a los costos totales (próxima depende de factores tales como el tamaño de los página, arriba). Por otra parte, los costos de elimiporos, la presión capilar y la mojabilidad. Existe una zona de transición entre las capas de hidronación del agua pueden variar enormemente: desde carburos y de agua donde la saturación de agua y 10 centavos por barril, cuando el agua se descarga petróleo varían. En general, las rocas de baja peren áreas marinas, hasta más de $1,50 por barril meabilidad presentan zonas de transición de cuando se transporta con camiones en tierra firme. mayor espesor.

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Verano de 2000

Si bien el ahorro potencial derivado del control del agua es importante en sí mismo, tiene más valor el potencial aumento de la producción y de la recuperación del crudo. El manejo del ciclo de producción de agua, la separación de la misma en el fondo o en la superficie y su eliminación, comprenden una amplia variedad de servicios de campo, que incluyen la adquisición de datos y el diagnóstico con sensores de fondo; el perfilaje de producción y el análisis del agua para detectar problemas de agua; la simulación de yacimientos para caracterizar el flujo y diversas tecnologías para eliminar los problemas del agua, tales como separación e inyección en el fondo, cegado químico y mecánico, y separación del agua e instalaciones de producción de superficie. Este artículo aborda el tema de la detección y el control del exceso de producción de agua. En primer lugar, se muestran las distintas formas en que el agua puede ingresar en el hueco; luego se describen las mediciones y análisis que se realizan para identificar estos tipos de problemas y, por último, se examinan los diversos tratamientos y soluciones. Mediante estudios de casos se muestran aplicaciones en pozos individuales, a nivel de campo y en instalaciones de superficie.

33

Levantamiento Inversiones/Gastos Consumos Separación Inversiones/Gastos de agua libre Consumos Productos quí micos Eliminaci ón de Inversiones/Gastos restos de crudo Productos quí micos Inversiones/Gastos Filtrado Consumos Bombeo Inversiones/Gastos Consumos Inyección Inversiones/Gastos Costo total/bbl Total de productos quí micos Total de consumos Total de pozos Instalaciones de superficie

20.000 bpd $0,044 5,28% $0,050 6,38% $0,087 10,36% $0,002 0,30% $0,034 4,09% $0,147 17,56% $0,040 4,81% $0,147 17,47% $0,012 1,48% $0,207 24,66% $0,033 3,99% $0,030 3,62% $0,842 100% $0,074 8,90% $0,102 12,16% $0,074 8,89% $0,589 70,05%

50.000 bpd $0,044 7,95% $0,054 9,62% $0,046 8,27% $0,003 0,45% $0,034 6,16% $0,073 12,99% $0,041 7,25% $0,068 12,18% $0,010 1,79% $0,122 21,89% $0,034 6,01% $0,030 5,45% $0,559 100% $0,075 13,41% $0,010 17,87% $0,075 13,40% $0,309 55,33%

Procesamiento en la superficie Separación de agua libre Levantamiento Inyección Costo

0,0025 kw/bbl 1,92 kw/bbl 1,2 kw/bbl $0,028 por kw-hr

100.000 bpd $0,044 9,29% $0,054 11,24% $0,035 7,24% $0,003 0,52% $0,034 7,20% $0,056 11,64% $0,041 8,47% $0,047 9,85% $0,010 2,09% $0,091 19,06% $0,034 7,03% $0,030 6,37% $0,478 100% $0,075 15,67% $0,100 20,88% $0,075 15,66% $0,227 47,80%

200.000 bpd $0,044 10,25% $0,054 12,40% $0,030 6,82% $0,003 0,58% $0,034 7,94% $0,046 10,58% $0,041 9,34% $0,030 6,87% $0,010 2,31% $0,079 18,15% $0,034 7,75% $0,030 7,02% $0,434 100% $0,075 17,28% $0,100 23,03% $0,075 17,27% $0,184 42,41%

Pozos productores Un pozo de 7000 pies $1.000.000,00 Recompletación $300.000 Total 1 pozo $1.600.000,00 Costo por agua $400.000,00 Producción total 1.000.000 Agua total 9.000.000 Costo de levantamiento del agua  $0,04

Promedio $0,044 7,69% $0,054 9,30% $0,049 8,55% $0,003 0,43% $0,034 5,95% $0,081 13,92% $0,041 7,00% $0,073 12,63% $0,011 1,84% $0,125 21,61% $0,034 5,81% $0,030 5,27% $0,578 100% $0,075 12,96% $0,101 17,38% $0,075 12,95% $0,328 56,71%

Pozos inyectores Perforar y completar Por completación 3 Completaciones

Un pozo de 7000 pies $600.000,00 Recompletación $200.000 Total 1 pozo $1.000.000,00 Total inyectado 32.850.000 Costo de inyección de agua $0,03

bbl @ 90% corte de agua bbl @ 90% corte de agua $/bbl

Perforar y completar Por completación 3 Completaciones 3 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, consumos y productos químicos, en las distintas etapas de levantamiento, separación, eliminación de restos de crudo, filtrado, bombeo e inyección para niveles de producción del fluido entre 20.000 y 200.000 barriles por día [3.181 a 31.180 m3/d].

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Orígenes del agua El agua se encuentra presente en todos los campos petroleros y es el fluido más abundante en el campo.1 Si bien es cierto que ningún operador quiere producir agua, hay aguas que son mejores que otras. Con respecto a la producción de crudo, es fundamental distinguir entre el agua de barrido, el agua buena (aceptable) y el agua mala (o excesiva). Agua de "barrido" —Proviene de un pozo inyector o de un acuí fero activo que contribuye al barrido del petróleo del yacimiento. El manejo de este tipo de agua es una parte fundamental del manejo del yacimiento y puede constituir un factor determinante en la productividad de los pozos y de las reservas finales.2 Agua "buena" —Es el agua producida dentro del hueco a una tasa inferior al l í mite económico de la relación agua/petróleo (RAP) (derecha).3 Es una consecuencia inevitable del flujo de agua a través del yacimiento, y no se puede eliminar sin perder parte de las reservas. La producción del agua buena tiene lugar cuando existe un flujo simultáneo de petróleo y agua en toda la matriz de la formación. El flujo fraccional de agua está determinado por la tendencia natural de mezcla que provoca el aumento gradual de la relaci ón agua/petróleo (próxima página, arriba).

34

Otra forma de producción de agua aceptable proviene de las lí neas de flujo convergentes dentro del hueco (próxima página, al centro). Por ejemplo, en un cuadrante de un esquema de inyección de cinco puntos, un inyector alimenta un productor. El

1.0

flujo del inyector se puede caracterizar como una serie infinita de lí neas de flujo; la más corta es una lí nea recta entre el inyector y el productor, mientras que la más larga sigue los bordes de flujo nulo desde el inyector al productor. La invasión de agua

B

RAP - Lí mite económico

C     P     A     R

A

0

Producción de petróleo, bbl

D Recuperación adicional

Control del agua para aumentar la productividad del pozo y las reservas potenciales. 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 de petróleo y al "límite económico" de la RAP (B). La metodología y la tecnología del control del agua reducen la producción de agua del pozo (C), lo cual permite continuar la producción económica de crudo. El control del agua trae aparejado el incremento de la recuperación económica del pozo (D).

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Oilfield Review

ocurre en un primer momento en la lí nea de flujo más corta, mientras el petróleo todaví a se produce de las lí neas de flujo más lentas. Esta agua se debe considerar aceptable, ya que no es posible cegar determinadas lí neas de flujo mientras se permite la producción de otras. Dado que el agua buena, por definición, produce petróleo junto con ella, se deberí a tratar de maximizar su producción. Para reducir los costos implí citos, el agua deberí a eliminarse tan pronto como fuese posible; en forma ideal mediante un separador de fondo (abajo a la derecha). Estos dispositivos, junto con las bombas electrosumergibles, permiten separar hasta el 50% del agua e inyectarla en el fondo, con lo cual se evitan los costos del levantamiento y la separación del agua en la superficie. Agua "mala" —El resto de este artí culo se ocupa principalmente de los problemas del agua producida en exceso. El agua mala se puede definir como el agua producida dentro del hueco, que no produce petróleo, o bien cuando la producción de petróleo no es suficiente para compensar el costo asociado con el manejo del agua, es decir, es agua producida por encima del lí mite económico de la RAP. En los pozos individuales, el origen de la mayor parte de los problemas de agua mala se puede clasificar dentro de diez tipos básicos. La clasificación que se presenta en este artí culo es simple—ya que existen muchas variaciones y combinaciones posibles—pero resulta útil como base de una terminologí a común.4 1. Kuchuk F, Sengul M y Zeybek M: “Oilfield Water: A Vital Resource,” Middle East Well Evaluation Review  22 (Noviembre 22, 1999): 4-13. 2. Kuchuk F, Patra SK, Narasimham J L, Ramanan S y Banerji S: “Water Watching,” Middle East Well  Evaluation Review  22 (Noviembre 22, 1999): 14-23; y Kuchuk 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 la tasa de producción de agua por la tasa de producción de petróleo y puede osc ilar entre 0 (100% petróleo) e infinito (100% agua). También se utilizan habitualmente los términos ‘corte de agua’ o ‘flujo fraccional de agua’ definidos como la tasa de producción de agua dividida por la tasa total de producción, expresadas en porcentaje o fracción, respectivamente. La correspondencia entre estas mediciones se puede calcular fácilmente (por ejemplo, una RAP de 1 implica un corte de agua de 50%). El límite económico de la RAP es la RAP a la cual el costo del tratamiento y eliminación del agua es igual a las ganancias derivadas del petróleo. La producción por encima de este límite provoca un flujo de fondos negativo. Este se puede aproximar por la ganancia neta obtenida de producir una unidad adicional de volumen de petróleo, dividida por el costo de una unidad adicional de volumen de agua. 4. Elphick J y Seright R: “A Classification of Water Problem  Types,” presentado en la Conferencia de la Red Educativa de la 3ra. Conferencia Internacional Anual sobre M odificación Concordante del Yacimiento, Cegado del Agua y el Gas, Houston, Texas, EE.UU., Agosto 6-8, 1997.

Verano de 2000

Inyector

Productor

Contacto agua-petróleo

Sólo agua    o    p    m    e     i    t     l    e     d    o    t    n    e    m    e    r    c    n     I

Petróleo y agua Sólo petróleo Sólo petróleo

Agua buena y agua mala. El agua buena necesita ser producida junto con el petróleo y no se puede cegar sin cegar el flujo de hidrocarburos. La separación en el fondo puede ser una solución. El agua mala no ayuda a la producción y provoca la disminución de la presión.

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Productor  e o

  l   t  r  ó   e

   P

     o

     e

           l

    a

      ó      r       t

     u

    g         A

    e       P

  u  a   A  g 

< Simulación del flujo de agua en un yacimiento. El software de simulación de yacimientos FrontSim resulta ideal para demostrar lo que ocurre con los fluidos dentro de un yacimiento. Las líneas de flujo representan el flujo de agua desde el inyector al productor. El simulador requiere información geológica, estructural y relativa a los fluidos. El gráfico muestra un cuadrante de un esquema uniforme de inyección de cinco puntos donde el agua proveniente de la línea de flujo más directa es la primera en invadir el productor. El agua de estas líneas de flujo se considera buena, ya que no se podría cegar sin disminuir la producción de petróleo.

Inyector

Zona de producción Petróleo

Salida de petróleo y algo de agua Entrada de fluido del yacimiento

Salida de agua Zona de inyección

Agua

Separador de fondo. La separación del agua en el fondo reduce los costos de levantamiento del agua excedente. Los separadores más comunes tienen un 50% de eficiencia. El agua excedente se inyecta en otra formación.

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35

Problemas del agua Los diez tipos básicos de problemas comprenden desde los más fáciles de resolver hasta los más difí ciles. Filtraciones en el revestidor, tuberías de pro-  ducción o empacadores —Las filtraciones a través del revestidor, la tuberí a de producción o los empacadores permiten que el agua proveniente de zonas que no producen hidrocarburos ingrese en la columna de producción (abajo a la izquierda). La detección de los problemas y la aplicación de las soluciones correspondientes dependen fundamentalmente de la configuración del pozo. Los registros básicos de producción, tales como la densidad del fluido, la temperatura y el flujo pueden resultar suficientes para diagnosticar estos problemas. En los pozos de mayor complejidad, puede ser necesario contar con registros de flujo de agua (WFL, por sus siglas en Inglés) o perfilaje multifásico de fluidos, como el registro de la fracción volumétrica (holdup) de cada una de las tres fases (TPHL, por sus siglas en Inglés). Las herramientas con sondas eléctricas, como la herramienta FloView, pueden identificar pequeñas cantidades de agua en el flujo de producción. Las soluciones habituales incluyen la inyección forzada de fluidos sellantes y el cegado mecánico por medio de tapones, cemento o empacadores, aunque también se pueden utilizar remiendos. Cuando existe este tipo de problema, conviene aplicar la tecnologí a de cegado del agua dentro del revestidor, que es de bajo costo. Flujo canalizado detrás del revestidor —La existencia de fallas en la cementación primaria puede provocar la conexión de zonas acuí feras con zonas de hidrocarburos (abajo al centro). Estos canales permiten que el agua fluya por detrás del revestidor e invada el espacio anular. Una causa secundaria puede ser la creación de un ‘vací o’ detrás del revestidor cuando se produce arena. Este flujo de agua se puede detectar mediante los registros de temperatura o los registros WFL basados en la activación del oxí geno. La solución principal consiste en el uso de fluidos de cegado, que

Filtraciones en el revestidor, en la tubería de producción o en el empacador.

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36

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pueden ser cementaciones forzadas de alta resistencia, fluidos a base de resinas colocados en el espacio anular, o fluidos a base de geles de menor resistencia colocados en la formación para detener el flujo dentro del espacio anular. El emplazamiento de los mismos es muy importante y, por lo general, se realiza con tuberí a flexible. Contacto agua-petróleo dinámico —Si un contacto agua-petróleo uniforme asciende hacia una zona abierta de un pozo durante la producción normal por empuje de agua, puede existir producción de agua indeseada (abajo a la derecha). Esto ocurre en aquellos lugares donde existe una permeabilidad vertical muy baja. Dado que el área de flujo es extensa y que el contacto asciende lentamente, puede incluso ocurrir en casos en que las permeabilidades verticales intrí nsecas son sumamente bajas (menos de 0,01 mD). En los pozos con mayores permeabilidades verticales (K v  > 0,01 K h ), es más probable encontrar conificación de agua y otros problemas que se describen más adelante. En realidad, si bien este tipo de problema podr í a considerarse como un subgrupo dentro de la conificación, la tendencia a la conificación es tan baja que el cegado cerca del hueco resulta efectivo. El diagnóstico no se puede realizar únicamente sobre la base de la invasión de agua identificada en el fondo del pozo, ya que otros problemas también pueden provocar este mismo fenómeno. En un pozo vertical, este problema se puede resolver fácilmente por abandono del pozo desde el fondo utilizando algún sistema mecánico, como un tapón de cemento o un tapón colocado por medio de cable de acero. Si el CAP se desplaza muy por encima de la parte superior del tap ón, será necesario realizar un segundo tratamiento. En los pozos verticales, este problema es el primero que supera los lí mites del ambiente local del hueco dentro del sistema de clasificación utilizado en ese artí culo. En los pozos horizontales, cualquier solución que se aplique en las cercaní as del hueco se debe extender bastante en todas las direcciones con respecto al intervalo productor de agua para

Flujo detrás del revestidor.

Contacto agua-petróleo dinámico. > 

Inyector

Productor

Capa inundada sin flujo transversal entre las capas.

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impedir que el flujo de agua horizontal supere los lí mites del tratamiento y retardar la consiguiente invasión de agua. Como alternativa, se puede considerar una desviación de la trayectoria una vez que la RAP resulte intolerable desde el punto de vista económico.5 Capa inundada sin flujo transversal —Un problema habitual en la producción proveniente de capas múltiples se produce cuando una zona de alta permeabilidad rodeada por una barrera de flujo (como una capa de arcilla) est á  inundada (arriba). En este caso, la fuente de agua puede ser un acuí fero activo o un pozo inyector de agua. Por lo general, la capa inundada presenta el nivel de permeabilidad más elevado. Al no existir flujo transversal en el yacimiento, este problema se resuelve fácilmente mediante la aplicación de fluidos de cegado rí gidos o de un cegado mecánico, ya sea en el inyector o el productor. La decisi ón de colocar un fluido de cegado—en general se utiliza tuberí a flexible—o utilizar un sistema de cegado mecánico depende de si se conoce cuál es el intervalo inundado. En este caso se pueden emplear fluidos selectivos, tema que se desarrolla más adelante, para evitar el costo de obtener registros y seleccionar el emplazamiento. La ausencia de flujo transversal depende de la continuidad de la barrera de permeabilidad. Los pozos horizontales completados en una sola capa no son proclives a este tipo de problema. Los problemas de agua en pozos sumamente inclinados completados en capas múltiples se pueden tratar de la misma forma que los pozos verticales. Fracturas o fallas entre inyector y productor — En las formaciones naturalmente fracturadas bajo recuperación secundaria por inyección de agua, el agua inyectada puede invadir rápidamente los pozos productores (próxima página, arriba a la izquierda). Este fenómeno se produce en forma habitual cuando el sistema de fracturas es extenso o se encuentra fisurado y se puede confirmar mediante el uso de trazadores radioactivos y

Oilfield Review

Inyector

Falla

Productor

Falla

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Fracturas o fallas entre un inyector y un productor.

pruebas de presión transitoria. 6 También se pueden utilizar registros de trazadores para cuantificar el volumen de las fracturas, valor que se utiliza para el diseño del tratamiento. La inyección de un gel en el pozo inyector puede reducir la producción de agua sin afectar la producción de petróleo de la formación. Si se utiliza un flujo de geles reticulados, podrí a no resultar efectivo dado que su penetración en la matriz es limitada y, por lo tanto, penetra en las fracturas en forma selectiva. Por lo general, la mejor solución para este problema consiste en cegar la producción de agua. Los pozos que presentan fracturas o fallas severas a menudo sufren una considerable pérdida de fluidos de perforación. Si se espera encontrar una falla conductora y fracturas asociadas con la misma durante la perforación, conviene bombear un gel dentro del pozo para resolver al mismo tiempo el problema de la perforación y los problemas consiguientes de producción de agua y barrido deficiente, en particular en las formaciones cuya matriz tiene poca permeabilidad. En los pozos horizontales, puede existir el mismo problema cuando el pozo intercepta una o más fallas conductoras o que tienen fracturas conductoras asociadas. Fracturas o fallas de una capa de agua —El agua puede provenir de fracturas que interceptan una zona de agua más profunda (arriba al centro). Estas fracturas pueden ser tratadas con un gel; lo cual resulta especialmente efectivo en los casos en que las fracturas no contribuyen a la producci ón de petróleo. Los volúmenes de tratamiento deben

>  Fracturas o fallas en una capa de agua (pozo vertical).

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Fracturas o fallas en una capa de agua (pozo horizontal).

ser lo suficientemente grandes para cegar las fracturas a una distancia considerable del pozo. Sin embargo, el ingeniero de diseño se encuentra con tres dificultades. En primer lugar, es dif í cil determinar el volumen del tratamiento porque se desconoce el volumen de la fractura. En segundo lugar, como el tratamiento puede cegar las fracturas productoras de petróleo, conviene efectuar un tratamiento con sobredesplazamiento para mantener la productividad cerca del hueco. Por último, si se utiliza un fluido gelificado, éste deberá ser capaz de resistir el flujo de retorno posterior al tratamiento. En los casos de fracturas localizadas, convendrá  cegarlas cerca del hueco, sobre todo si el pozo se encuentra revestido y cementado. En forma similar, cuando las fracturas hidráulicas penetran una capa de agua se produce un deterioro de la producción. Sin embargo, en esos casos por lo general se conoce mejor el problema y el medio circundante y resulta más fácil aplicar las soluciones adecuadas, como por ejemplo, los fluidos de cegado. En muchos yacimientos de carbonatos, las fracturas suelen ser casi verticales y tienden a ocurrir en grupos separados por grandes distancias, en especial en las zonas dolomí ticas cerradas, por lo cual es poco probable que estas fracturas intercepten un hueco vertical. Sin embargo, estas fracturas se observan con frecuencia en pozos horizontales donde la producción de agua a menudo ocurre a través de fallas conductoras o fracturas que interceptan un acuí fero (arriba a la derecha). Como se dijo anteriormente,

el bombeo de un fluido gelificado puede servir para solucionar este problema. Conificación o formación de cúspide  (cusping)—En un pozo vertical se produce conificación cuando existe un CAP cerca de los disparos en una formación cuya permeabilidad vertical es relativamente elevada (abajo). La tasa crí tica de conificación, que es la tasa máxima a la cual se puede producir petróleo sin producir agua por conificación, a menudo es demasiado baja para que resulte económica. En algunos casos, se propone colocar una capa de gel por encima del contacto agua-petróleo estacionario. Sin embargo, este método difí cilmente podrá detener la conificación, ya que se necesita un gran volumen de gel para provocar una reducción significativa de la RAP. Por ejemplo, para duplicar la tasa crí tica de conificación, se necesita un radio gelificado efectivo de por lo menos 15 m [50 pies]. Sin embargo, resulta difí cil colocar un gel en forma económica tan adentro de la formación. Cuando se realizan tratamientos de menor volumen, por lo general, se produce una rápida reinvasión del agua a menos que, por casualidad, el gel se conecte con l áminas de lutitas. En lugar de colocar un gel, una alternativa conveniente consiste en perforar uno o más huecos laterales de drenaje cerca del tope de la formación para aprovechar la mayor distancia con respecto al CAP y la disminución de la caí da de presión, que reducen el efecto de conificación. En los pozos horizontales, este problema se puede asociar con la formación de una duna (duning) o de una cúspide. En dichos pozos, puede ser posible al menos retardar la formaci ón de la cúspide con una operación de cegado cerca del hueco que se extienda lo suficiente hacia arriba y hacia abajo, como en el caso de un CAP ascendente. 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 frac tura de gran tamaño en una roca.

 > 

Verano de 2000

Conificación o formación de cúspide.

37

Barrido areal deficiente —Muchas veces el agua marginal o subyacente de un acuí fero o de un pozo inyector de agua en una zona productiva, provoca un barrido areal deficiente (derecha). Por lo general, la anisotropí a areal de la permeabilidad origina este problema, que es especialmente serio en los depósitos de canales de arena. La solución consiste en desviar el agua inyectada fuera del espacio de los poros, que ya han sido barridos por agua. Esto requiere un tratamiento de gran volumen o una inyección continua de un elemento viscoso, lo que normalmente resulta poco económico. En este tipo de situaciones, con frecuencia se logra mejorar la recuperación mediante la perforación de pozos de relleno, si bien los tramos laterales de drenaje se pueden utilizar para llegar al petróleo no barrido en forma más económica. Los pozos horizontales pueden atravesar zonas con diferentes valores de permeabilidad y presión dentro de la misma capa, lo cual provoca un barrido areal deficiente. También puede suceder que el agua invada sólo una parte del pozo simplemente debido a su proximidad horizontal a la fuente de agua. En cualquiera de los dos casos, es posible controlar el agua por medio del cegado en las cercaní as del hueco y con una extensión vertical lo suficientemente amplia respecto del agua. Segregación gravitacional —Cuando en un yacimiento existe una capa de gran espesor con buena permeabilidad vertical, la segregación gravitacional—denominada a veces barrido de agua en el fondo de la arena (water under-run) — puede provocar la invasión de agua no deseada en un pozo en producción (abajo a la izquierda). El agua, ya sea que provenga de un acuí fero o de un proceso de recuperación secundaria por inyección de agua, se escurre hacia abajo en la formación permeable y barre sólo la parte inferior del yacimiento. Cuando existe una relación de movilidad petróleo-agua desfavorable el problema puede agravarse, incluso más en las formaciones con texturas sedimentarias que se vuelven más finas hacia arriba, dado que los efectos viscosos junto con la segregación gravitacional fomentan el flujo

Inyector

 > 

38

     o      r      e        f      u      c        A

                  í

 > 

Barrido areal deficiente.

en la base de la formación. Cualquier tratamiento realizado en el inyector con el fin de cegar los disparos inferiores tendrá sólo un efecto marginal en el barrido de un mayor volumen de petróleo antes de que la segregación gravitacional vuelva a ser dominante. En el pozo productor existe coni ficación local y, como ocurrió en el caso de conificación descripto anteriormente, es poco probable que los tratamientos con geles produzcan resultados duraderos. Los tramos laterales de drenaje pueden resultar efectivos para alcanzar al hidrocarburo no barrido y los fluidos de inyección viscosos y gasificados también pueden mejorar el barrido vertical. En los pozos horizontales, la segregación gravitacional puede ocurrir cuando el hueco se encuentra cercano al fondo de la zona productiva, o bien cuando se supera la tasa crí tica de conificación local. Capa inundada con flujo transversal —El flujo transversal de agua puede existir en capas de alta permeabilidad que no se encuentran aisladas por barreras impermeables (abajo a la derecha). El problema de la producción de agua a través de una capa sumamente permeable con flujo transversal es similar al de una capa inundada sin flujo transversal, pero se diferencia de éste en el hecho

Inyector

Productor

Capa con segregación gravitacional.

> 

de que no existe una barrera para detener el flujo en el yacimiento. En estos casos, los intentos realizados para modificar los perfiles de producción o de inyección cerca del hueco están condenados al fracaso debido a la existencia de flujo transversal lejos del hueco. Es fundamental poder determinar si existe flujo transversal en el yacimiento, puesto que ésta es la única diferencia entre los dos problemas. Cuando no existe flujo transversal, el problema se puede solucionar fácilmente, mientras que cuando existe flujo transversal es menos probable encontrar un tratamiento exitoso. Sin embargo, en casos aislados, puede ser posible colocar un gel muy penetrante en forma económica en la capa permeable ladrona, siempre que ésta sea delgada y tenga alta permeabilidad comparada con la zona de petróleo. Aún bajo estas condiciones óptimas, antes de iniciar el tratamiento es necesario realizar una cuidadosa operación de ingenierí a. En muchos casos, la solución consiste en perforar uno o más tramos laterales de drenaje para alcanzar las capas no drenadas. Los pozos horizontales completados en una sola capa no son proclives a este tipo de problema. Si un pozo sumamente inclinado está completado en múltiples capas, este problema puede ocurrir al igual que en un pozo vertical. Para poder tratar un problema de control del agua es esencial conocer el problema específico. Los primeros cuatro problemas se controlan con relativa facilidad en el hueco o en las cercan í as del mismo. En el caso de los dos problemas siguientes—fracturas entre inyectores y productores, o fracturas de una capa de agua—es necesario colocar geles muy penetrantes en las fracturas o las fallas. Los cuatro últimos problemas no admiten soluciones simples y de bajo costo cerca del hueco, y requieren modificaciones en la completación o la producción como parte de la estrategia de manejo del yacimiento. Todo operador que desee lograr un cegado del agua en forma efectiva, rápida y con bajo nivel de riesgo deberí a comenzar por aplicar las tecnologí as comprobadas en los primeros seis tipos de problemas.

Productor

Capa inundada con flujo transversal.

Oilfield Review

Técnicas de diagnóstico para el control del agua En el pasado, se consideraba que el control del agua no era más que la simple colocación de un tapón acompañado por una operación de cementación, o bien un tratamiento con gel en un pozo. La razón principal por la cual la industria petrolera no pudo lograr un método adecuado para controlar el agua ha sido su falta de conocimiento de los diferentes problemas y la consiguiente aplicación de soluciones inapropiadas. Esto queda demostrado con la gran cantidad de trabajos técnicos en los que se describen los tratamientos y los resultados con poca o ninguna referencia a la geologí a, al yacimiento o al problema de control del agua. El factor clave es el diagn óstico, es decir poder identificar el problema específico que se presenta. Los diagnósticos de pozos se utilizan de tres maneras: • para seleccionar los pozos que podrí an necesitar un sistema de control del agua • para determinar el problema de agua de manera que se pueda seleccionar un método de control adecuado • para localizar el punto de entrada del agua en el pozo de tal manera que se pueda emplazar el tratamiento en el lugar correcto. Cuando se cuenta con una historia de producción confiable, muchas veces ésta contiene un cúmulo de información que puede ayudar a diagnosticar el problema del agua. Para poder distinguir las diferentes fuentes de agua no aceptable se han desarrollado varias técnicas analí ticas que utilizan, por ejemplo, las relaciones agua/petróleo, los datos de producción y las mediciones de los registros.

RAP-Lí mite económico

    P     A     R    a     l    e     d    o    m    t     i    r    a    g    o     L

Petróleo acumulado, bbl

Gráfico de recuperación. El gráfico de recuperación muestra la tendencia ascendente de la relación agua/petróleo respecto de la producción. Si la RAP extrapolada alcanza el límite económico cuando el petróleo producido acumulado alcanza las reservas recuperables esperadas, entonces el agua producida se considera agua aceptable.

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Gráfico de recuperación —El grafico de recuperación es un gráfico semilogarí tmico de la RAP con respecto a la producción acumulada de petróleo (arriba). La tendencia de producción se puede extrapolar al lí mite económico de la RAP para determinar la producción de petróleo que se obtendrá si no se toma ninguna medida para controlar el agua. Si la producción extrapolada es aproximadamente igual a las reservas esperadas para el pozo, quiere decir que el pozo produce un nivel de agua aceptable y no se necesita ninguna medida de control del agua. Si este valor es mucho menor que las reservas recuperables esperadas, significa que el pozo está  produciendo agua no aceptable y, de existir suficientes reservas para compensar el costo de la intervención, se deberí a considerar alguna medida de reparación. 1000

10.000     d    p     b  ,    a    u    g    a    y    o    e     l           ó    r    t    e    p    e     d    n           ó     i    c    c    u     d    o    r    p    e     d    a    s    a     T

1.000 Tasa del flujo de petróleo    a           í     d    r    o    p    s    e     l     i    r    r    a     B

100 Tasa del flujo de agua 10

1

Petróleo 100

10

1 Agua 0,1

0,1

Gráfico de la historia de producción —Este gráfico es un gráfico doble logarí tmico de tasas de petróleo y agua con respecto al tiempo (abajo a la izquierda). Por lo general, los pozos en los que conviene aplicar un sistema de control del agua muestran un aumento de la producción de agua y una disminución de la producción de petróleo en forma casi simultánea. Análisis de la curva de declinación —Este es un gráfico semilogarí tmico de la tasa de producción de petróleo con respecto al petróleo acumulado (abajo a la derecha). El agotamiento normal produce una curva cuya tendencia es rectilí nea, mientras que una declinación pronunciada puede indicar la existencia de algún otro problema, como por ejemplo la disminución severa de la presión o el aumento del daño.

0

10

100

1.000

0

20.000

40.000

60.000

80.000

100.000

120.000

Petróleo acumulado, bbl

10.000

Tiempo, dí as

Gráfico de la historia de producción. Un gráfico de las tasas de flujo de agua y petróleo con respecto al tiempo puede resultar útil para identificar los problemas de agua. Cualquier cambio brusco y simultáneo que indique un aumento del agua con una reducción del petróleo es señal de que se podría necesitar un tratamiento de remediación.

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Verano de 2000

Curva de declinación. Cualquier cambio brusco en la pendiente de la típica recta de declinación de la tasa de producción de petróleo, constituye una advertencia de que el exceso de agua, junto con otros problemas, pueden estar afectando la producción normal.

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39

Gráficos de diagnóstico —Para determinar el tipo de problema específico estableciendo comparaciones con los esquemas de comportamiento conocidos, se utiliza un gráfico de diagnóstico doble logarí tmico de la RAP con respecto al tiempo (abajo). Existen tres signos básicos que permiten

distinguir entre los diferentes mecanismos de invasión de agua: flujo abierto por fallas, fracturas o flujo por canal detrás del revestidor; flujo de agua marginal o un CAP dinámico; y problemas de conificación.7 Las interpretaciones del flujo de agua marginal fueron construidas a partir de simu-

100 RAP

10     P     A     R

1,0

0,1 100 10 RAP

1     P     A     R

0,1 0,01 RAP'

0,001 0,0001 100 10

RAP

1     P     A     R

0,1 0,01 RAP'

0,001 0,0001 1

10

100

1.000

10.000

Tiempo, dí as

Perfiles de los gráficos de diagnóstico que caracterizan los mecanismos de invasión del agua. Una trayectoria de flujo abierta (arriba) muestra un incremento 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 cualquier momento de la historia del pozo. El flujo de agua marginal (medio) por lo general muestra un rápido aumento en el momento de la invasión seguido de una línea recta. En el caso de múltiples capas, la línea puede presentar una forma escalonada dependiendo de los contrastes de permeabilidad de la capa. Un aumento gradual de la RAP (abajo) indica la conificación de agua temprana en la vida del pozo. Normalmente se nivela entre una RAP de 1 y 10, y la pendiente de la RAP disminuye. Una vez que se estabiliza el cono de agua, la curva de la RAP comienza a semejarse a la del flujo marginal. La magnitud de la pendiente, RAP’, aparece en color rojo en los dos perfiles inferiores.

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40

laciones numéricas y experiencias de campo.8 También se puede utilizar la derivada de la RAP con respecto al tiempo, si bien su aplicación se ve limitada por las incertidumbres o el ruido propio de las mediciones de campo. El ingeniero a cargo de la interpretación puede aprender a reconocer las diversas variaciones existentes en estos perfiles y a minimizar el problema de la carencia de una solución única cuando se combinan con otros datos. La utilidad de los gráficos de diagnóstico de la RAP para determinar la invasión del agua en múltiples capas se ilustra con el ejemplo de un campo manejado por una importante compañí a que opera en el Mar del Norte. Se trata de un yacimiento de medianas dimensiones con una estructura costera de energí a entre moderada y alta que habí a sido altamente bioturbado, lo cual provocó grandes variaciones de la permeabilidad (próxima página, arriba a la izquierda). No existí a ninguna barrera significativa de lutitas, y el yacimiento de 110 m [360 pies] de espesor buzaba suavemente hacia un acuí fero desde X180 hasta X290 m [X590 hasta X950 pies]. Los bordes del yacimiento estaban delimitados por fallas sellantes y truncados por una discordancia. Se disparó un pozo vertical a través de 50 m [165 pies] en el centro de esta unidad. En el yacimiento no se encontró ningún CAP ni contacto gas-petróleo (CGP). El gráfico de diagnóstico de la RAP generado a partir de los datos de pruebas de pozos mensuales muestra el efecto de la variación de la permeabilidad en los estratos del yacimiento (próxima página, abajo). El gráfico ilustra inundación de las capas de alta permeabilidad, las que contribuyen al flujo transversal dentro del yacimiento. La relación que se observa en los tiempos de invasión [1800:2400:2800] da una indicación acerca de las relaciones de permeabilidad en estas capas. El petróleo acumulado producido y el producto de la permeabilidad relativa por el espesor de las capas se podrí an utilizar para estimar las reservas remanentes en las zonas de menor permeabilidad de la formación desde X180 hasta X204 m [X590 hasta X670 pies]. La respuesta de la RAP muestra que las capas con mayor permeabilidad se han inundado. Si bien no hay ninguna evidencia directa de la existencia de una conexión vertical entre estas capas, el conocimiento del ambiente deposicional y del impacto de la bioturbación puede ayudar a explicar este fenómeno. Es probable que exista cierta comunicación entre las capas de alta per7. Chan KS: “Water Control Diagnostic Plots,” artículo de la SPE 30775, presentado en la Conferencia y Exhibición Anual 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 Waterfloods,” SPE Journal  4, no. 4 (Diciembre de 1999): 413-424.

Oilfield Review

X590

14.000 12.000

Hoyo    s    e X680     i    p  ,    a     d     i     d    e    m     d X770    a     d     i     d    n    u     f    o    r     P

Disparos

   o     d     i    u    q           í     l    e     d    a    s    a     T

1000 1500 2000 Permeabilidad horizontal, mD

2500

1,4

6.000

0,8 0,6

4.000

0,4

RAP

0,2 200

3000

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 permeabilidad. El pozo fue abierto al flujo en la sección media del yacimiento.

1,0

4 2 3 0,1

1 0,01

2000

3000 Tiempo de producción, dí as

4000

5000

Gráfico de diagnóstico a partir de los datos de pruebas de pozos mensuales. El gráfico muestra que el acuífero invade aproximadamente a los 1800 días (punto 1) con un incremento pronunciado en la RAP correspondiente a un cambio repentino de la saturación de agua en el frente de inundación. Es muy probable que esta invasión provenga de la capa de mayor permeabilidad. La RAP asciende gradualmente hasta los 2100 días, comportamiento típico del flujo marginal. La entrada de agua se estabiliza desde el punto 2, indicando que la capa se encuentra prácticamente inundada, lo cual lleva a una RAP constante. Este valor sugiere que la primera capa que invade contribuye aproximadamente el 14% del producto permeabilidad-espesor de la capa—factor clave de la formación para determinar la tasa de flujo. A los 2400 días (punto 3), la invasión de agua se ve a través de las capas interestratificadas de alta permeabilidad. La curva aparece menos pronunciada en esta invasión porque la RAP comienza a un valor superior. Al final de este período, la RAP es aproximadamente 0,24, lo cual sugiere que el 10% del producto permeabilidad-espesor proviene de la segunda capa que ha sido inundada. El último aumento (punto 4) representa la invasión final de las capas de alta permeabilidad restantes.

 > 

meabilidad, así   como también es posible que exista comunicación vertical dentro de la zona de baja permeabilidad restante. Cualquier intento realizado en las cercaní as del hueco para controlar el agua proveniente de las capas de alta permeabilidad dependerá  del aislamiento vertical sobre un área de gran extensión entre las reservas restantes por encima de los X670 pies y las capas

Verano de 2000

800

0,0 1000

 Tasas de producción durante el estrangulamiento. Los datos de producción durante el período de estrangulamiento en un pozo del Medio Oriente muestran que el estrangulamiento de la tasa de producción en un 50% provoca un gran aumento de la RAP.

10

0,001 1000

400 600 Tiempo, dí as

 > 

 > 

    P     A     R

   o    e     l           ó    r    t    e    p      a    u    g    a    n           ó     i    c    a     l    e     R

1,2 1,0

0 500

1,6

8.000

2.000

0

Tasa de lí quido

    d    p     b  , 10.000     l    a    t    o    t

X860

X950

1,8

inundadas que se encuentran por debajo. Esto se puede confirmar con las mediciones de las presiones de las capas y las pruebas de interferencia vertical obtenidas con el Probador Modular de la Dinámica de la Formación MDT; las correlaciones de lutitas, y los registros de producción. Análisis de cierre y estrangulación —La historia de producción de la mayorí a de los pozos

incluye perí odos de estrangulación o cierre. El análisis de la RAP fluctuante puede proporcionar indicios muy valiosos para determinar el tipo de problema. Los problemas de invasión de agua, como la conificación o una fractura individual que intercepta una capa de agua más profunda provocan una RAP inferior durante el estrangulamiento o después del cierre. Por el contrario, cuando las fracturas o una falla interceptan una capa de agua superpuesta se produce el efecto opuesto. Estos sistemas no son estables en el transcurso del tiempo geológico pero, por cierto, pueden ser inducidos durante la producción. En un pozo del Medio Oriente que presentaba una tasa de producción de 7000 barriles [1112 m 3] de agua por dí a y 400 barriles [64 m3] de petróleo por dí a después de cada cierre (arriba a la derecha), estas tasas se invirtieron después de algunos dí as de producción. Los datos de producción sugieren que la causa aparente fue una falla conductiva que conectaba el yacimiento de petróleo con un yacimiento menos profundo que ya habí a sido inundado. En los pozos en los que la fuente de agua se encuentra a una presión superior que el petróleo, el estrangulamiento del pozo provoca un aumento de la RAP. La prueba de estrangulamiento constituye un método de diagnóstico útil para distinguir entre estos dos problemas. Cuando la calidad de los datos de la historia de producción es pobre, se puede realizar una prueba de estrangulamiento de la producción a corto término con varios tamaños de orificios. La presión se debe monitorear junto con la RAP desde un separador o, mejor aún, con un medidor de flujo trifásico, para determinar con precisión los cambios ocurridos en la RAP en función de la caí da de presión. Esto se puede realizar sólo si la presión en el cabezal del pozo es suficiente para fluir a varias tasas, por lo que convendrí a realizarlo en las primeras etapas de la vida del pozo.

41

Análisis NODAL—El diseño de un sistema de producción depende del rendimiento combinado del yacimiento y la tuberí a de fondo o sistema de ‘plomerí a’  del yacimiento (abajo).9 Las cantidades de petróleo, gas y agua que fluyen en un pozo provenientes del yacimiento dependen de la caí da de presión en el sistema de tuberí as, y la caí da de presión depende de la cantidad de cada fluido que corre por la tuberí a. La productividad de un pozo, a menudo, se puede ver disminuida en gran medida debido al rendimiento inadecuado o a una falla de diseño de alguno de los componentes del sistema. El análisis del comportamiento de un pozo en fluencia junto al de las tuberí as asociadas con el mismo, se conoce como análisis NODAL y se utiliza con frecuencia para evaluar el efecto de cada componente en un sistema de producción desde el fondo de un pozo hasta el separador. El análisis NODAL también se emplea para determinar la ubicación de zonas de resistencia excesiva al flujo, lo que provoca grandes pérdidas de presión en los sistemas de tuberí as. Por otra parte, también es posible determinar el efecto que produce el cambio de cualquiera de los componentes del sistema sobre las tasas de producción.10 Por ejemplo, habitualmente se cree que el estrangulamiento de un pozo que produce agua servirá para reducir el corte de agua. Esto sucede por cierto en los casos de conificación convencional, pero en otros casos, depende del tipo de problema, así   como también de las presiones del yacimiento. Por ejemplo, si un pozo se cierra por un per í odo de tiempo prolongado, la RAP (medida cuando el pozo se vuelve a poner en funcionamiento) dependerá del problema de agua y de las presiones involucradas. En el Mar del Norte, un pozo productor de petróleo negro con una inclinación de 35° se dispara y produce desde cinco capas diferentes. Se sabe que cada capa se encuentra aislada de las demás por barreras impermeables de lutitas sin flujo transversal entre las mismas. El soporte de presión proviene de un inyector cercano y de un acuí fero. El pozo producí a 29.000 bpd [4608 m3 /d] con un corte de agua del 90%. Un registro de producción recien-

> Análisis NODAL multicapa. El modelo de pozo (gráfico inserto) utilizado para el análisis NODAL tiene dos capas, cada una con diferente espesor y distinta permeabilidad. El análisis multicapa muestra las tasas de flujo individual y total de las capas de petróleo y agua a medida que se producen en conjunto y a diferentes presiones.

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te realizado en este pozo muestra un significativo flujo transversal en condiciones de cierre, desde las capas inferiores hacia la capa superior, la que posiblemente sea una capa ladrona. Se realizó un análisis NODAL para ajustar el análisis obtenido con la herramienta de Registros de Producción PLT tanto para las condiciones de cierre como para las de fluencia. Este ajuste es necesario a los efectos de lograr la confiabilidad necesaria en las predicciones de producción adicional de petróleo como consecuencia de los diversos tratamientos de cegado del agua (próxima página, arriba). Si bien el análisis NODAL es una metodologí a estándar para simular las respuestas de los pozos, en este caso hay que considerar dos factores importantes. En primer lugar, la necesidad de calibrar las respuestas de flujo calculadas frente al agresivo flujo transversal observado en condiciones de cierre y, en segundo lugar, el hecho de que en este caso se encontraban involucradas un número relativamente grande de capas separadas. El análisis incluyó seis pasos: •Construcción de modelos —La construcción básica de modelos de pozos requerí a un estudio de desviación detallado, las propiedades de presión, volumen y temperatura (PVT), las caracterí sticas del yacimiento en la región próxima al hueco para cada capa y la ubicación de los disparos. •Geología —La información geológica acerca del ambiente deposicional alrededor del pozo fue necesaria para estimar el grado y la extensión lateral de las barreras impermeables. El pozo exhibió  una buena extensión lateral de dichas barreras. En otras áreas del campo, la variación del ambiente deposicional provocó  incertidumbres en la continuidad de las barreras de permeabilidad, lo cual hizo disminuir la confianza en el mantenimiento de los tratamientos de cegado localizados. •Presiones de las capas —Las presiones individuales de las capas se obtuvieron a partir de los datos de cierre del pozo. En un principio se supuso que el factor de daño de la formación era cero.

3000

   c    p     l  ,    a     i    c    n    e    u     l     f    e     d    n           ó     i    s    e    r     P

2000

1000

0

Petróleo

1000

20 mD, 20 pies

Petróleo

100 mD, 4 pies

Agua

Agua

Tasa de flujo total

2000 Tasa de flujo, bpd

3000

4000

•Selección de la correlación —Se realizó una comparación de la correlación del flujo multifásico sobre el sistema básico para determinar el grado de variación que presentaban los modelos y el impacto de los parámetros de correlación, como los ángulos de cambio de la correlación.11 Este paso implica ajustar los datos obtenidos en las pruebas de pozo. •Flujo transversal en condiciones de cierre —En primer lugar, se simuló el flujo transversal en condiciones de cierre detectado por las mediciones de la herramienta PLT, lo cual permitió evaluar el factor de daño de cada capa. El proceso requerí a utilizar un sistema de prueba y error, en el cual las estimaciones aproximadas (a partir de pruebas anteriores) del í ndice de productividad de cada capa se modificaran en forma secuencial para ajustar los datos. También se consultó el historial del pozo para determinar si era factible encontrar algún daño debido a la perforación o a consideraciones operativas. En este ejemplo, no se esperaba encontrar ningún daño. •Flujo transversal en condiciones de fluencia —Se repitió este proceso para condiciones de fluencia y se analizaron varias tasas de producción. El proceso se puede acelerar si se cierran todas las capas productoras menos una, en forma sucesiva. El í ndice de productividad y los factores de daño debido al flujo no darciano de cada capa se modificaron posteriormente para ajustar los datos. El modelo final calibrado proporcionó un buen ajuste para todos los datos. A continuación se utilizó  el modelo calibrado del análisis NODAL para determinar el incremento de producción estimado para dos opciones diferentes de cegado. La primera opción consistí a en cegar completamente toda la producción proveniente de la capa más profunda, Capa 5 (próxima página, abajo). Esta opción deja abiertas 9. Elphick J : “NODAL Analysis Shows Increased Oil Production Following Water Shutoff,” presentado en la Conferencia de la Red Educativa de la 2da. Conferencia Internacional Anual sobre Modificación Concordante del Yacimiento, Cegado del Agua y el Gas, Houston,  Texas, EE.UU., Agosto 19-21, 1996. 10. Beggs HD: Production Optimization Using NODAL Analysis . Tulsa, Oklahoma, EE.UU.: OGCI Publications, Oil & Gas Consultants International, Inc., 1991. 11. Un ángulo de cambio determina cuando las correlaciones multifásicas verticales deberían ser reemplazadas por correlaciones horizontales. Es importante tener en cuenta que no existe ninguna correlación en la literatura entre el flujo multifásico y la caída de presión que resulte adecuada para todos los ángulos de inclinación. 12. Lenn C, Kuchuk F, Rounce J y Hook P: “Horizontal Well Performance Evaluation y Fluid Entry Mechanisms,” artículo de la SPE 49089, presentado en la Conferencia  Técnica 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 , Horkowitz  J , 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.

Oilfield Review

   s    a    p    a     C

L1

Petróleo calculado Agua calculada

L2

Petróleo medido Agua medida

L3

L4

L5 -5.000

0

5.000 10.000 Tasas de flujo por zonas, bpd

15.000

20.000

Ajuste del análisis NODAL con las mediciones de producción. Las barras azules representan el flujo de agua y las barras verdes muestran el flujo de petróleo computado a partir de los registros de producción. Los círculos representan los resultados del análisis NODAL. Las Capas 2 y 5 se encuentran totalmente inundadas. La Capa 1 recibe agua y algo de petróleo, como indican las tasas de flujo negativas, puesto que la presión estática del yacimiento es inferior a la presión dinámica de fluencia.

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las Capas 1 a 4, y el resultado neto es un aumento de la producción de petróleo de 2966 a 4294 bppd [471 a 682 m3 /d]. La producción de agua disminuirí a de 26.510 a 12.742 barriles por dí a [4212 a 2025 m3 /d]. La segunda opción implicarí a sellar las Capas 1, 2 y 5, que no producí an hidrocarburos, y producir sólo de las Capas 3 y 4. Como resultado de esta segunda opción la producción de petróleo alcanzó  4613 bppd [733 m3 /d], lo que representa sólo aproximadamente 300 bppd [47 m 3 /d] más que la opción 1. Para justificar los tratamientos se utilizó como argumento la diferencia entre el comportamiento corriente y el pronosticado a partir del cierre de una o más capas. Los datos de los registros de producción demostraron que el agua provení a de todas las capas superiores excepto de una. La mayor parte del

agua no deseada se originaba en la capa más profunda. Debido a las presiones reducidas de la formación, la capa superior estaba robando una pequeña cantidad de petróleo y de agua que se producí a más abajo. De acuerdo con lo esperado, los volúmenes de lí quido que ingresaban en la zona ladrona disminuí an a medida que aumentaba la producción. Frente a las altas tasas de producción esperadas tales pérdidas se consideraron tolerables. El operador decidió entonces adoptar la opción 1 y colocar un tapón justo por debajo de la Capa 4, con lo que la Capa 5 quedó  completamente aislada. Registros de producción —Los registros de producción precisos, como los que ofrecen las mediciones de los Servicios de Producción de la Plataforma PS, pueden mostrar la invasión de agua

Opción 1 (Cierre de la Capa 5 solamente)

en el hueco.12 Esta herramienta tiene la capacidad de determinar el flujo y el holdup de cada fase de fluido en huecos verticales, desviados y horizontales.13 A partir de la adición de los nuevos sensores ópticos y eléctricos, que incorporan mediciones locales de sensores y mediciones de velocidad de cada fase, se han logrado importantes avances en el diagnóstico de casos simples y complejos con flujo trifásico. Tales avances en la obtención de registros de producción confiables y precisos, en particular en pozos desviados con cortes de agua elevados, representan un paso importante en aras de la identificación y el conocimiento de los diferentes tipos de problemas de agua. Por ejemplo, un operador perforó  un pozo horizontal en el Golfo de México en una arena gasí fera pequeña que producí a agua en forma excesiva después de un perí odo corto de producción. En este pozo, se suponí a que la fuente más probable del agua no aceptable era agua marginal proveniente del acuí fero inferior. Si el agua marginal ingresaba en el talón (heel) del pozo, una solución económica serí a correr una tuberí a flexible en el pozo y cementar la porción alrededor del talón, dejando la tuberí a flexible en el lugar para permitir la producción de la punta (toe) del pozo. Esto dilatarí a la posterior producción de agua hasta que el agua avanzara hasta superar el tapón de cemento. Sin embargo, si el agua provení a de la punta del pozo se podr í a cementar la porción inferior del mismo utilizando tuberí a flexible y un empacador en la malla. Una tercera posibilidad era que el agua ingresara desde el centro del pozo, con lo cual serí a difí cil aislar la entrada de agua y continuar la producción desde la punta y el talón del pozo. El operador necesitaba conocer el punto exacto de ingreso del agua para realizar las operaciones correspondientes.

Opción 2 ( Cierre de las Capas 1, 2, y 5) Opción 2 petróleo Opción 2 agua

Opción 1 petróleo Opción 1 agua

L1

L3 L2    s    a    p    a     C

   s    a    p    a     C

L3 L4 L4 -6000

-4000

-2000

0 2000 4000 Tasas de flujo por zonas, bpd

6000

8000

0

1000

2000

3000 4000 5000 Tasas de flujo por zonas, bpd

6000

7000

8000

El análisis NODAL permite predecir los beneficios del control del agua. Las dos opciones propuestas para este pozo eran simplemente cegar la Capa 5 con 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) produciría un aumento neto esperado de la producción de 1328 bppd [211m3/d], mientras que la segunda opción (derecha) predice un aumento neto en la producción 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 de cementar las Capas 1 y 2. El operador prefirió la opción 1.

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Verano de 2000

43

TPHL TPHL GHOST Desv.> 90 Perfil del agua Perfil del gas Desviación ProfundiGas Gas Gas WFL WFL 85 Grados 95 dad Agua Agua Agua Tasa del Tasa del flujo Velocidad medida, flujo de gas del agua de agua Rayos Gamma Holdup Profun.verticalverdadera Holdup pies 20 API 70 1 0 X070 pies X055 1 0 0 pies/min 500 0 bpd 1200 0 bpd 25.000 °

X200

X300

X400 Entrada de agua X500

X600 Entrada de agua

Perfil de flujo en el fondo del pozo. La pista 1 contiene la curva de rayos gamma (verde) y la desviación del hueco (línea llena negra) obtenida de los registros a hueco abierto. La profundidad medida se observa en la pista 2. En la pista 3, el holdup de gas (rojo) y de agua (azul) obtenidos con la herramienta GHOST identifican claramente el agua que penetra la sección horizontal del hueco a X450 pies y X640 pies. En la pista 4 se observan los aportes de gas (rojo) y de agua (azul) en la totalidad del hueco y del espacio anular, que se grafican con respecto al perfil de la trayectoria del hueco. Estos holdups independientes de cada fase se derivan del registro de holdup trifásico obtenido con la herramienta TPHL. En el perfil se observa un incremento del agua a medida que el hueco se hace más vertical por encima de X350. La pista 5 muestra los registros de holdup de gas (rojo) y de agua (azul). Las mediciones de velocidad del agua del Registro del Flujo de Agua WFL (círculos azules) aparecen en la pista 6. La pista 7 contiene un perfil de la tasa de flujo de agua a partir del holdup del TPHL y la velocidad del WFL. La pista 8 contiene el perfil de la tasa de flujo de gas, que se calculó utilizando los datos de holdup de la herramienta GHOST.

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El programa de perfilaje incluyó  la configuración básica de la Plataforma PS junto con las herramientas de Detección Optica del Holdup de Gas GHOST y de Control de Saturación RSTPro, trasportadas por tuberí a flexible. Las mediciones de las herramientas GHOST y FloView y la velocidad del fluido derivada del molinete del medidor de flujo, representan los fluidos dentro de la malla de completación, mientras que los registros de TPHL y las mediciones del WFL responden al flujo dentro y fuera de la malla (arriba). Las mediciones de velocidad del agua del registro WFL se combinan con las mediciones del holdup de las herramientas GHOST y TPHL para calcular el perfil de la tasa de flujo de agua. En este ejemplo, más del 50% de la producción de agua proviene de la punta del pozo, que fluye por detrás de la malla y en el espacio anular del empaque de grava. Por medio de la medición GHOST también se identificó el agua adicional que ingresaba a mitad de camino del hueco horizontal a X137 m [X450 pies]. Dado que la mayor parte del gas proven í a de la punta del pozo, el operador decidió continuar la

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Diagnósticos especiales para la comunicación vertical El flujo transversal de agua adopta dos formas claramente definidas. Además del flujo transversal en el yacimiento, que ya se ha analizado, también existe flujo transversal dentro del hueco; ambos tipos son interdependientes y merecen especial atención. Cada vez que el hueco penetra múltiples capas que se encuentran con diferentes presiones existe la posibilidad de que se produzca flujo transversal. La diferencia de presión se mantiene sólo cuando y donde existe una aislación continua entre cada capa, lo cual implica que el flujo transversal del yacimiento y del hueco son mutuamente excluyentes en cualquier par de capas. Algunos yacimientos, por ejemplo los que presentan canales de arenas apiladas, tienen barreras locales de lutitas que se extienden por cientos de metros. Sin embargo, estos yacimientos pueden contener conexiones verticales distantes que provocan el flujo transversal y la comunicación de las presiones, si bien presentan aislamiento local con variaciones de presión transitorias entre las capas cuando se los somete a una prueba de estrangulamiento. Como resultado de ello se proProfundidad, pies X100

producción sin realizar ninguna intervención adicional. Las herramientas que obtienen imágenes a través del revestidor, como la herramienta de Imágenes Ultrasónicas USI, permiten evaluar la calidad del trabajo de cementación en un pozo e identificar los canales de flujo detrás del revestidor. Por ejemplo, en un pozo ubicado en Nueva México que producí a sólo agua, se confirmó la existencia de un canal por encima de los disparos (derecha). Se realizó una cementación a presión (o cementación forzada), después de lo cual el pozo comenzó  a producir petróleo y, en la actualidad, produce 50 bppd [8 m 3 /d] sin corte de agua. 14.Hegeman P y Pelissier-Combescure J : “Production Logging 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 Reservoir Pressure in the Ghawar Field using Multiprobe Wireline Formation Tester,” artículo de la SP E 48956, presentado en la 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 Fluid Sampling,” Oilfield Review  10, no. 3 (Otoño de 1998): 26-41.

X200

Canal

Canal Disparos

X300

Un canal que produce agua. La imagen del cemento en el espacio anular detrás del revestidor permitió identificar un canal de agua. Las imágenes obtenidas con la herramienta de Imágenes Ultrasónicas USI—amplitud en la pista 1 y tiempo de tránsito en la pista 2—confirman que existe un gran canal abierto en el espacio anular cementado detrás del revestidor, justo por encima de los disparos.

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Oilfield Review

duce una combinación de los problemas propios de las capas inundadas con y sin flujo transversal. La identificación de la presencia de flujo transversal en la formación es de fundamental importancia. Las capas inundadas sin flujo transversal pueden ser tratadas fácilmente a nivel del hueco, si bien no existen soluciones simples cuando las capas no se encuentran aisladas por barreras impermeables. Además, las capas inundadas sin flujo transversal estarán sujetas al flujo transversal interno del hueco durante el cierre. Existen varios métodos de diagnóstico que resultan útiles para determinar la comunicación vertical. Pruebas con tasas variables —Con poco esfuerzo adicional, un registro de producción puede convertirse en un registro de producción con tasas variables o "prueba multicapa," midiendo la tasa de producción de cada capa frente a varias presiones de producción diferentes, con mediciones estacionarias posicionadas entre cada capa. De esta forma se podrá determinar el í ndice de productividad y la presión promedio del yacimiento para cada capa.14 El flujo transversal potencial se puede estimar utilizando el análisis NODAL. Probadores de la formación operados con cable  de acero —Tanto las mediciones de presión de la formación obtenidas con herramientas operadas con cable de acero, como las obtenidas con las herramientas MDT o el Probador de la Formaci ón a Repetición RFT, pueden mostrar si existe comunicación de la presión entre las capas. 15 Si las capas tienen presiones diferentes y no se X000

comunican en el hueco, quiere decir que se encuentran aisladas (abajo a la izquierda). Cuando presentan la misma presión, puede ocurrir que estén comunicadas o bien que hayan producido (o hayan sido inyectadas) con tasas similares, por lo cual la presión resultante es la misma. Prueba de interferencia vertical —Una prueba de interferencia vertical realizada con la herramienta MDT muestra la permeabilidad vertical efectiva cerca del hueco. La permeabilidad vertical se puede determinar a partir de los cambios en la presión de la formación medida con un sensor de presión, mientras el fluido de la formación se bombea a través de una sonda de muestreo separada unos 0,7 m [2,3 pies] del sensor, sobre la pared del hueco.16 Correlaciones de lutit as —Las correlaciones de los registros pueden demostrar si en un campo existen grandes barreras de lutitas. Cuando se observa una excelente correlación de las lutitas entre los diferentes pozos, quiere decir que las capas del yacimiento se encuentran aisladas por roca impermeable y es improbable que exista flujo transversal dentro del yacimiento. Registros del medidor de flujo durante el  cierre —El registro de producción (a través del molinete del medidor de flujo) puede detectar el flujo transversal en el hueco durante el cierre del pozo; de existir, constituirí a un signo evidente de presión diferencial entre las capas aisladas. Prueba de estrangulamiento —Las pruebas de estrangulamiento o los datos de producción

pueden proporcionar un útil diagnóstico de comunicación vertical mediante la detección de presiones diferenciales.

Soluciones para el control del agua Cada tipo de problema tiene distintas opciones de solución que varí an desde las simples soluciones mecánicas y quí micas, que son relativamente de bajo costo, hasta las más complejas y costosas soluciones de completaciones re-trabajadas. Es habitual la existencia de diversos problemas de control del agua y, a menudo, se hace necesario adoptar una combinación de varias soluciones. Hoy en dí a, además de las soluciones tradicionales descriptas anteriormente, existen métodos nuevos, innovadores y convenientes desde el punto de vista económico para los problemas de control del agua.

Tapón PosiSet

Presiones iniciales del yacimiento

X100

Formaciones X200    s    e     i    p X300  ,     d    a     d     i     d    n    u     f    o    r X400     P

Jurásico Superior

Presiones actuales del yacimiento

Tarbut Ness Petróleo

X500

Etive

Conjunto del tapón

X600

Agua

Rannoch

Aplicación de la herramienta PosiSeT de accionamiento mecánico. El tapón PosiSeT se baja a través de la tubería de producción y se utiliza para cegar el agua en las cercanías del hueco. Se puede  >  Mediciones de presión que muestran la aislación de las capas. Las mediciones de presión, por ejemplo, bajar con cable de acero o por medio de tubería flexible y utiliza un sistema de anclaje positivo con las obtenidas con la herramienta MDT, se pueden utilizar en pozos de relleno para establecer la presión de cada capa después de un período de producción en el campo. Cuando existen diferencias de presión anclas superiores e inferiores (arriba) y elementos entre las capas debido a agotamiento diferencial, se deduce que las capas se encuentran aisladas entre sellantes que aislan las capas productoras de agua tanto en huecos abiertos como revestidos (abajo). sí por barreras de permeabilidad verticales. X700 5200

Verano de 2000

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5400

5600

5800 6000 Presión, lpc

6200

6400

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Soluciones mecánicas —En muchos de los problemas que ocurren en las cercaní as del hueco, como las filtraciones del revestidor, el flujo por detrás del revestidor, el ascenso de agua desde el fondo y las capas inundadas sin flujo transversal, se opta por utilizar tapones mecánicos o inflables. La herramienta PosiSet, que incluye un tap ón mecánico, se puede transportar con tuberí a flexible o bajar con cable de acero. Esta herramienta

Cable eléctrico

Herramienta de bajada al pozo Camisa PatchFlex Disparos

Camisa PatchFlex. Formada por un cilindro de un compuesto flexible realizado con fibra de carbono, resinas termosellantes y un revestimiento de goma, la camisa PatchFlex se construye alrededor de un elemento inflable que se acopla a una herramienta de bajada al pozo y se la baja con cable de acero. Cuando la camisa se encuentra posicionada frente al área a ser tratada, una bomba incluida en la herramienta de bajada al pozo infla la camisa utilizando fluido del pozo. Las resinas son calentadas hasta que se polimerizan completamente. A continuación, el elemento inflable se desinfla y se extrae, con lo cual queda una camisa dura, resistente a la presión, perfectamente ajustada, inclusive en los casos en que el revestidor se encuentra dañado o corroído.

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utiliza tecnologí a que ya ha sido probada en el campo y garantiza el cegado del hueco tanto en huecos revestidos como en huecos abiertos (página previa, a la derecha). Cuando el hueco debe mantenerse abierto hasta niveles más profundos que el punto de invasión del agua, la solución puede ser colocar un remiendo que se baja a través de la tuberí a de producción. Por ejemplo, existe un nuevo remiendo, denominado camisa PatchFlex, que se puede colocar por medio de tuberí a flexible o cable de acero dentro del revestidor y se ha utilizado con todo éxito en diversas aplicaciones en todo el mundo (izquierda). Resulta especialmente indicado para cegar la entrada de agua o gas mediante operaciones realizadas a través de la tuberí a de producción, y para modificar el perfil de inyección y para el aislamiento zonal. Las camisas inflables se construyen conforme a las necesidades, para ajustarse a la longitud de los intervalos agujereados y pueden soportar las presiones de flujo transversal en el hueco. Una vez colocada, la ca misa pasa a ser una tuberí a corta compuesta ubicada dentro del revestidor; si fuera necesario realizar una posterior operación de cementación forzada, la camisa se puede fresar utilizando técnicas de perforación a través de la tuberí a de producción, o bien se puede volver a disparar para permitir la re-entrada de las zonas. La única desventaja de la tuberí a corta compuesta es que el diámetro del hueco se ve reducido en poco menos de 1 pulgada [2,5 cm]. Sin embargo, otros remiendos mecánicos ocupan aún más espacio del diámetro interno del revestidor. En un pozo del Mar del Norte, la compa ñí a Shell UK Exploration and Production logró reducir el corte de agua del 85% al 10% utilizando una camisa PatchFlex para aislar los intervalos con producción de agua. La sonda de perfilaje Plataforma PS cuantificó las distintas contribuciones de fluidos provenientes de cada zona productiva. Se pudo determinar que la mayor parte del agua indeseable provení a de dos intervalos abiertos al flujo de 1,2 m [4 pies] de longitud. Las lecturas del registro RST confirmaron la elevada saturación de agua en los intervalos productores de agua. Además, el análisis de saturación del RST identificó la existencia de otras dos zonas de petróleo que no habí an sido abiertas al flujo por debajo de las otras zonas productoras. Si bien se podrí a haber utilizado un tapón tradicional para cegar la zona productora de agua, también podí a bloquear las nuevas zonas de petróleo subyacentes. Por medio de la tecnologí a PatchFlex, Shell cegó las zonas productoras de agua y puso en producción las nuevas zonas petrolí feras que se encontraban por debajo de las mismas.

Soluciones químicas —Los tratamientos quí micos requieren el emplazamiento preciso del fluido. La tuberí a flexible con empacadores inflables permite colocar la mayor parte de los fluidos de los tratamientos sin riesgo de afectar las zonas de hidrocarburos. La inyección doble con tuberí a flexible es un proceso que consiste en bombear un fluido protector a lo largo de la tuber í a flexible hasta el espacio anular del revestidor y bombear el fluido del tratamiento a través de la tuberí a flexible (próxima página, arriba). El cemento SqueezeCRETE constituye otro elemento clave dentro del conjunto de soluciones para el control del agua.17 Debido a su escasa pérdida de fluido y a su capacidad de penetrar microfracturas inferiores a 160 micrones, es el sistema ideal para tratamientos de remediación de filtraciones en las tuberí as, provocadas por flujo detrás de las mismas. Una vez colocado, este cemento ofrece gran resistencia a la compresión, baja permeabilidad y alta resistencia a los ataques quí micos. El tratamiento SqueezeCRETE a menudo se utiliza con cemento común para cegar disparos cuando existe un problema de capas inundadas, o bien cuando asciende el agua del fondo o el CAP. También se puede aplicar para el sellado de empaques de grava, filtraciones en el revestidor o canales por detrás del revestidor. Los geles rí gidos son sumamente efectivos para cegar excesos de agua en las cercaní as del hueco (próxima página, abajo a la izquierda). A diferencia del cemento, los geles se pueden forzar dentro de la formación para realizar el cegado completo de esa zona o para llegar a las barreras de lutitas. Con respecto a los tratamientos de cemento presentan una ventaja operativa, ya que se pueden perforar con chorros de fluidos en lugar de triturarlos con mechas. Habitualmente están hechos a base de polí meros con aditivos reticuladores. Productos como los sistemas MaraSEAL y OrganoSEAL-R se pueden mezclar con facilidad y tienen una vida útil prolongada. Pueden ser inyec17. Boisnault J M, 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 Developments in Cementing Technology,” Oilfield Review 11, no. 1 (Primavera de 1999): 16-29. 18. Estos geles no penetran en formaciones con permeabilidades inferiores a 25 mD. 19. O’Brien W, Stratton J J y Lane RH: “Mechanistic Reservoir Modeling Improves Fissure Treatment Gel Design in Horizontal Injectors, Idd El Shargi North Dome Field, Qatar,” artículo de la SPE 56743, presentado en la Conferencia y Exhibición Anual de la SPE, Houston,  Texas, EE.UU., Octubre 3-6, 1999. 20. Elphick J , Fletcher P y Crabtree M: “Techniques for Zonal Isolation in Horizontal Wells,” presentado en la Reunión de la Asociación de Ingenieros de Producción, Reading, Inglaterra, Noviembre 4-5, 1998.

Oilfield Review

tados a presión en la formación para tratar problemas de agua específicos, como flujo por detrás del revestidor y capas inundadas sin flujo transversal, o colocados selectivamente en la zona de agua usando tuberí a flexible y un empacador.18 Otra solución es un fluido gelificado que se puede inyectar en pequeñas fallas o fracturas pero sólo penetra las formaciones con permeabilidades superiores a 5 darcies. Cuando se aplican grandes volúmenes (1.000 a 10.000 barriles) [159 a 1589 m3] de estos fluidos poco costosos, por lo general se logra cegar amplios sistemas de fracturas que rodean al pozo inyector o a los pozos productores. 19 Al igual que los geles rí gidos, los productos del tipo de los sistemas Marcit y OrganoSEAL-F son polí meros reticulados simples de mezclar, tienen un tiempo prolongado de trabajo (hasta tres dí as) antes de volverse rí gidos y se pueden bombear a través de las mallas de completación. Por otra parte, se están desarrollando fluidos inteligentes o selectivos en la forma de pol í meros y surfactantes para tratamientos de la matriz de la formación cercana al hueco. Estos tratamientos, denominados modificadores de permeabilidad relativa, producen un material similar al de un gel para detener el flujo en las capas de agua, pero mantienen el comportamiento del fluido en las capas de petróleo para permitir que continúe la producción. En algunas aplicaciones, ofrecen la posibilidad de realizar un tratamiento selectivo simplemente utilizando un método de emplazamiento forzado de bajo costo.

D

E

Revestidor Tuberí a de producción

   e   a    u   v    q   a    a   r    p   g    m    e     E    d

Tuberí a flexible Empacador

E

   r    o     d    a    c    a    p    m     E

Fluido protector

Zona de petróleo B

A D Fluido de tratamiento

Zona inundada C

Inyección doble con tubería flexible. En los problemas de control del agua donde resulta fundamental el emplazamiento del fluido de tratamiento, se puede utilizar un empacador inflable (A) manejado con tubería flexible para proporcionar el aislamiento del hueco entre las zonas de petróleo (B) y las zonas inundadas (C). En este ejemplo con empaque de grava, para detener el avance del agua no deseada se bombea un fluido de tratamiento (D) a través de la tubería flexible hacia la zona inundada inferior y al mismo tiempo se bombea un fluido protector (E) a través del espacio anular hacia la zona productora de petróleo.

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En los pozos horizontales, los tratamientos para resolver los problemas de agua resultan más efectivos cuando la zona tratada se encuentra aislada del resto del hueco. En los huecos revestidos, y hasta cierto punto, en los huecos abiertos, esto se logra en forma mec ánica con empacadores inflables. Sin embargo, cuando se ha colocado una malla o una tuberí a corta pero no se han cementado, estos dispositivos mecánicos no logran aislar el espacio anular abierto

detrás de la tuberí a. El Empacador Quí mico Anular (ACP, por sus siglas en Inglés), desarrollado para estos casos, realiza el aislamiento entre las diversas zonas utilizando empacadores o tapones colocados por medio de tuberí a flexible (abajo a la derecha).20 El objetivo del ACP consiste en alcanzar una cobertura circunferencial total sobre una longitud relativamente pequeña, mientras se deja la tuberí a corta libre del material que podrí a obstruir el flujo del fluido o el pasaje de la

Tuberí a flexible

Revestidor

Empacadores inflables

Tuberí a de producción Tuberí a flexible Empacador Hueco abierto

Zona de petróleo C Empacador B

A

Gel rí gido

Empacador quí mico

Barrera

Zona inundada D Cañerí a ranurada

Aplicación de un gel rígido utilizando tubería flexible. Se bombea un gel rígido (A) en la zona inundada para cegar la entrada de agua de una capa sin flujo transversal. Un empacador inflable en la tubería flexible (B) aisla la zona productora de petróleo (C) de la zona inundada (D).

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Verano de 2000

Empacador Químico Anular (ACP). La tecnología del ACP incluye el emplazamiento de un fluido a base de cemento en el espacio anular entre una cañería corta ranurada no cementada y la formación. El fluido es conducido a la zona del tratamiento mediante tubería flexible e inyectado entre un conjunto de empacadores inflables para rellenar el espacio anular sobre un intervalo seleccionado. Está diseñado para fraguar en esta posición formando un tapón permanente, impermeable y de gran resistencia, que aisla completamente el volumen del espacio anular.

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Petróleo

Agua

Petróleo

Petróleo

Agua

Agua

Lucha contra el agua a través de drenaje doble. Una solución para resolver los problemas de conificación de agua (izquierda) consiste en disparar la pata de agua de la formación y producir el agua y el petróleo en forma simultánea (centro) para eliminar el cono de agua. Este enfoque de bajo costo puede incrementar el corte de agua, pero mejora la eficiencia de barrido y aumenta las reservas recuperables 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).

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herramienta a través de esa sección. La operación consiste en bombear un fluido de baja viscosidad, a base de cemento, por medio de tuberí a flexible y emplazarlo en el espacio comprendido entre dos empacadores a través de las pequeñas ranuras de la tuberí a corta. Una vez en su lugar, el fluido adquiere inmediatamente la dureza de un gel, lo cual impide su desmoronamiento y garantiza el relleno completo y el aislamiento del espacio anular. Soluciones de completación —Diversas alternativas de completación, como pozos con múltiples tramos laterales, desviaciones de sus trayectorias, aislamiento con tuberí a flexible y completaciones dobles, pueden servir para resolver problemas difí ciles de agua tales como CAPs ascendentes, conificación, barrido areal incompleto y segregación gravitacional.21 Por ejemplo, una estrategia muy utilizada cuando existe conificación en pozos de alto valor es la coproducción de agua, que consiste en cañonear la pata de agua y utilizar completaciones dobles (arriba).

Problemas de pozos inyectores Los pozos inyectores pueden originar problemas si el agua de inyección no está filtrada correctamente, ya que puede contener partí culas tan grandes que provoquen el taponamiento de la matriz. Por otra parte, si no se trata en forma adecuada con quí micos de producción como bactericidas y secuestrantes de oxí geno, el daño puede aumentar. Ambos factores pueden provocar el aumento de la presión de inyección 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) con una diferencia dada entre la presión del fluido de inyección y la presión de la formación.

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hasta que se inicia una fractura, que en un principio es corta, pero luego crece en longitud y en altura para mantener la inyectividad a medida que las caras de la fractura se taponan. 22 Cuando las fracturas inducidas se extienden en forma vertical a través de varias capas, se pierde el control sobre el barrido vertical y resulta dif í cil recuperar el control del perfil de inyección. La fracturación térmica, que a menudo se encuentra en las zonas marinas, es provocada por la reducción de los esfuerzos en la zona de inyección debido al enfriamiento. La zona que tiene mayor inyectividad se enfrí a en primer lugar y luego se fractura, tomando aún más fluido de inyección y provocando un escaso barrido vertical (derecha). Como en estos casos, resulta dif í cil evitar la fracturación térmica, probablemente la mejor estrategia sea garantizar la fracturación de todas las zonas, ya sea por medios térmicos o hidráulicos, para obtener un perfil de inyección más parejo. Algunas veces si existe una capa de alta permeabilidad adyacente a la capa de baja permeabilidad, la fractura térmica puede irrumpir en la zona de alta permeabilidad, la cual puede llegar a tomar toda el agua de inyección y como consecuencia se pierde el barrido de la zona de baja permeabilidad.

Evaluación de los riesgos La justificación de un tratamiento en cualquier pozo depende del valor del incremento esperado en la producción de hidrocarburos. Se trata de un valor ‘esperado,’  lo cual indica que existe un cierto grado de incertidumbre en el análisis. Algunos tratamientos destinados al control del agua pueden garantizar un aumento substancial de la producción. En tales circunstancias, el elemento primario de incertidumbre es el éxito de la

operación en sí  misma. Cuando el incremento de la producción es relativamente pequeño (o se basa en diversos supuestos) no sólo comienza a cobrar importancia el riesgo de la operación, sino también el pronóstico mismo se convierte en un riesgo clave. Por lo tanto, el operador necesita cuantificar el valor de un tratamiento de control del agua. Una posibilidad consiste en realizar un análisis que incorpora los componentes multifacéticos de riesgo utilizando los métodos de análisis de riesgo cuantitativo (QRA, por sus siglas en Inglés). Los árboles de decisión son herramientas valiosas que permiten visualizar y cuantificar todas las opciones disponibles y la probabilidad de sus resultados. A modo de ilustración, PrecisionTree, un producto de Palisade Corporation, es un programa de an álisis de decisiones que se utiliza con el programa Excel de planillas de cálculo. Este software se puede acoplar con los métodos de Monte Carlo, con lo cual se obtiene un ‘árbol de decisión que incluye riesgos’ para analizar las opciones con respecto al control del agua para pozos especí ficos (próxima página).

Control del agua a nivel de campo Los problemas de control del agua, las técnicas de diagnóstico y las soluciones ya se han analizado en el contexto de su aplicación en pozos individuales dentro de un campo. Ahora bien, si las técnicas de diagnóstico se modifican y se extienden a una gran cantidad de pozos en un campo, se obtendrá  una mayor reducción en el manejo total del agua y, en muchos casos, se logrará un incremento importante en la produc-

Fractura térmica

Entrada de agua

Fracturación térmica en un pozo inyector. Las fracturas se pueden iniciar en los pozos inyectores a través de la presión y el esfuerzo térmico inducido por la entrada de agua fría. Esto resulta en un perfil de barrido vertical deficiente.

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Oilfield Review

Rama 1

T apóndo a o e c locK  O ilidad dón b a b o r P r el tap coloca éxito con ción Remocr usde in nes tacioosa: exitación c n Colota pó del

n T apó no o ad coloc

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ción total de hidrocarburos en el campo. Cuando se conjuga el diagnóstico correcto con la aplicación de soluciones comprobadas, el control del agua puede convertirse en una herramienta efectiva para el manejo del yacimiento. Si bien es posible aplicar estrategias individuales de control del agua en un cierto n úmero de pozos dentro de un campo, en los campos extensos puede resultar poco eficiente e implicar un gran consumo de tiempo. El primer objetivo de un programa de control del agua en todo un campo consiste en identificar los pozos que presentan las siguientes caracterí sticas: •El pozo es accesible para realizar una intervención. •La completación es lo suficientemente robusta

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con Pozo su r inc s ne tacio

n oció Remcr usin e d nes tacioitosa x no e

Rama 3

< Arbol de decisiones para un pozo con incrustaciones minerales. El árbol de decisiones muestra los diferentes resultados posibles de los tratamientos, representados por ramas con las pérdidas o ganancias económicas y las probabilidades de alcanzar el final de cada rama. Los c í rculos (amarillos) representan los nodos de chances donde existen dos o más resultados posibles. El resultado de cada rama es independiente de cualquier otro nodo, y la probabilidad de cada rama est á descripta por una distribución de probabilidad unimodal (verde) calculada a partir de las simulaciones M onte Carlo. Los nodos cuadrados (azules) representan las decisiones en las cuales la rama seleccionada es una cuestión de selección, sin ningún elemento fortuito. Los extremos de las ramas representan ganancias, consideradas como maximización del valor. Este esquema permite comparar los diferentes esc enarios en una distribuci ón óptima de los escasos recursos.

d bilida Probcaolocar de  tapón el  xi to con é n ociósRem cr u de iniones tac osa: exit ación c Colol tapón de

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a Ram 8 n oció Remcr uss dein e n tacioitosa x no e

como para tolerar la intervención. •Existe un valor económico relacionado con la reducción de la producción de agua en ese pozo. •El pozo tiene un problema de control del agua que se puede tratar en forma económica con un riesgo aceptable. Las estrategias de control del agua en todo un campo a menudo son diferentes de las que se aplican en cada pozo individual. Por ejemplo, es posible que sea necesario modificar los diseños de completación que han dado buenos resultados

en pozos individuales para lograr mejoras en todo un campo. Como ejemplo se puede citar el caso de un operador en América del Sur que estaba produciendo de un yacimiento multicapa con distintas unidades de flujo separadas por lutitas. Se dispararon todas las capas ignorando las diferencias de presión que existí an entre las distintas capas. Como resultado, se inundaron varias capas en diferentes pozos y la consiguiente disminución de la presión provocó una reducción en la producción de petróleo en las capas restantes. En un principio, el operador simplemente cegó el agua en las capas inundadas donde la geologí a local resultaba favorable, pero la producción del campo continuó declinando debido a una mayor invasión de agua y a un posible flujo transversal a través de las barreras de lutitas discontinuas. Utilizando una estrategia de control del agua a nivel de campo, el operador abandonó la producción simultánea para iniciar la producción de cada capa en forma individual en cada pozo, con el propósito de impedir el flujo transversal y lograr una caí da de presión efectiva en las capas de petróleo de baja presión. Esto significa que, si bien un menor número de pozos drenaba cada capa, se conseguí a mayor eficiencia en el barrido del campo. Al considerar los tratamientos a nivel de campo también se tiene en cuenta la influencia colectiva del comportamiento de la producción de muchos pozos. La geologí a local y regional— en términos de estructura y heterogeneidad— ejercen influencia sobre el movimiento de los fluidos. Por ejemplo, es importante tener en cuenta las relaciones hidráulicas entre los pozos

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1 año

2 años

5 años

10 años

Simulación de lí neas de flujo. El modelado de las lí neas de flujo de agua simuladas con el software FrontSim y ajustadas con la historia de producci ón puede utilizarse para mostrar las interacciones entre los pozos y detallar la fracci ón exacta de agua que fluye entre los pozos inyectores y productores. En este ejemplo con 10 productores (c í rculos rojos) y 5 inyectores (c í rculos azules), el modelo permite visualizar el destino del agua de inyecci ón después de 1, 2, 5 y 10 años. Las regiones no barridas (azules) se observan claramente cerca del centro del yacimiento.

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productores y los acuí feros o los pozos inyectores (izquierda), además de las estrategias de completación actuales y futuras, que también son factores fundamentales dentro del análisis. Resulta claro que no es necesario realizar un estudio de pre-selección o de pre-factibilidad de pozos prolongado cada vez que se inicia un proyecto de control del agua en todo el campo. Tampoco un estudio de pre-selección deberí a ser simplemente un mecanismo para identificar pozos tratables. El estudio debe ajustarse al problema y los amplios conocimientos del operador a menudo pueden servir para perfeccionar y facilitar el mismo. Cada estudio de pre-selección de pozos para el control del agua utiliza herramientas de ingenierí a de diagnóstico para identificar los pozos de mayor valor y los que pueden ser tratados en forma efectiva y con bajo riesgo. El estudio de pre-seleción consta de dos fases: la fase de diagnóstico y la fase de soluciones. En la primera fase se utilizan los conocimientos y la experiencia del operador en la región junto con la ingenierí a y el software de Schlumberger para analizar la naturaleza y la causa del problema. En primer t érmino, se examinan los pozos para seleccionar un área de enfoque dentro del campo; luego, una vez más, para identificar los pozos que podr í an beneficiarse con algún tipo de intervención y, por último, para seleccionar los pozos cuyo valor es suficiente para justificar el tratamiento. La metodologí a basada en el software WaterCASE examina los pozos probables tomando como base los datos existentes, como las historias de producción, los registros de producción disponibles, la caracterización de los yacimientos a partir de modelos numéricos y analí ticos, y los datos y la experiencia de los tratamientos realizados en pozos vecinos (próxima página, arriba). Un estudio reciente realizado por Schlumberger en el Mar del Norte muestra los resultados del proceso de identificación. En este caso, un campo contení a aproximadamente 100 pozos con cortes de agua que oscilaban entre el 20% y el 90%, mientras que el promedio del campo era del 60%. A partir del estudio de preselección se obtuvieron los siguientes resultados: •15 pozos son submarinos, requieren un equipo para intervenciones y 6 tienen problemas con el árbol de producción o problemas de pescas en el pozo, lo cual dificulta las intervenciones. •De los 85 pozos restantes, 20 presentan problemas de corrosión en las tuberí as, lo cual aumenta el riesgo de intervención. •De los pozos restantes, 25 tienen un gran potencial de productividad adicional si se reduce el corte de agua. •De estos 25 pozos, 15 tienen problemas solucionables: filtraciones del revestidor, flujo

detrás de las tuberí as, agua en el fondo, capas con alta permeabilidad sin flujo transversal o fracturas desde el inyector al productor. Los resultados identifican los pozos candidatos primarios para pasar a la segunda fase del proceso de intervención; el desarrollo de un plan de soluciones. En esta fase se desarrolla un amplio espectro de soluciones, que incluyen distintas opciones mecánicas, de fluidos y de completación. Estas soluciones están clasificadas de acuerdo con sus riesgos, costos y beneficios mediante el análisis de riesgos cuantitativos de Schlumberger (QRA). Existen soluciones rápidas y que se pagan pronto y otras de mayor alcance, cuyos costos son más elevados pero que ofrecen mejores resultados. Schlumberger trabaja en forma conjunta con el personal a cargo de la operación para identificar la opción de tratamiento más efectiva, de menor riesgo y mayor valor para cada pozo. La soluci ón escogida para cada pozo se desarrolla totalmente desde una perspectiva ingenieril y se somete a la consideración y revisión final de los expertos antes su puesta en práctica. En el proceso general de selección deberí an incluirse servicios de control del agua relacionados con los tratamientos de superficie (página  52), para maximizar la reducción de costos en todo el campo. Una solución integrada es a menudo una combinación de elementos que incluyen el yacimiento, el hueco y los sistemas de superficie. Las instalaciones de superficie pueden aportar hasta un 25% de la reducción de los costos totales del sistema de manejo del agua.

Problemas a nivel de campo Tarde o temprano la mayor parte de los campos petroleros se encuentran bajo un empuje de agua, ya sea por un tratamiento de recuperación secundaria mediante la inyección de agua o por un acuí fero natural. Si se desea aumentar en forma significativa el factor de recuperación se debe incrementar por lo menos uno de los componentes de dicho factor: la eficiencia del desplazamiento, la eficiencia del barrido areal o la eficiencia del barrido vertical. El primero, la e ficiencia del desplazamiento, sólo se puede mejorar reduciendo la saturación residual del petróleo con un surfactante, flujo miscible o esquema alternativo de agua y gas. El control del agua mejora la eficiencia del barrido areal o vertical. Para poder realizar un análisis de barrido de agua a nivel de un campo es necesario entender la geologí a y contar con una adecuada caracterización del yacimiento. En los inicios de la vida del campo se sabe bastante poco acerca de la caracterización del yacimiento, en particular de su heterogeneidad, pero la información aumenta gradualmente a medi-

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< Pantalla del programa WaterCASE. En este caso una interfaz del usuario realiza preguntas espec íficas (izquierda) acerca de los sí ntomas y los resultados de la prueba de diagnóstico que permiten procesar el análisis del problema de control del agua. Una vez que se completa un n úmero suficiente de respuestas, se identifican los tipos de problemas y se clasifican (derecha) de acuerdo con su probabilidad de incidencia. La l ógica de la estructura del software WaterCASE se muestra superpuesta por encima del despliegue de la pantalla.

 n i c i a l  e n t o i  i  m  a  v  R e l e

 a  p r o b l e m  e  d  o   p  i  T

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 s a  d e e t  na   o  l  u  C á l  yc v o l u m  Re

da que se obtienen datos de la dinámica de la producción. En los casos de ambientes de deposición calmos, como las áreas marinas poco profundas, a menudo se encuentran arcillas continuas que proporcionan un buen aislamiento vertical entre las capas, por lo cual el aumento del barrido vertical resulta conveniente. Cualquier problema existente con las capas inundadas sin flujo transversal se puede corregir fácilmente en el hueco y, en este ambiente, este problema es m ás habitual que el problema de las capas inundadas con flujo transversal, que resulta más difí cil de solucionar. Las arenas eólicas, que a menudo tienen buen espesor y buena permeabilidad vertical, presentan problemas con respecto al control del agua. Puede existir segregación gravitacional de fluidos, causando invasión de agua en los pozos productores. En ambientes con deposición fluvial y deltaica, por lo general, se crean canales de arenas, que pueden variar desde arenas bien apiladas con buena continuidad vertical y horizontal hasta canales aislados con escasa comunicación. Dado que en este ambiente pueden producirse varios tipos de problemas, es importante realizar una caracterización correcta de las arenas. Los yacimientos de carbonatos presentan sus propios problemas, que incluyen frecuentes fracturas naturales que provocan invasión de agua proveniente de una capa de agua, o a trav és de fracturas que conectan los pozos inyectores con los pozos productores. Por otra parte, pueden existir 23. Dake LP: “ The Practice of Reservoir Engineering,” in Developments of Petroleum Science 36. Oxford, Inglaterra: Elsevier, 1994: 445-450.

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 s  io ne  d ac  n e co m

grandes canales de disolución causados por el flujo de agua del subsuelo, que a veces tienen varios metros de amplitud, y pueden crear trayectos de alta velocidad para el flujo, provocando a menudo invasión prematura de agua. Estos se deben considerar como derivaciones de los problemas de agua inducidos por fracturas, y el cegado de este tipo de canales resulta sumamente difí cil. Muchos operadores se resisten a controlar el agua en forma preventiva antes de que se produzca una invasión, por lo cual la mayor parte de las operaciones son de remediación. El control preventivo del agua deberí a incluir el estrangulamiento de las zonas con mayor permeabilidad para crear un barrido más uniforme, lo cual significarí a sacrificar el flujo de fondos en un principio a cambio de un retorno incierto, debido a que no se tiene un

conocimiento completo de las heterogeneidades del yacimiento. Sin embargo, se puede mejorar el perfil de producción (y de inyección) por medio de la estimulación selectiva de las zonas con menor permeabilidad. Esta constituye una opción particularmente atractiva debido a la posibilidad de utilizar tuberí a flexible para emplazar con precisión fracturas hidráulicas pequeñas. El perfeccionamiento de las técnicas de perforación horizontal, incluyendo los pozos con múltiples tramos laterales y las tuberí as flexibles también ofrecen una mayor variedad de soluciones viables para resolver problemas en yacimientos complejos. Sin embargo, es probable que se mantenga este enfoque predominantemente reactivo respecto del control del agua y, como consecuencia, de un mejor barrido, hasta que se logre realizar una caracterización temprana del yacimiento más precisa. Tomando como base los datos conocidos, o incluso una estimación aproximada, del volumen del yacimiento y la curva de flujo fraccional, se puede calcular la recuperación esperada, suponiendo que la producción continúa hasta un corte de agua dado. Si se compara la recuperación esperada con la recuperación final indicada por los gráficos semilogarí tmicos de la RAP, se pueden utilizar diagnósticos a nivel de campo para estimar la eficiencia de barrido del yacimiento. Si la RAP es menor que la curva de flujo fraccional, quiere decir que existe petróleo no barrido (abajo).23 Si la producción de petróleo se acelera, entonces deberá compensar el valor del retardo supuesto en los

1,0 Corte de agua 95%

   a    u    g    a 0,75    e     d    e    t    r    o    c  , 0,5     l    a    n    o     i    c    c    a    r     f    o 0,25     j    u     l     F

0,0

A

B Saturación de agua final, 58% Saturación de agua final, 38%

0

10

20

30 40 Saturación de agua, %

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70

Pronóstico del flujo fraccional. Las dos curvas de flujo fraccional muestran cómo podrí a funcionar un yacimiento de múliples capas bajo diferentes suposiciones. Las dos curvas muestran una gran diferencia en el valor final de saturación de agua de formaci ón con el mismo corte de agua. Suponiendo que las capas del yacimiento se inundan de acuerdo con su capacidad de flujo, la Curva A muestra una cantidad substancial de petróleo que todaví a permanece en la formación. Suponiendo que las capas se inundan desde el fondo hacia la superficie, la Curva B muestra que se puede recuperar casi todo el petróleo.

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cálculos del valor actual neto; esto es, el valor del petróleo cuando se produce menos su valor cu ando se hubiera producido. Si el petróleo es incremental, se puede utilizar el valor de este petr óleo incremental para justificar los costos de la operación de control del agua. El petróleo incremental es a menudo más valioso que el petróleo acelerado.

Instalaciones de superficie Las instalaciones de superficie separan el agua del petróleo y la procesan hasta lograr una especificación aceptable adecuada para desecharla en el medio ambiente o para reinyectarla (abajo). El gas se enví a a una planta de procesamiento o simplemente se lo quema, mientras que el petróleo se somete a un proceso de eliminación de impurezas mediante el cual se quita el agua del petróleo hasta que su concentración baje al 0,5 o el 1,0%, dependiendo de las condiciones de entrega. El agua se reinyecta para su eliminación y para mantener la presión del yacimiento. En una instalación tí pica de tratamiento de agua para inyección, todas las corrientes de agua de cada etapa del proceso de separación se someten a un proceso de eliminación de los restos de petróleo hasta lograr un nivel compatible con la descarga al medio ambiente o a la formación receptora, que por lo general oscila entre 10 y 40 ppm. En la etapa de filtración se utiliza un filtro de 10 a 50 micrones para quitar los sólidos, lo cual hace que el agua sea más compatible con la formación antes de la reinyección.

Los tratamientos quí micos incluyen quebradores de emulsión, biocidas, polielectrolitos y secuestrantes de oxí geno que se agregan al agua para condicionarla para la reinyección, además de inhibidores de corrosión y quí micos para combatir las incrustaciones minerales, que se adicionan para proteger las tuberí as y los equipamientos de fondo. Cuando el agua se produce a altas tasas, los aditivos quí micos constituyen hasta un 20% de los costos de manejo del agua en la superficie. El equipamiento de superficie y las instalaciones representan el 80% restante. En la práctica, las soluciones de superficie comienzan en el fondo. Una separación parcial del agua y el petróleo realizada en el fondo del pozo puede eliminar algunos de los costos de levantamiento del agua. Como alternativa a la separación en el fondo y reinyección simultáneas, existe la producción segregada en el fondo por la cual el agua y los hidrocarburos son producidos en forma separada, con lo cual se evita la necesidad de contar con instalaciones de separación en la superficie. Por último, los tratamientos quí micos, como los quebradores de emulsión, los quí micos para destruir las incrustaciones minerales y los inhibidores de corrosión inyectados en el fondo pueden preparar los fluidos para poder realizar un tratamiento de superficie eficiente.24 Concepto de planta de separación en el  pozo —Las tecnologí as de separación existentes y el bombeo multifásico se encuentran dispo-

nibles hoy en dí a para uso comercial en forma de una planta de separación en el pozo. El petróleo, el agua y el gas son separados cerca del cabezal del pozo y el agua y el gas indeseables se vuelven a inyectar para mantener la presión del yacimiento, o bien se los elimina con bombas multif ásicas. Instalaciones de superficie convencionales — Las instalaciones convencionales de separación gravitacional pueden ser diseñadas para perfiles de producción especí ficos. Dotadas de las mejores prácticas y tecnologí as, las instalaciones de superficie pueden significar importantes ahorros en el proceso de eliminación del agua (próxima página). Por ejemplo, la separación centrí fuga realizada por Framo Engineering—tecnologí a derivada de las prácticas de bombeo multifásico—podrí a proporcionar en el futuro inmediato una importante disminución de los costos operativos y ahorros de capital, ya que permite reducir la cantidad y el tama ño del equipamiento y los costos de la inyección de quí micos. La separación centrí fuga se podrí a extender a la planta de separación en el pozo. Otras tecnologí as especí ficas utilizadas para reducir la concentración de agua en el petróleo hasta niveles sumamente bajos incluyen sistemas de deshidratación, que pueden reducir el contenido de agua hasta un nivel de 40 ppm; los sistemas de ultradeshidratación, que reducen el agua hasta 5 ppm; y la remoción de sólidos finos para filtrar partí culas de detritos, como partí culas de arena de hasta 2 micrones de tamaño.

Separación primaria del petróleo/agua/gas Separación 9%

Inhibidor de corrosión

Pulido de agua

Polielectrolito

Inhibidor de incrustación

Petróleo

Biocida Tanque de compensación del agua producida

Demulsificador

> Instalaciones de superficie tí picas y costos relativos. Las instalaciones para el manejo del agua en la superficie incluyen separadores primarios de petróleo, agua y gas; sistemas para remover las impurezas remanentes de petróleo del agua, sistemas de filtración de sólidos, además de tratamientos quí micos. Estos sistemas permiten garantizar que el agua reinyectada sea compatible con la formaci ón receptora y que no causará otros problemas, como depósitos de residuos minerales y corrosión en el pozo ni daño en el yacimiento. También se muestran los costos relativos del ciclo del agua desde el pozo productor (costos de levantamiento de 17%), quí micos 13%, costos de remoción y procesamiento (incluyendo separación 9%; separación de restos de crudo 14% y filtrado 15%), bombeo 27% y, por último, costos de reinyección 5%. Las estimaciones del costo promedio del manejo del agua de 50 centavos por barril, parten del supuesto de que los campos se encuentran en tierra firme, que los pozos tienen entre 1828 a 2438 m [6000 y 8000 pies] de profundidad, y que producen 1000 bppd [159 m3/d] e inyectan 5000 barriles de agua por d í a [795 m3/d].

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Deshidratador de petróleo

Separador

Separación de restos de crudo

Productos quí micos 13%

Filtros

Inhibidor de corrosión Inhibidor de incrustación Bombas de Pozos de inyecci ón inyección

Polielectrolito

Pozo 17%

Biocida

Filtrado 15%

Levantamiento del fluido

Tanque de agua filtrada

Separación de restos de crudo 14%

Filtrado de agua

Barredor de oxígeno

Bombeo 27% Pozo 5%

Inyección de agua

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A medida que la producción diaria de agua aumenta en todo el mundo, las instalaciones de superficie, que originalmente no fueron diseñadas para manejar grandes volúmenes de agua, se deben reacondicionar con equipamientos capaces de manejar fracciones mayores de agua en forma económica. Hoy en dí a, algunos yacimientos producen en forma efectiva con un corte de agua superior al 95%. En yacimientos bien conocidos, tales mejoras en los servicios de manejo de agua en las instalaciones de superficie permiten descubrir reservas recuperables adicionales. El proyecto Apertura de LASMO Plc en el campo Dación de Venezuela constituye un ejemplo de una estrategia de control del agua utilizada para mejorar el aspecto económico de la producción de petróleo en todo un campo, reduciendo los cuellos de botella existentes en las posibilidades de manejo del agua en la superficie. El proyecto administrado por la alianza LASMO-Schlumberger, comenzó en abril de 1998 y comprende tres etapas: •Completar un mejoramiento intensivo y eliminar los cuellos de botella en las instalaciones de superficie para incrementar la capacidad de procesamiento en un 50%, de 20.000 bpd [3178 m3 /d] con corte d e agua del 50% a 80.000 bpd [12.712 m3 /d] con un corte de agua del 60%, lo que aumenta la producción de crudo de 10.000 a 30.000 bppd [de 1589 a 4767 m 3 /d]. •Equipar nuevas instalaciones de producción con capacidad de procesamiento de 360.000 bpd [57.204 m3 /d] con un corte de agua del 75%, hasta alcanzar una capacidad de procesamiento de crudo de 90.000 bppd [14.300 m3 /d]. •Reacondicionar el módulo de manejo del agua en el futuro para incentivar la capacidad de manejo del agua en el campo maduro y poder afrontar hasta un 90% de corte de agua, lo cual permitirí a una fase final de producción económica de hasta 600.000 bpd [95.340 m3 /d] y 30.000 bppd. En este proyecto particular de redesarrollo de todo un campo, los servicios de control y manejo del agua han permitido aumentar la explotaci ón de las reservas al duplicar el factor de recuperación de crudo del 14 al 35%.

Una mirada hacia el futuro Si bien los objetivos de reducir los costos del manejo de la producción excesiva de agua y de descubrir reservas recuperables adicionales en campos maduros parecen difí ciles de alcanzar, algunos factores positivos ya se encuentran a

Trayectoria del flujo para remover el agua contaminada con petróleo Separador de primera etapa

Separador de segunda etapa

Separador ciclónico Desgasificador

Medidor de agua Bomba de petróleo

Válvula de control del nivel de la interfase

Bomba de agua

Sección transversal del separador cicl ónico Compartimiento Agua sucia de agua limpia Compartimiento de agua sucia Compartimiento de petróleo

 Escotilla

Agua limpia Separación ciclónica

< Limpieza del agua en la super ficie. El petróleo se elimina del agua producida antes de proceder a su desecho en un r í o o en el mar, o antes de reinyectarla en el yacimiento(arriba). La unidad de separación ciclónica (abajo) se encuentra posicionada aguas abajo con respecto a las salidas de agua sobre el separador y aguas arriba del desgasificador. Su función consiste en quitar todo el petróleo retenido en el agua y reintegrarlo al proceso de separación antes de que el agua sea enviada al desgasificador.

Exclusión del petróleo

nuestro alcance. Hoy en dí a, el conocimiento de los problemas del flujo de agua y sus soluciones constituyen un componente fundamental dentro de la ingenierí a de yacimientos. Para poder aprovechar al máximo los elementos disponibles como un primer paso en el control del agua, se requiere un conocimiento detallado de los activos, los recursos, las actividades y los costos asociados con el manejo del agua producida. Pueden entonces surgir oportunidades que permitan reducir los costos de las prácticas tradicionales y los materiales (quí micos) e identificar dónde se podrán controlar en el futuro los potenciales aumentos de costos. Las innovaciones técnicas permitirán manejar mayores volúmenes con las instalaciones existentes. Se debe tener en cuenta el sistema de producción en su totalidad, desde el yacimiento hasta el punto de transferencia de custodia del petróleo y el lugar de descanso final del agua. En la actualidad, muchas compañí as operadoras y empresas de servicios concentran sus programas de investigación y desarrollo en la construcción de las herramientas apropiadas para manejar esta ola de agua producida.

Por último, un enfoque integrado con respecto al control del agua en todos los pozos, desde el yacimiento hasta su eliminación (o su reinyección en el yacimiento para mantener la presión) producirá una reducción de costos en forma inmediata y a largo plazo. Los servicios integrados de manejo de agua se visualizan como el factor clave dentro de la optimización de la producción del yacimiento, ya que proporcionan los medios para producir reservas recuperables adicionales. Mientras los servicios destinados al control del agua serán responsables de gran parte del progreso futuro, una planta de separación instalada en el fondo— construida sobre el concepto de planta de separación en el pozo—permitirá minimizar los costos de manejo del agua producida y los procesos de las instalaciones optimizadas podrán convertir los desechos en un bien utilizable, lo que a su vez contribuirá  a mejorar el factor de recuperaci ón. Sin embargo, la ganancia real proviene del aumento potencial de la producción de petróleo. —RH

24. Crabtree M, Eslinger D, Fletcher P, Miller M, J ohnson A y King G: “Fighting Scale— Removal and Prevention,” Oilfield Review 11, no. 3 (Oto ño de 1999): 30-45.

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Técnicas de diseño de los disparos para optimizar la productividad 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 específicas. 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 Behrmann James E. Brooks Simon Farrant Alfredo Fayard Adi Venkitaraman Rosharon, Texas, EE.UU. Andrew Brown Charlie Michel Alwyn Noordermeer BP Amoco  Sunbury on Thames, Inglaterra Phil Smith BP Amoco Houston, Texas  David Underdown Chevron Production & Technology Company  Houston, Texas 

Se agradece la colaboración de Jim Almaguer, Bobby Carroll, John Corben, Janet Denney, Brenden Grove, Brad Hoffman, Manish Kothari, Jason Mai, Sam Musachia, Bob Parrott, Mark Vella, Ian Walton y Wenbo Yang, Rosharon, Texas, EE.UU.; y Andy Martin, Aberdeen, Escocia. Bigshot, CIRP (Inserción de la Completación y Recuperación bajo Presión), CleanSHOT, Enerjet, FIV (Válvula de Aislamiento de la Formación), GunStack, HSD (Cañones de Alta Densidad de Disparos), HyperJet, IRIS (Sistema Inteligente de Implementación Remota), NODAL, PERFPAC, Pivot Gun, PowerFlow, PowerJet, QUANTUM, S.A.F.E. (Equipo de Disparo Activado por Impacto), Secure, SPAN (software de Análisis de Operaciones de Disparo de Schlumberger), UltraJet, UltraPack y X-Tools son marcas de Schlumberger.

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Las completaciones con disparos desempeñan un papel fundamental en la producción de hidrocarburos. Desde las pruebas de pozos para la evaluación del yacimiento hasta la completación e intervención de remediación, el disparo es un elemento clave para el éxito de la exploración, la producción económica de petróleo y gas, la productividad del pozo a largo plazo y la recuperación eficiente de los hidrocarburos. El proceso de disparo genera en forma instantánea orificios—disparos—en el revestidor de acero, en el cemento circundante y en la formación (próxima página). Tanto la productividad como la inyectividad del pozo dependen fundamentalmente de la caída de presión en las cercanías del hueco, la cual habitualmente se computa a través del factor de daño. Este último depende del tipo de completación, del daño de la formación y de los parámetros de los disparos. En el pasado, los disparos a menudo consistían simplemente en orificios realizados en el acero del revestidor con cortadores mecánicos (antes de 1932), mediante el disparo de balas (a partir de 1932), por bombeo de abrasivos (desde 1958) o, más comúnmente, detonando explosivos con cargas huecas especiales fabricadas específicamente para los campos petroleros (a partir de 1948). 1 Lejos de ser simple, el disparo constituye un elemento complejo dentro de la completación del pozo, que cobra mayor importancia gracias a las investigaciones contemporáneas y a la comprensión de sus principios básicos.

La desviación con respecto a la simetría reduce el rendimiento de las cargas huecas. En lo que respecta a la penetración y al tamaño del orificio, la optimización de los diseños y la precisión en su fabricación contribuyen al perfeccionamiento de las cargas huecas. Por otra parte, la confiabilidad de las cargas está garantizada por un estricto control de calidad. En consecuencia, las pruebas de disparo son cada vez más consistentes y trasladables a las condiciones de fondo a los efectos de proyectar rendimientos y estimar productividades. Entre los muchos avances realizados en la tecnología de disparo se encuentran las nuevas cargas de penetración profunda que incrementan la productividad del hueco al penetrar la zona invadida, y las cargas de orificio grande para empaques de grava. El aumento del rendimiento por unidad de explosivo significa un incremento en la eficiencia de estas cargas de alto rendimiento. En los últimos dos años, las cargas mejoradas han alcanzado profundidades de penetración y áreas de flujo mucho más grandes que las obtenidas con la tecnología utilizada anteriormente. También se han desarrollado otras técnicas que permiten controlar los residuos, en especial en pozos con gran desviación o en pozos horizontales, reduciendo el tamaño de los detritos o reteniéndolos dentro de las pistolas o cañones.

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El disparo es el único modo de establecer túneles de conducción que sirven de enlace entre los yacimientos de petróleo y gas y los huecos revestidos con acero que llegan hasta la superficie. Sin embargo, el disparo también daña la permeabilidad de la formación alrededor de los túneles de los disparos. Tanto el daño como los parámetros de los disparos—la penetración en la formación, el tamaño del orificio, el número de disparos y el ángulo entre los orificios—tienen un impacto significativo sobre la caída de presión en las cercanías del pozo y, por lo tanto, sobre la producción. La optimización de estos parámetros y la disminución del daño inducido constituyen aspectos importantes del disparo. Las investigaciones actuales confirman que para poder remover, parcial o totalmente el daño y los detritos de los disparos, en ciertos casos, es esencial que exista un cierto desbalance, es decir que la presión dentro del hueco antes del disparo sea menor que la presión de la formación (presión inversa). Las técnicas modernas de disparo no se pueden separar de otros servicios que mejoran la productividad del pozo, como la fracturación, la acidificación y el control o prevención de la producción de arena. 2

Además de ser conductos para el ingreso del flujo de petróleo y gas, los orificios proporcionan puntos uniformes para la inyección de agua, gas, ácido, geles con agentes de sostén, que se utilizan para las estimulaciones por fracturación hidráulica, y los fluidos que emplazan la grava para el control de la producción de arena en formaciones débiles y no consolidadas. 3 En otras aplicaciones para el manejo de arena, los disparos proporcionan la cantidad necesaria de orificios estables, con la orientación y el tamaño adecuados para impedir la producción de arena. Los métodos de transporte de las pistolas también se han mantenido actualizados a la par de la tecnología y las técnicas de disparo. A fines de la década 70 y principios de la del 80, las estrategias de disparo se limitaban a la utilización de pistolas más pequeñas que se bajaban a través de la tubería de producción o cañones más grandes que se bajaban a través del revestidor, transportados principalmente con cable de acero. Las cargas de cada tipo y tamaño de cañón se diseñaban con el fin de lograr el tamaño máximo del orificio, o bien una penetración profunda. A mediados de los años ochenta, se ampliaron las opciones de transporte de los cañones. A partir de entonces, los cañones bajados junto con la tubería de producción (TCP, por sus siglas en Inglés) ya no están limitados a un sector reducido del mercado y se han convertido en un elemento esencial de muchas completaciones de pozos y en una importante herramienta para efectuar disparos. 4

> Disparo moderno. La detonación controlada de cargas explosivas huecas, diseñadas y fabricadas especialmente, crea  trayectorias que van desde el pozo a la formación, atravesando el revestidor de acero, el cemento y la roca del yacimiento de manera que los fluidos puedan fluir o ser levantados hacia la superficie. 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 Engineer  International  71, no. 10 (Octubre de 1998): 59-72. 3. Como agente de sostén se utiliza arena natural o arena cubierta de resinas y bauxita de alta resistencia o cerámica sintética, clasificada por tamaño de grano de acuerdo con el estándar americano de las zarandas. La grava está formada por arena sumamente limpia, de grano redondo y cuidadosamente seleccionada, ya que debe ser lo suficientemente pequeña para actuar como filtro y prevenir la producción de partículas de la formación, pero al mismo tiempo lo suficientemente grande para mantenerse en su posición dentro de los intervalos productivos detrás de una malla ranurada. 4. Cosad C: “Choosing a Perforation Strategy,” Oilfield Review  4, no. 4 (Octubre de 1992): 54-69.

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Además de la tubería flexible, las líneas de arrastre y las unidades para entubar contra presión (unidades snubbing), los sistemas disponibles hoy en día permiten correr sartas de cañones de gran longitud en pozos activos bajo presión. Estos sistemas de disparo y transporte de los mismos también realizan otras funciones de complejidad variable, como por ejemplo liberar y dejar caer los cañones, colocar los empacadores y abrir y cerrar las válvulas. En el futuro, las cargas se podrían incorporar y bajar directamente con el equipo de completación durante la construcción del pozo.

En este artículo se examinan los aspectos principales de los disparos, incluyendo algunos elementos de física básica, las nuevas cargas y métodos de fabricación, la disminución del daño provocado por los disparos, la optimización de los parámetros claves, las técnicas de disparo para completaciones naturales, estimuladas o con control de producción de arena, además de la seguridad y los métodos de transporte de los cañones. También se detallan las razones por las cuales es necesario tener en cuenta las exigencias específicas de las formaciones, los pozos y las completaciones para seleccionar las distintas técnicas de disparo. A través de diversos ejem-

Detonación de la carga

Carga hueca Cuerda de detonaci ón Casco Liner cónico

5 microsegundos

Primer Explosivo principal

25 microsegundos

Efectos de cavidad explosiva Explosivo Objetivo de acero Liner met álico Efecto de cavidad con liner

Efecto de cavidad sin liner

40 microsegundos

50 microsegundos

plos, se demuestra que los diseños especiales para yacimientos específicos y la interacción de los disparos contribuyen a maximizar el rendimiento del pozo. Dinámica de las cargas huecas Los disparos se efectúan en menos de un segundo por medio de cargas huecas que utilizan un efecto de cavidad explosiva, basada en la tecnología de las armas militares, con un revestimiento de partículas metálicas prensadas (liner) para aumentar la penetración (izquierda). Las cargas consisten de un explosivo de alta sentividad y pureza (primer), un casco, un liner cónico y altamente explosivo conectado con una cuerda de disparo. Cada componente debe estar fabricado con tolerancias exactas. El diseño y la fabricación de estas cargas huecas se realiza en el Centro de Completaciones de Yacimientos de Schlumberger (SRC) con sede en Rosharon, Texas, EE.UU., donde también se prueban de acuerdo con estrictos estándares de calidad. Una cuerda de disparo activa el detonador y el explosivo principal. El liner colapsa y se forma un chorro de alta velocidad de partículas de metal fluidizado que es impulsado a lo largo del eje de la carga. Este chorro de gran potencia consta de una punta más rápida y una cola más lenta. La punta viaja a aproximadamente 7 km/seg [4,4 millas/seg] mientras que la cola se mueve más lentamente, a menos de 1 km/seg [0,6 millas/seg]. Este gradiente de velocidad hace que el chorro se alargue de manera que atraviese el revestidor, el cemento y la formación. Los chorros de las cargas erosionan hasta que consumen toda su energía al alcanzar el extremo del túnel del disparo. Los chorros actúan como varillas de alta velocidad y con un alto poder de expansión. En lugar de recurrir al estallido, la combustión, la perforación o el desgaste con abrasivos, la penetración se logra mediante una presión de impacto sumamente elevada; 3*10 lpc [20 GPa] sobre el revestidor y 300.000 lpc [2 GPa] sobre las formaciones. Estas enormes presiones de impacto hacen que el acero, el cemento, la roca y los fluidos del poro fluyan en forma plástica hacia afuera. El rebote elástico daña la roca, deja granos de la formación pulverizados y residuos en los túneles de los orificios recientemente creados. 6

Acabado plano 70 microsegundos

Una fracción de segundo. En un proceso que dura microsegundos, millones de dólares y meses, o años de preparación llegan a su fin cuando el disparo abre un túnel para que los hidrocarburos fluyan dentro del pozo. Las cargas huecas, que tienen la capacidad de liberar energía en forma instantánea en un explosivo, utilizan un efecto de cavidad y un liner metálico para maximizar la penetración (abajo  a la izquierda) . Las cargas huecas constan de cuatro componentes básicos: primer, explosivo principal, liner cónico y casco (arriba a la izquierda) . Una onda explosiva corre a lo largo de la cuerda de disparo, activa el detonador y hace detonar el explosivo principal. Una detonación avanza en forma esférica, 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) .

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5. Klotz JA, Krueger RF y Pye DS: “Effect of Perforation Damage on Well Productivity,” Journal of Petroleum  Technology  26 (Noviembre de 1974): 1303. 6. El 25 de noviembre de 1998, un cañón cargado con cargas nuevas PowerJet de penetración profunda disparado sobre un blanco API alcanzó un promedio de penetración de 54,1 pulgadas [37 cm].

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1,15    s    o    r    a    o    p          ñ    s    a     i     d    d 1,0    n    i    n    o    s    c    n    o    t           ó    r     i    e    c    i    a    b    t    a    e     l    o0,85    p    c    m   e    o    u    c    h  ,     d    a    a    n           ó     d     i     i    v    c 0,7     i    t    a    c    t    e    u    l     d    p    o    r    m    p    o    c    e     d    s    u 0,55    n    s           ó    r     i    e    c    v    a     l    e     R

0,4

densidad en forma constante. Dichos adelantos incluyen el uso de procedimientos estrictos y continuados, de herramientas de precisi ón y un mayor control de calidad (véase "Fabricación y  prueba de las cargas", página 66). Por otra parte, las cargas se prueban disparándolas sobre diferentes materiales —núcleos de areniscas de gran resistencia, concreto est ándar y concreto conforme a las especi ficaciones fijadas por la Sección 1 del Instituto Americano del Petróleo (API)—de manera que el rendimiento no sea optimizado s ólo para los blancos de concreto.

Cargas PowerJet Cargas UltraJet Cargas HyperJet

4

8

12

16

20

24

Espesor de la zona da ñada, pulg  >  Disparo de alto rendimiento. Este gráfico muestra la relación de la produc tividad en una completación con disparos con respecto a la completación a hueco abierto y no dañada para varias profundidades de invasión de la formación. En una zona dañada de 16 pulgadas, con un cañón de Alta Densidad 3 8 pulgadas y cargas PowerJet se obtuvo más del doble de Disparo HSD de 3 ⁄  de productividad que con las cargas de penetración profunda HyperJet y UltraJet utilizadas anteriormente.

Diseño y comportamiento de las cargas Las cargas huecas están diseñadas para generar combinaciones óptimas en lo que respecta al tamaño del orificio y a la penetración, utilizando un mí nimo de material explosivo. Un chorro asimétrico o torcido provoca una reducci ón en el rendimiento de la carga, por lo cual los chorros se deben formar exactamente de acuerdo con las especificaciones del diseño. En consecuencia, la efectividad de las cargas huecas depende de la simetrí a de las mismas y de las caracter í sticas del chorro. Para lograr mayor penetraci ón, es necesario emitir chorros prolongados en forma constante con perfiles de velocidad óptimos. El perfil de velocidad se debe establecer entre ambos extremos del chorro y los chorros de las cargas deben viajar con la mayor velocidad posible. Si el perfil de velocidad es incorrecto, la penetración disminuye. El tamaño del orificio está relacionado con la forma del chorro. Anteriormente, se utilizaban liners de metal sólido, a menudo de cobre, para generar chorros de alta densidad y orificios grandes, lo cual producí a restos de metal que taponaban los orificios. Se pensaba que este fenómeno se compensaba con el diámetro de los orificios y la alta permeabilidad de las formaciones en las que se utilizaban las cargas de orificio grande. La nueva tecnologí a para eliminar los restos de metal y maximizar el área abierta al flujo (AOF, por sus siglas en Ingl és) ha reconsiderado este enfoque. Si bien todav í a se siguen utilizando los liners de cobre s ólido en algunas

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cargas que producen orificios grandes, los diseños más recientes permiten generar los chorros de las cargas sin dejar ningún resto de metal sólido. Penetración profunda —La invasión de los fluidos de perforación y completación puede oscilar entre pocas pulgadas a varios pies. Cuando el daño de la formación es severo y los disparos no atraviesan la zona invadida, la caí da de presión es elevada y la productividad se ve reducida. 5 Los disparos que atraviesan el da ño incrementan el radio efectivo del hueco e interceptan mayor cantidad de fracturas naturales, si las hubiera. La penetración más profunda también reduce la caí da de presión en los intervalos con disparos para prevenir o reducir la producci ón de arena. Las cargas PowerJet son las últimas y más eficientes disponibles y han sido diseñadas y fabricadas para superar el rendimiento de otras cargas por al menos un 20 a 30% en núcleos de areniscas de gran resistencia (arriba a la izquierda). Existen nuevos diseños de liners—en lo que respecta a los materiales y su geometr í a—que logran un mayor rendimiento en cuanto a la penetración (arriba a la derecha). Los liners de las cargas PowerJet están realizados con materiales pulverizados de alta densidad que generan m áxima longitud de descarga y mayores presiones de impacto para maximizar la penetraci ón.6 Si bien es sabido que los liners de alta densidad producen una penetraci ón más profunda, resulta difí cil trabajar con estos materiales. Los adelantos recientes respecto a las posibilidades de fabricación permiten producir liners de alta

Penetración profunda. Para garantizar la optimización del rendimiento sobre blancos que no sean concreto, las cargas huecas se prueban con diferentes materiales: areniscas de gran resistencia, concreto estándar y concreto acorde con la Sección 1 del API. Sin embargo, los diseños y los materiales mejorados proporcionan la mayor parte del aumento en la penetración. En comparación con las cargas de pene tración profunda (arriba) , la nueva línea de liners de materiales pulverizados de alta densidad PowerJet y la nueva geometría utilizada, dan como resultado una velocidad y una longitud óptimas del chorro además de presiones de impacto sumamente elevadas (abajo) .  > 

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En las rocas de gran resistencia, la penetración se ve reducida hasta en un 75% en comparación con los resultados obtenidos sobre el concreto estándar según la Sección 1 del API. Sin embargo, las cargas se pueden fabricar especialmente para adecuarse a formaciones espec íficas.7 Durante el desarrollo de las cargas PowerJet, se inició un proyecto para optimizar la eficiencia de las completaciones en formaciones de areniscas duras en América del Sur. El objetivo consistí a en aumentar la penetraci ón de los disparos en areniscas cuya resistencia a la compresión era de 25.000 lpc [172 MPa]. En estos yacimientos con alta permeabilidad, la porosidad es moderada y las gargantas de los poros son grandes, lo cual contribuye al daño provocado por el fluido. El bajo nivel de penetraci ón combinado con la invasión profunda, resultó en una baja productividad de los disparos que no atravesaban la zona dañada. Para mejorar la producción, se utilizó un sistema dividido en tres etapas. Se reformularon los

fluidos de perforación con el fin de reducir la invasión y el daño, se duplicó el número de disparos y se diseñaron cargas especiales para aumentar la penetración. En un primer paso se rediseñó sólo la geometrí a del liner, lo cual aumentó la penetración de 12,8 a 14 pulgadas [32 a 36 cm]. Sin embargo, todav í a no se habí a alcanzado el objetivo de 16 pulgadas [40 cm]. La penetración aumentó a 15,9 pulgadas optimizando el diseño de la carga explosiva. En las pruebas de campo las cargas especiales permitieron mejorar la producción y la inyección. En un pozo inyector de gas abierto a razón de cuatro disparos por pie con cargas optimizadas se super ó el rendimiento de otros inyectores que ten í an 12 disparos por pie realizados con cargas convencionales. En Australia, dos pozos revestidos con cañerí as de 7 pulgadas fueron reabiertos a trav és 1 de la tuberí a de producción con pistolas de 2 ⁄  8 pulgadas utilizando cargas PowerJet; la producción aumentó de 300 a 780 bppd [48 a 124 m 3 /d] y de 470 a 1550 bppd [75 a 246 m 3 /d]. En otro

Residuo met álico sólido

Partí culas fluidizadas

Orificios grandes. Anteriormente, los liners sólidos que generaban residuos metálicos se utilizaban para producir orificios grandes. Se creía que el  taponamiento de los disparos era compensado por los orificios de diámetro grande y la elevada permeabilidad de la formación. La tecnología que permi te eliminar los restos de metales sólidos y maximiza el tamaño del orificio, o el área de flujo, ha reconsiderado esta teoría. Los liners exclusivos consti tuyen la base de estas cargas PowerFlow. La fotografía de rayos X muestra la formación del chorro de las cargas UltraPack (arriba) y PowerFlow (abajo) . Mientras que el residuo sólido de una carga UltraPack es de gran  tamaño, la carga PowerFlow genera sólo un chorro fluidizado de partículas metálicas.  > 

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caso, un operador en Europa redispar ó  varios pozos con cargas PowerJet para mejorar la productividad y reducir la producci ón de arena. Antes de esta operación se producí an más de 20 litros [2,7 gal] de arena por d í a, mientras que la presión en el cabezal del pozo era de 2000 lpc [13,8 MPa] y las tasas de producción de gas superaban los 2 millones m 3 /dí a [70,6 millones pcs/dí a]. Después del redisparo, se logró  producir gas libre de arena a raz ón de 2,5 millones m3 /dí a a una presión de superficie de 2700 lpc [18,6 MPa]. La eficiencia es importante no s ólo para los pozos productores, sino tambi én para los inyectores. En el sector noruego del Mar del Norte, al redisparar un pozo inyector con cargas PowerJet, la inyectividad del gas aument ó nueve veces, de 17,6 a 159 millones pcs/dí a [500,000 a 4,5 millones m3 /d]. Orificios grandes, menos detritos y opti-  mización de la resistencia del revestidor —La geometrí a exclusiva del liner de las cargas huecas es también la base de las cargas PowerFlow, que generan orificios grandes sin dejar restos de metal sólido (izquierda). Al aumentar el área de flujo mejora el emplazamiento de la grava para el control de la producción de arena y se reducen las restricciones de la caí da de presión causada por la turbulencia caracterí stica de los pozos con altas tasas de producción, especialmente en los productores de gas. Un m étodo de empaque único patentado por Schlumberger, que incluye cargas huecas PowerFlow, genera el área más grande abierta al flujo disponible en la industria, deja al revestidor con una mayor resistencia remanente y minimiza la cantidad de detritos. 8 7. Smith PS, Behrmann LA y Yang W: “Improvements in Perforating Performance in High Compressive Strength Rocks,” artículo de la SPE 38141, presentado en la Conferencia Europea de Daño de la Formación de la SPE, La Haya, Holanda, Junio 2-3, 1997. 8. Brooks JE, Lands JF, Lendermon GM, Lopez de Cardenas JE y Parrott RA: “Perforating Gun Including a Unique 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 cargado con cargas PowerFlow a razón de 18 disparos por pie, efectúo orificios de 1,14 pulgadas [2,89 cm] de diámetro y estableció un récord mundial de área abierta al flujo en el revestidor de 18,5 pulg 2 /pie [391,6 cm2 /m]. 9. Javora PH, Ali SA y Miller M: “Controlled Debris Perforating Systems: Prevention of an Unexpected Source of Formation Damage,” artículo de la SPE 58758, presentado en el Simposio Internacional sobre Control del 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 From Perforation 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.

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Los detritos resultantes de las operaciones de disparo deberí an ser minimizados, ya que constituyen un peligro para la integridad del pozo y la producción. Los restos de los cañones y de las cargas huecas aumentan el riesgo de aprisionamiento, se acumulan en el fondo en los pozos verticales, mientras que en los pozos desviados pueden no alcanzar el fondo o pueden llegar a la superficie y dañar los equipos de producción. Para controlar los detritos se utilizan dos estrategias: El sistema convencional utiliza cascos de zinc que se quiebran en pequeñas partí culas solubles en ácidos, que también se pueden hacer circular hacia afuera. Una posible desventaja del zinc es que produce daño a la formación.9 Las pruebas de laboratorio indican que los fluidos ricos en cloruros y el gas que se filtra en un pozo inactivo pueden combinarse y precipitar un s ólido a partir de los restos de zinc que puede atascar los cañones. Otra desventaja son las vibraciones adicionales de los cañones provocadas por la energí a que se libera cuando el zinc se consume parcialmente durante la detonaci ón de la carga. Debido a estas desventajas, los operadores están dejando de utilizar las cargas con cascos de zinc que producen pequeños detritos. El método de empaque patentado, por Schlumberger, donde los cascos de acero se fragmentan en trozos grandes que se mantienen en el tubo transportador del ca ñón, se está  convirtiendo en la opción preferida (derecha). Los cañones más recientes que generan mayor área abierta al flujo, dejan el revestidor con disparos con una mayor resistencia remanente y producen menor cantidad de detritos, constituyen ejemplos de soluciones especiales para disparar pozos con alta tasa de flujo y empacados con grava. En 1998, Conoco solicit ó un área abierta al flujo mayor de la que se encontraba disponible hasta el momento con cualquier cañón comercial, destinadas a aquellos proyectos distribuidos por el mundo que requieren altas tasas de producción para garantizar su viabilidad comercial. Para satisfacer este requerimiento, Schlumberger desarrolló un cañón PowerFlow de 7 pulgadas para un revestidor de 9 5 ⁄ 8 que produce un área abierta al flujo un 47% mayor que la obtenida con los cañones de orificio grande disponibles anteriormente y un 31% m ás que los del competidor que más se le aproximaba. Al garantizar la adecuada resistencia del revestidor después del disparo, los cañones PowerFlow más nuevos también responden a un aspecto cada vez más importante en el dise ño de la completación; la compactación de la formación a medida que se agota la presi ón del yacimiento

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que puede provocar el colapso del revestidor. Los cálculos con elementos finitos para un revestidor de 95 ⁄ 8 pulgadas abierto con el ca ñón de 7 pulgadas mencionado, indican que la resistencia al colapso del revestidor alcanza el 78% del valor original de un revestidor sin disparos.

Permeabilidad da ñada Un efecto secundario y poco conveniente del disparo es el daño adicional, que se traduce en una zona de baja permeabilidad alrededor de los disparos. El flujo a través de un solo disparo y los

resultados de laboratorio del perme ámetro radial confirmaron y cuantificaron este componente del daño inducido por los disparos. 10 El daño puede comprender tres elementos: una zona triturada, la migración de partí culas finas de la formación y la presencia de detritos dentro de los túneles de los disparos. Las presiones de la onda de vibración desde la cara de la roca hasta el extremo de los disparos fragmentan la roca adyacente y los granos de la matriz de la fractura, lo cual daña la permeabilidad en sitio especialmente al reducir el tama ño de las gar-

Control de los detritos. Un sistema de empaque patentado por Schlumberger permite disminuir el riesgo de que los detritos abandonen el cañón (arriba) . Las cargas huecas se colocan en la posición más cercana posible conforme al tamaño del cañón y la densidad de disparo, de manera tal que no se puedan expandir. El confinamiento estrecho hace que los cascos se quiebren en grandes trozos que permanecen dentro del cañón (abajo) . El hecho de que los orificios de salida del transportador del cañón sean pequeños también minimiza la cantidad de residuos que pueden escapar.

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gantas de los poros (derecha). También se han observado en el laboratorio la migración de las pequeñas partículas generadas por la fragmentación del grano, la disgregación de las arcillas y los detritos de las cargas que bloquean las gargantas de los poros y reducen aún más la permeabilidad. Los estudios muestran que el daño inducido aumenta cuando las cargas explosivas son más grandes.11 El alcance del daño provocado por el disparo depende de la litología, la resistencia de la roca, la porosidad, la compresibilidad del fluido alojado en los poros, el contenido de arcilla, el tamaño del grano de la formación y el diseño de las cargas huecas. 12 La investigación junto con la simulación numérica permiten una mejor comprensión del daño de la permeabilidad en los pozos con disparos, lo cual puede servir para mejorar los diseños de las completaciones. 13 La porosidad de la zona triturada, por lo general, no se ve afectada por el disparo. Al menos en las rocas saturadas, la densidad y la porosidad alrededor de los disparos son bastante similares a las que se observan en la matriz no dañada. Si bien el disparo produce modificaciones sobre las tensiones de la roca y las propiedades mecánicas, no compacta la formación como se creía anteriormente. Además de los derivados de los explosivos, otro mecanismo de daño posible es la inyección transitoria de los fluidos del pozo que pueden provocar problemas de permeabilidad relativa. En las rocas extremadamente duras, las microfracturas creadas durante el disparo pueden servir como trayectorias que en realidad son más permeables que la formación y son capaces de puentear el daño provocado por los disparos. Con 3000 lpc [20,7 MPa] de desbalance, en algunos núcleos de yacimientos y de rocas de afloramien11. Pucknell JK y Behrmann LA: “An Investigation of the Damaged Zone Created by Perforating,” artículo de la SPE 22811, presentado en la Conferencia y Exhibición Anual 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 Shock Damage,” artículo de la SPE 39458, presentado en el Simposio Internacional sobre Daño de la Formación de la SPE, 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 Conferencia Europea sobre Control del Daño de la Formación de la SPE, La Haya, Holanda, Junio 2-3, 1997. 14. Blosser WR: “An Assessment of Perforating Performance for High Compressive Strength Non-Homogeneous Sandstones,” artículo de la SPE 30082, presentado en la Conferencia Europea sobre Control del Daño de la Formación de la SPE, La Haya, Holanda, Mayo 15-16, 1995. 15. Behrmann LA y McDonald B: “Underbalance or Extreme Overbalance,” artículo de la SPE 31083, presentado en el Simposio Internacional sobre Control del Daño de la Formación de la SPE, Lafayette, Luisiana, EE.UU., Febrero 14-15, 1996; también en SPE Production & Facilities  (Agosto de 1999): 187-196.

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Revestidor Cemento Roca no dañada Túnel del disparo Daño de la zona triturada Daño de la formaci ón

Daño provocado por los disparos. Alrededor de los túneles de los disparos se crea una zona de permeabilidad reducida debido al chorro de las cargas huecas. Las presiones de la onda de vibración pulverizan la roca adyacente, fracturan los granos de la matriz, quiebran la cementación intergranular y despegan las partículas de arcilla. La fragmentación de la formación alrededor de los disparos daña la permeabilidad en sitio, en especial al reducir el tamaño de la garganta del poro. Las fotomicrografías muestran la roca no dañada (figura superior) comparada con la microfracturación que se observa en una zona triturada de un disparo (figura inferior) .

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tos de gran resistencia, se han medido valores de factor de daño negativos equivalentes a los de un tratamiento de estimulación. 14 Sin embargo, el daño inducido por las vibraciones en la mayoría de los casos contribuye al factor de daño total, restringe el rendimiento del pozo y puede atenuar las incrementos de producción relacionados con otros parámetros de los disparos tales como el número de los mismos, el tamaño del hueco, el ángulo entre los disparos y su penetración. La zona triturada puede limitar tanto la productividad como la inyectividad. Los finos y los detritos restringen la inyectividad y aumentan la 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 of Underbalance Pressures Necessary to Obtain Clean Perforations Using Tubing-Conveyed Perforating,” artículo de la SPE 14321, presentado en la Conferencia Técnica 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 Conferencia Técnica 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 the Level of Underbalance for Obtaining Clean Perforations,” artículo de la SPE 20636, presentado en la Conferencia Técnica y Exhibición Anual No 65 de la SPE, Nueva Orleáns, Luisiana, EE.UU., Septiembre 23-26, 1990. 21. Hsia T-Y y Behrmann LA: “Perforating Skins as a Function of Rock Permeability and Underbalance,” artículo de la SPE 22810, presentado en la Conferencia Técnica y Exhibición Anual No 66 de la SPE, Dallas, Texas, EE.UU., Octubre 6-9, 1991.

presión de bombeo, con lo cual disminuyen los volúmenes de inyección y se deteriora el emplazamiento o la distribución de la grava y los agentes de sostén para el control de producción de arena o para los tratamientos de fracturación hidráulica. 15 La erosión de la zona triturada junto con la remoción de los detritos en los disparos por medio del flujo desde la formación resultan esenciales para disminuir el daño causado por los disparos y garantizar el éxito del pozo en todos los yacimientos, a menos que sean muy prolíficos. Reducción del daño provocado por los disparos Anteriormente, los disparos se realizaban con lodos o fluidos de alta densidad en condiciones de presión balanceada o de sobrepresión. Hoy en día, es más común utilizar el desbalance para minimizar o eliminar el daño causado por los disparos. Los términos desbalance (o presión inversa), balanceada, sobrepresión y sobrepresión extrema (EOB, por sus siglas en Inglés) se refieren a las diferencias de presión entre el hueco y el yacimiento antes de disparar. Existe un desbalance cuando la presión dentro del pozo es menor que la presión de la formación, en cambio, cuando ambas presiones son equivalentes se describe como condiciones de presión balanceada. La sobrepresión ocurre cuando la presión del pozo es superior a la presión del yacimiento.

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Sobrepresión extrema significa que la presión del pozo excede en gran medida la resistencia de la roca, lo cual produce la iniciaci ón de una fractura o el quiebre de la presión. Tanto la sobrepresión extrema como la fracturaci ón tratan de puntear el daño.16 El potencial de los disparos en condiciones de desbalance fue reconocido recién en la década del 60. En los pozos agujereados con desbalance se notaba una tendencia al incremento de la producción. En la década del 70 y principios de los 80, los investigadores reconocieron que la e ficiencia del flujo en las completaciones con disparos aumentaba cuando se utilizaban presiones con mayor desbalance. Los estudios demostraron que el flujo inmediatamente posterior al disparo limpiaba los disparos y entonces se recomendaron distintos criterios de desbalance. 17 A partir de entonces se han investigado diversos aspectos de los disparos utilizando datos obtenidos en el campo y el laboratorio, los cuales refuerzan constantemente las ventajas derivadas de un flujo inicial para erosionar las zonas trituradas por los disparos y arrastrar los detritos resultantes. En un estudio realizado por Amoco en 1985 se evaluaron 90 pozos que fueron acidificados después de ser agujereados con cañones bajados con las tuberí as de producción en condiciones de desbalance y se estableció una correlación entre la productividad y la permeabilidad para fijar criterios mí nimos de desbalance. 18 Los resultados no indicaban que no existiera daño derivado de los disparos, sólo que la acidificación no era necesaria ni tan efectiva si el desbalance era suficiente. Este estudio fue la fuente principal de

Revestidor Cemento

Daño de la formación

Revestidor

datos de campo para correlacionar el desbalance con la permeabilidad del yacimiento y el rendimiento de los disparos. A partir de estos datos, en 1989 se calcularon las presiones de desbalance mí nimas y máximas basadas en la producción potencial de arena a partir de las velocidades s ónicas para los pozos de gas.19 El estudio original de Amoco se volvió a analizar junto con los nuevos datos. 20 A los efectos de considerar la permeabilidad, la viscosidad y la densidad del fluido, las ecuaciones de desbalance mí nimo se basaban en la velocidad del fluido y en el flujo turbulento a través de los disparos. La desventaja era que este modelo requerí a conocer el espesor de la zona da ñada, el diámetro del túnel en la roca y la viscosidad del fluido. Por otra parte, los resultados de las pruebas recientes no demuestran que el desbalance dependa de la viscosidad. Estos modelos implican que el flujo después de un brote temprano y transitorio, incluyendo el flujo en un estado seudo estable o los pozos fluyentes después de los disparos, es menos importante con respecto a la limpieza del túnel. Sin embargo, el flujo posterior al disparo puede transportar algunos finos hacia el pozo y limpiar mejor los disparos. 21 En algunos casos, esto explica la limitada producci ón de arena que se observa cuando los pozos son puestos en producción. Se cree que la magnitud y duraci ón de la oleada inicial de presión determinan la limpieza del daño de la zona triturada. El flujo instantáneo minimiza la invasión del fluido, afloja la roca dañada y barre los detritos de roca que se encuentran en los túneles de los disparos (abajo). Cuánto se afloja el material depende principal-

Formación no dañada

Disparo balanceado

Residuos del disparo

Zona triturada y compactada de baja permeabilidad

Formación no dañada

Disparo con presi ón inversa de 3000 lpc

Cemento

Daño de la formación

Zona de baja permeabilidad y residuos del disparo expulsados por el brote del fluido de la formaci ón

Disparo en desbalance. En un disparo con sobrepresión o condiciones de presión balanceada sin limpieza y antes del flujo, el túnel está taponado por los fragmentos de roca y los detritos (arriba) . El flujo de producción puede remover algunos residuos, pero buena parte de la zona triturada de baja permeabilidad se mantiene. La oleada inicial generada por un desbalance adecuado durante el disparo permite barrer los detritos y erosionar la zona triturada (abajo) .

 > 

Verano de 2000

mente de la magnitud del desbalance. Al brote de alta velocidad le sigue un flujo seudo estable, que resulta menos efectivo porque las tasas y las fuerzas de arrastre asociadas son menores que las generadas durante la oleada transitoria inicial. El volumen del fluido y el flujo que le sucede más adelante se consideran secundarios. Los desbalances de presión necesarios para lograr una limpieza efectiva de los disparos y reducir el daño de la permeabilidad se han cuantificado mediante pruebas de un solo disparo y pruebas de flujo que proporcionan una comprensión básica del mecanismo de reducción del daño.22 Inmediatamente después de disparar en condiciones de desbalance, se produce una descompresión instantánea de los fluidos del yacimiento alrededor del disparo. En este momento, las fuerzas dinámicas—diferencial de presión y arrastre—que reducen el daño de la permeabilidad erosionando y removiendo los granos de la formación fracturada de las paredes de los túneles son más pronunciadas. Las velocidades de la oleada transitoria dependen del desbalance y de la permeabilidad de la formación. El diferencial de presión necesario para crear ori ficios limpios y efectivos depende de la permeabilidad, la porosidad y la resistencia de la roca además del tipo y el tamaño de la carga. Por ejemplo, las cargas de penetración profunda causan menos daño que las cargas que producen grandes orificios. Cuando el desbalance se encuentra por debajo del nivel óptimo, el daño de los disparos y la tasa de flujo por disparo resultan variables, y la mayor parte de los datos sugiere que para poder minimizar o eliminar el daño provocado por los disparos, las presiones de desbalance deben ser superiores a las que se utilizan habitualmente en los 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 Perforation Damage in Weak Sandstone: Initial Results,” artículo de la SPE 24770, presentado en la Conferencia Técnica y Exhibición Anual No 67 de la SPE, Washington DC, EE.UU., Octubre 4-7, 1992. Bartusiak R, Behrmann LA y Halleck PM: “Experimental Investigation of Surge Flow Velocity and Volume Needed  to Obtain Perforation Cleanup,” artículo de la SPE 26896, presentado en la Conferencia y Exhibición Regional Oriental de la SPE, Pittsburgh, Pennsylvania, EE.UU., Noviembre 2-4, 1993. También en Journal of Petroleum  Science and Engineering  17 (1997): 19-28. 23. Behrmann et al, referencia 10. Mason JN, Dees JM y Kessler N: “Block Tests Model  the Near-Wellbore in a Perforated Sandstone, artículo de 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.

61

> Criterios de desbalance. El desbalance es ampliamente aceptado como el mé todo más eficiente para obtener disparos limpios. Los criterios de desbalance óp timo de presión han aumentado en forma substancial a lo largo de la última década como resultado de cientos de pruebas de laboratorio. Las observaciones de campo realizadas por King et al desarrollaron criterios basados en la eficiencia de la acidización de las areniscas. Behrmann estableció una correlación entre los datos de laboratorio y la fuerza de arrastre viscoso para remover las partí culas finas (izquierda) . Las pruebas de laboratorio confirman que para limpiar los disparos se necesita un mayor nivel de desbalance (derecha) .

Desbalance óptimo versus permeabilidad 10.000

Desbalance de 1500 lpc

   c    p     l  ,    o    m     i    t    p           ó

   e 1.000    c    n    a     l    a     b    s    e     D

Desbalance de 1000 lpc Behrmann (1995) King (1985)

100

1

10

100

1.000

Laboratorio de avanzada para el estudio del disparo de núcleos

Válvula del micrómetro Diferencial de presi ón de poro del hueco Presión del hueco Placa de disparo que simula el conjunto revestidor-cemento Conductores del disparo

Pistola con carga hueca Muestra del núcleo Hueco simulado Cámara de confinamiento

Acumulador de 5 galones conectado al hueco

   a    t    a     i     d    e    m    n     i    a    t    o    s   c    e   e    u   u    p    h    s    l    e   e     R    d

Manómetros de cuarzo de respuesta rápida

Acumulador de 30 galones    s    a     l    s    e   a     d     d    i    p    o    t           á    n   r    e   s     i    t    m   a    a   s    n   e     i     f    u    n   p    o   s     C   e    r

Muestras simuladas de núcleos del yacimiento

Pruebas de flujo en disparos individuales. El laboratorio avanzado de flujo perteneciente al SRC incluye dos contenedores para investigar el flujo en los disparos en condiciones que incluyen la sobrepresión 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 admite núcleos de hasta 11,5 pulgadas de diámetro y 24 pulgadas de longitud. Esta disposición permite realizar pruebas de flujo a través de núcleos de afloramientos o de yacimientos orientados desde la posición horizontal a la vertical (abajo) .

 > 

62

10.000

Permeabilidad, mD

Si bien en un primer momento se produce un flujo turbulento con los fluidos de baja viscosidad, los resultados de las pruebas indican que la turbulencia no es una condici ón necesaria para la limpieza del orificio. En cambio, la limpieza del daño de la permeabilidad alrededor del disparo hoy se relaciona con el arrastre viscoso. 24 Los factores principales son el diferencial de presi ón y el flujo radial subsiguiente, transitorio y ligeramente compresible, ya sea laminar o turbulento, que constituí a el punto de partida para obtener ecuaciones semiempí ricas de desbalance y factor de daño con los datos hist óricos. Cuando se combinan las ecuaciones emp í ricas y teóricas obtenidas, se puede calcular el desbalance óptimo para daño o factor de daño nulo en caso de que se utilice un desbalance inferior al óptimo. El factor de daño provocado por un solo disparo se puede utilizar en simuladores de flujo para obtener el factor de da ño total del disparo y evaluar o comparar las diferentes opciones de disparo. Esta metodologí a, que hoy en dí a constituye el criterio m ás ampliamente aceptado para calcular el desbalance necesario para obtener ori ficios con factor de daño cero, surge como resultado de m ás de una década de investigaciones en aras de la optimización de la limpieza de los disparos. Cuando se calculan con este método los valores de desbalance necesarios son de dos a cuatro veces más grandes que los que resultan de los criterios utilizados previamente (arriba). Debido a que el desbalance impacta el rendimiento de los disparos y la productividad del pozo, resulta esencial entender la din ámica de los fluidos involucrados. Si se comprende 24. Behrmann LA: “Underbalance Criteria for Minimum Perforation Damage,” artí culo de la SPE 30081, presen tado en la Conferencia Europea sobre Daño de la Formación de la SPE, La Haya, Holanda, Mayo 15-16, 1995;  también en SPE Drilling & Completion  (Septiembre de 1996): 173-177. 25. Behrmann et al, referencia 13.

Oilfield Review

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 se encuentran sometidos a tensión hidrostá tica. 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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cómo actúan las vibraciones, las presiones y el flujo de los fluidos, se podrá seleccionar un nivel de desbalance óptimo y diseñar las herramientas de fondo adecuadas. El laboratorio de flujo avanzado que se encuentra en el SRC incluye dos contenedores de pruebas para investigar el flujo en los disparos y otras operaciones de completaci ón bajo condiciones de fondo que incluyen tensiones de sobrecarga, además de la presión de poro y del hueco (página previa, abajo). Esta disposición les permite a los investigadores disparar y fluir por un solo disparo en afloramientos o núcleos del yacimiento orientados

Presión del hueco

   c    p     l  ,    n           ó     i    s    e    r     P

desde una posición horizontal hasta la vertical con cualquier sistema de disparo. El flujo bifásico de petróleo y agua y el flujo de gas seco se pueden evaluar a tasas constantes con un registro continuo de las mediciones de presi ón absoluta y diferencial. Los orificios se pueden examinar con una sonda provista de un video a color durante el flujo a través del núcleo mientras se encuentra bajo tensi ón hidrostática (arriba). También se pueden evaluar otras operaciones, como la inyecci ón de grava y la acidificación. La dinámica del hueco se puede simular para medir las presiones transitorias, la oleada inicial y las vibraciones causada por los disparos.

Desbalance

Tasa de flujo

6000

80

4500

60

3000

40

   g    e    s     /    m    c  ,    o     j    u     l     f    e     d    a    s    a     T

          3

1500

20

0

0

-1500 -3000 0,001

-20

0,01

0,1

1 Tiempo, seg

10

100

-40 1000

Respuestas tí picas de disparo con desbalance de presión y tasas de flujo en función del tiempo. Los datos fueron obtenidos a razón de 2000 muestras/seg en pruebas de flujo con disparo individual, bajo condiciones 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 cual permite cierto flujo (verde) dentro de los disparos. A medida que los gases de detonación entran en solución y el cañón vací o se llena de fluido, la presión del hueco vuelve a caer provocando una oleada inicial transitoria dentro del pozo. Se considera que este flujo inicial reduce el daño y la caí da de permeabilidad en la zona triturada. Luego de la oleada inicial transitoria de alta velocidad sobreviene una oleada en estado seudo estable, que podrí a arrastrar la roca suelta y los detritos de las cargas hacia el pozo y limpiar los disparos. La oleada continúa hasta que las presiones del pozo y del yacimiento se ecualizan; es decir se alcanzan condiciones de desbalance cero o balance. Estas mismas respuestas 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 sobrepresión, el flujo proviene del pozo y se dirige hacia la formación.

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Verano de 2000

La tasa y la duración de la oleada inicial se controlan por el desbalance inicial, la permeabilidad de la formación, el daño provocado por los disparos, la profundidad del daño de la formación en las proximidades del hueco y la naturaleza de los fluidos del hueco y del yacimiento. Los datos transitorios obtenidos inmediatamente despu és del disparo, no adquiridos previamente debido al costo y a la dificultad de obtener estas mediciones, les permiten a los investigadores comprender el mecanismo de los disparos en condiciones de desbalance (abajo).25 La presión del hueco, el diferencial de presi ón entre el yacimiento y el hueco, y los datos de oleada inicial registrados con resoluciones de milisegundos, indican un corto per í odo de inyección en los disparos asociado con una sobrepresión transitoria debida a la inyección de los gases de detonación provenientes del cañón. La magnitud del diferencial de presión que impulsa la inyección de este fluido depende del tama ño de la carga y de la permeabilidad de la muestra de la roca. El disparo en condiciones de desbalance ha evolucionado como resultado de las investigaciones realizadas con el fin de pronosticar el diferencial de presión para minimizar el daño provocado por los disparos. Sin embargo, se debe evaluar la probabilidad de que exista producción de arena, el colapso del revestidor, los movimientos del cañón y el aprisionamiento de las herramientas, con respecto a los bene ficios potenciales. Los lineamientos del dise ño incluyen el desbalance mí nimo de presión necesario para la limpieza del disparo, el desbalance de presión máximo para evitar el arenamiento y los colchones de fluido—una columna de gas o de lí quido—o anclajes mecánicos para minimizar el movimiento de la herramienta.

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Optimizaci ón de los par ámetros del disparo La remoción del daño y la limpieza de los disparos constituyen elementos importantes dentro del diseño de los disparos y la ejecuci ón de los mismos, pero también se deben tener en cuenta el diámetro y la longitud del t únel dentro de la formación, la densidad de disparo o el n úmero de orificios especificados como disparos por pie (dpp), la orientación o fase de los disparos —el ángulo existente entre los ori ficios—y el tamaño del orificio de entrada en el revestidor y en el cemento (abajo). La caí da de presión provocada por el daño del disparo depende de dos par ámetros fundamentales: la permeabilidad de la formación y el espesor de la zona triturada. Las completaciones de pozos presentan diferentes requerimientos con respecto a los disparos. Después del disparo, algunos pozos producen naturalmente grandes vol úmenes y no necesitan estimulación ni manejo de la arena durante la completación. Estas completaciones naturales están asociadas con areniscas permeables, de alta porosidad y gran resistencia y con carbonatos con poco daño de la formación y una adecuada conductividad de la matriz. La longitud y densidad de los disparos constituyen los parámetros predominantes que dictaminan la productividad en estas aplicaciones. Los disparos deben atravesar el daño inducido por la perforación y la invasión de los fluidos. Como regla práctica, para establecer una conexión efectiva 26. Brooks JE: “A Simple Method for Estimating Well Productivity,” artí culo de la SPE 38148, presentado en la Conferencia Europea sobre Da ño de la Formación, La Haya, Holanda, Junio 2-3, 1997. 27. En la fracturación hidráulica, se inyecta un fluido a presiones superiores a la tensi ón de ruptura de la formación para crear una fractura, que se extiende en direcciones opuestas desde el pozo. Las alas de la frac tura se propagan en forma perpendicular al plano de mí nima tensión de la roca, en un plano preferencial de fracturaci ón. Un agente de sostén, que por lo general es arena, hace que se mantengan abiertos estos conduc tos que aumentan la efectividad del radio del pozo, permitiendo el flujo lineal dentro de la fractura y hacia el pozo. En los tratamientos de la matriz, se inyecta un ácido por debajo de las presiones de fracturación para disolver el daño inducido o natural que tapona las gargantas de los poros. La fracturación ácida que, por lo general, no incluye el uso de agentes de sost én, establece la conductividad en los carbonatos por erosi ón ácida diferencial de superficies no uniformes que mantienen las fracturas abiertas. 28. Una entrada limitada implica bajas densidades de disparo—1 dpp o menos—en una o más zonas con resis tencias y permeabilidades diferentes para garantizar el emplazamiento uniforme del ácido o del agente de sos tén al limitar los diferenciales de presión entre los intervalos agujereados. El objetivo consiste en maximizar los resultados de la estimulación. Se pueden utilizar selladores de goma para bloquear los disparos abiertos y aislar los intervalos una vez que han sido estimulados, de manera que se pueda tratar el pr óximo intervalo. Dado que los disparos deben estar completamente sellados, el diámetro del orificio y la uniformidad son importantes. 29. Behrmann et al, referencia 1.

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con la roca no dañada, es necesario lograr una penetración profunda, que atraviese por lo menos el 50% del daño. La densidad de disparo y la orientación o fase también desempeñan roles importantes. El aumento de la densidad de disparo reduce el da ño provocado por los disparos y los pozos producen a presiones inferiores. Si las formaciones son laminadas o tienen un alto grado de anisotropí a—grandes diferencias entre las permeabilidades verticales y horizontales —es necesario que la densidad de disparo sea elevada. A medida que el factor de da ño se aproxima a cero, la densidad de disparo adquiere mayor importancia. Las cargas orientadas reducen la ca í da de presión cerca del pozo al proporcionar conductos de flujo en todas las caras del pozo. En el caso de las formaciones naturalmente fracturadas, la orientación múltiple de las cargas de penetración profunda permite interceptar un mayor número de fracturas. Si las fracturas naturales son paralelas, los disparos orientados resultan más convenientes.

Si bien resulta útil para calcular la productividad del pozo y evaluar el efecto de los par ámetros del disparo entre los diferentes ca ñones, el análisis computarizado algunas veces empa ña la interacción y la importancia relativa de los parámetros correspondientes, ya que al agrupar ciertos parámetros se ponen de manifiesto las dependencias subyacentes entre los mismos. Este tipo de análisis permitió  desarrollar un método simple para estimar la productividad de las completaciones naturales con disparos. 26 Al combinar los parámetros del disparo y de la formación en un grupo único adimensional, se obtiene un cálculo rápido de la productividad sobre diversas variables que coinciden con los cálculos analí ticos establecidos en los programas de computación disponibles en el mercado. Este método, aplicable para los disparos que atraviesan el daño de la formación en un esquema en forma de espiral, considera que las principales variables que rigen la productividad son: la longitud del disparo, la densidad de disparo, el diámetro del túnel, el diámetro en la

Diámetro de la zona da ñada Diámetro del hueco abierto

Diámetro de la zona triturada Diámetro del túnel del disparo

Espaciamiento entre los orificios  (dependiente de la densidad de disparo) Longitud del disparo

Angulo de fase

Parámetros del disparo. Para que resulten efectivos, los disparos deben atravesar el daño inducido por la perforación y la invasión del fluido en el pozo. El rendimiento de las cargas huecas se define por el  tamaño 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 formación, la longitud del orificio, la densidad de disparo, el daño provocado por el disparo que se mantiene después del brote generado por el desbalance, y la relación entre las permeabilidades verticales y horizontales (anisotropí a). 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.  > 

Oilfield Review

Cañón o pistola ideal 2P + D

D P N= ∞

N=8

N=4

Un mé todo simple para estimar la productividad del pozo. La productividad máxima de un pozo se define por un cañón ideal con densidad de disparo infinita, que agranda el diámetro efectivo del hueco (D) por la longitud del orificio, o profundidad de penetración (P). En las completaciones naturales, este lí mite teórico de flujo se utiliza para definir la eficiencia del sistema de disparo para aquellos orificios que atraviesan el daño de la formación siguiendo un esquema en forma de espiral.

 > 

100     %  ,     d    a     d     i    v     i    t    c    u     d    o    r    p    a     l    e     d    a     i    c    n    e     i    c     i     f     E

80 60 P = penetración N = densidad de disparo d = diámetro del disparo α = relación de anisotropí a

40 20 0 0,1

1

10

100

1000

Factor adimensional, β0 = PN3/2d1/2α-5/8  > 

La eficiencia de la productividad comparada con el factor adimensional de disparo.

pared del hueco, el da ño local de la formación alrededor del pozo, el daño de permeabilidad inducido por los disparos y la anisotropí a de la permeabilidad. La máxima relación teórica de productividad del pozo se define por medio de un ca ñón ideal con densidad de disparo in finita que permite agrandar el radio del hueco por una distancia equivalente a la penetración del disparo (arriba). Así  se establece la productividad teórica que se puede obtener para una completaci ón natural con disparos y se define la eficiencia de productividad máxima de los sistemas de disparo en términos de un factor adimensional. La aplicación práctica de este método reside en determinar el efecto de los parámetros, combinados, el desbalance, el mejoramiento de la productividad y los par ámetros económicos de las operaciones de disparo. Resulta evidente que tanto la penetraci ón como la densidad de disparo son importantes para las completaciones naturales. La penetraci ón tiene un efecto proporcional que aumenta a medida que el disparo atraviesa el da ño de la formación. La densidad de disparo tiene un efecto exponencial de 1,5. Por otra parte, teniendo en cuenta que el daño provocado por el disparo es inversamente proporcional al factor adimensional, se deberí a reducir cuando se dispara con el diferencial adecuado de desbalance de presi ón.

Verano de 2000

En los casos en que no se puede alcanzar una penetración profunda, una densidad de disparo elevada resulta particularmente efectiva. En las completaciones naturales, el diámetro del túnel en la formación es el menos importante de los parámetros del disparo y, por lo general, se produce un aumento del tamaño del orificio en detrimento de la penetración. Un aumento del 10% en el diámetro significa una disminución de la penetración de alrededor del 20%, mientras que el factor adimensional se reduce en un 15%. Otra razón que lleva a restar importancia al tama ño del orificio cuando se seleccionan cañones para las completaciones naturales es que los chorros de las cargas que abren huecos grandes tambi én pueden provocar daño adicional. Cuando el flujo se ve reducido debido a la anisotropí a elevada, al daño causado por los disparos o al daño de la formación, se puede solucionar parcialmente seleccionando un cañón con el mayor factor adimensional, ya sea por penetración profunda, alta densidad de disparo, reducción del daño por desbalance o una combinación de estos factores. Las mejores estrategias son aquellas que proporcionan niveles de e ficiencia de la productividad cercanos al 100% (arriba, figura inferior).

Completaciones estimuladas Los tratamientos de fracturación y acidificación, en forma individual o combinados, estimulan la productividad del pozo. 27 Para que la estimulación de un pozo resulte efectiva es necesario que exista una comunicación en la mayor cantidad posible de los disparos, raz ón por la cual las operaciones de disparo se realizan con un desbalance óptimo, con técnicas de entrada limitada, o bien utilizando esferas sellantes o pares de empacadores de conexión que desví an el curso de los fluidos de estimulación en forma mecánica, para garantizar que los disparos se encuentren abiertos. 28 En lugar de crear fracturas hidráulicas largas en una formación, la sobrepresión extrema también constituye una opción para mejorar la comunicación entre los disparos y el yacimiento. Se puede disparar en condiciones de extrema sobrepresión antes de realizar la estimulación por fracturación para reducir la presi ón de ruptura. 29 Dado que la fracturación hidráulica a menudo se realiza en zonas de baja permeabilidad, el desbalance mí nimo necesario para eliminar el da ño provocado por los disparos puede resultar sumamente elevado. Por otra parte, para garantizar la remoción del daño de los disparos y los detritos se requiere un desbalance máximo y, si el daño no se elimina, los residuos pueden formar un revoque que limita la inyectividad de los disparos. El flujo entrante, por lo general, no se ve afectado, pero la restricción puede provocar el aumento de las presiones durante la inyección. Si el daño del disparo no se remueve antes de la fracturaci ón, podrí a ser necesario realizar una acidi ficación. Cuando se seleccionan cargas huecas para aplicaciones de fracturación se deben balancear los beneficios de la penetración y el tamaño del hueco. Si bien puede ocurrir que no sea necesario que los disparos penetren más de seis pulgadas dentro de la formación, los orificios deben tener el tamaño adecuado para evitar los desbordes del agente de sostén, u obturación en los disparos o cerca de los mismos. El desborde prematuro limita la longitud de la fractura y los volúmenes del agente de sostén que se pueden colocar. Para prevenir los desbordes cuando se utiliza agente de sostén con concentraciones entre moderadas y altas, el di ámetro del disparo debe ser por lo menos seis veces mayor que el diámetro promedio de las partí culas de agente de sostén. En realidad, se prefiere utilizar un diámetro que sea de 8 a 10 veces superior que el diámetro promedio de las partí culas para compensar posibles variaciones en el rendimiento de las cargas y la posición del cañón. (continúa en la página 68)

65

Fabricación y prueba de las cargas

En la mayor parte de las cargas utilizadas por Schlumberger los liners sólidos han sido reemplazados por mezclas de partículas metálicas pulverizadas y prensadas, inhibidores de corrosión y lubricantes que facilitan el fluir de las partículas pulverizadas. En el Centro de Completaciones de Yacimientos de Schlumberger (SRC) con sede en Rosharon, Texas, los liners y  las cargas se producen en una serie de operaciones de prensado (abajo). Con los componentes pulverizados se forma un cono utilizando un punzón mecánico. Por lo general, se utilizan partículas pulverizadas de cobre, tungsteno, estaño, zinc y plomo para producir la densidad de chorro y la velocidad necesarias, que son las propiedades críticas para el rendimiento de los disparos. El explosivo principal se vierte en un

casco, se nivela y se prensa con una gran carga  para lograr la densidad óptima. Por último, se prensa un liner en el explosivo para completar la carga. Si bien parece simple desde un punto de  vista conceptual, la fabricación de las cargas huecas requiere una gran precisión. Los componentes de la carga—el casco, el primer, el explosivo y el liner—deben ajustarse a  estrictos estándares de calidad y deben ser fabricados con niveles de tolerancia muy estrictos para garantizar que los chorros perforantes se formen exactamente de acuerdo con las especificaciones del diseño. El colapso de un liner no uniforme provoca irregularidades en las densidades, las formas y los perfiles de velocidad de las descargas, lo cual perjudica el tamaño y la 

Fabricación del liner Punzón para el prensado del liner    o     d    e   a    s     d     l    n    o   r    e    p     M    e     d

                 s                  a                        l                  u                           c      í                      t                  r                  a                        P

Liner terminado

Fuerza de empuje                  r                  e                  n                        i                        l                        l                  e                        d                  s                  a                        d                  a                  z                        i                  r                  e                  v                        l                  u                  p      

Eyector del liner 1 Se colocan las partículas pulverizadas del liner en el eyector

   o     d    e   a     d   s     l    n    o   e    r    p     M    e     d

Pólvora explosiva

   r    e    n     i     l

Eyector del liner 2 Se presiona con fuerza el liner

Molde de carga 3 El liner terminado se eyecta desde el molde

Casco

Eyector del casco

4 La pólvora explosiva se coloca en el casco de carga

Fuerza de prensado Grano explosivo

5 Se pre-moldea la pólvora explosiva

66

Fuerza de prensado    a   r    a    r    e    a    d    p    l    n   o     ó    z    m      n   e    u   r     P   p

Carga del explosivo

Fuerza de prensado

   r    a    t    r    e    s    n   r     i    e    a    n    r    i    a    l    p    l    e    n     ó    z    n    u     P

Herramientas de fabricación. Para mantener la  tolerancia correcta, Schlumberger produce y mantiene matrices, punzones mecánicos y equipos de  precisión para los que existe un taller de maquinarias interno con los últimos adelantos tecnológicos.

forma del orificio, y reduce drásticamente el rendimiento. Para mantener las tolerancias correctas, las herramientas de fabricación de gran precisión se construyen y se mantienen en un taller de maquinarias de última generación (arriba). Por medio de operaciones de prensado computarizadas se garantiza un alto nivel de calidad y se minimizan las posibles variaciones. La fabricación de las cargas está controlada  por computadora, pero existe intervención humana en el manejo de los liners, la verificación de la existencia de grietas, las inspecciones  visuales y la limpieza de las herramientas. Los técnicos fabrican y empacan millones de cargas por año. Se utiliza un sistema de trabajo en equipo con funciones localizadas en una sola  área, lo cual facilita la eficiencia de la fabricación y permite optimizar el rendimiento de las cargas. El proceso de fabricación se acelera  mediante la organización en áreas de trabajo divididas en varios compartimientos, lo cual proporciona la flexibilidad necesaria para poder ajustarse a los frecuentes cambios en los < Fabricación de las cargas huecas. Hoy en día, la 

Carga del explosivo

   r    a    r    a    e    a    d    p    l    n   o     ó    z    m      n   e    u   r     P   p

 > 

   r    e    n     i     L

Carga terminada

6 7 8 Se moldea la pólvora Se inserta el liner y La carga terminada se eyecta explosiva a una forma cónica se prensa contra el explosivo del molde de carga

mayor parte de los liners son mezclas de partículas metálicas pulverizadas, inhibidores de corrosión y  lubricantes que facilitan el fluir de las partículas  pulverizadas (arriba). En una serie de operaciones de prensado, estas partículas pulverizadas toman la   forma de un cono utilizando un punzón y un molde mecánicos ( centro—pasos 1-3). El armado de una  carga hueca consiste en colocar un primer en la  base de un casco y verter el explosivo principal ( centro—paso 4). A continuación, el explosivo  principal se nivela y se prensa con grandes cargas hasta alcanzar la densidad óptima ( abajo—pasos 5 y 6). La carga se completa presionando un liner dentro del explosivo ( abajo—pasos 7 y 8).

Oilfield Review

 > 

Funciones de la fabricación. Los equipos de técnicos capacitados arman y empacan millones de cargas por año. Para facilitar la fabricación eficiente  y de alta calidad y el comportamiento óptimo de las cargas, las operaciones de prensado del liner y  recargado de las cargas se concentran en un solo lugar (arriba). Las áreas de trabajo divididas en  varios compartimientos otorgan flexibilidad y la  capacidad de responder en forma rápida a las necesidades cambiantes de las operaciones de disparo. Una habitación de pesaje especial se utiliza para  controlar cuidadosamente el contenido explosivo de las cargas huecas (abajo).

Garantía de calidad. Se mantiene un estricto control de todos los materiales desde los cascos de acero y las partículas metálicas pulverizadas hasta los explosivos y las herramientas mecánicas utilizadas  para fabricar las cargas. Un despliegue en tiempo real les permite a los técnicos identificar rápidamente las desviaciones ocurridas en el proceso de  fabricación y una base de datos registra cada una  de las cargas. Estos registros se utilizan para super visar las operaciones diarias y permiten cuantificar los avances del proceso de manera tal que los nue vos procedimientos que afecten el rendimiento de los disparos puedan ser implementados en todo el  proceso de fabricación de otras cargas.  > 

Verano de 2000

requerimientos de las completaciones de los pozos (izquierda). Los parámetros de fabricación se despliegan en tiempo real para poder detectar posibles desviaciones durante el proceso. El control de calidad se mantiene sobre todos los materiales utilizados en la fabricación de las cargas, desde los cascos y las partículas metálicas pulverizadas hasta los explosivos. El control de todas las cargas se realiza por medio de una  base de datos que incluye los números de serie, tarjetas de historial, diseños asociados e información histórica (abajo). Estos registros permiten controlar día a día la calidad de producción de las cargas huecas y resalta las mejoras de fabricación que influyen en el rendimiento de las cargas. Por ejemplo, ciertos procedimientos iniciados mientras se desarrollaban nuevas cargas de penetración profunda fueron implementados en otras cargas, con lo cual se logró mejorar su rendimiento. Los sistemas de disparo se prueban de acuerdo con los procedimientos determinados por la norma RP 43, 5ta. Edición de la Sección 1 del Instituto Americano del Petróleo (API).1 Las nuevas normas RP 19B son compatibles con la  RP 43, pero se exige una mayor revisión para  prevenir inconsistencias en los blancos de disparo.2 La arena utilizada en los blancos de concreto se especifica como mallado americano 16/30. Este cambio, que se encuentra en proceso de implementación, fue aprobado recientemente con el fin de solucionar discrepancias en las pruebas de profundidad de penetración originadas en las grandes variaciones en los tamaños de los granos de arena utilizados para fabricar los blancos de concreto.3 Schlumberger realiza las pruebas API en el SRC sobre grandes blancos de concreto (derecha). Estas pruebas incluyen la certificación de nuevas cargas, además de la recertificación periódica, para garantizar que los datos publicados representen efectivamente las cargas que se están produciendo en ese momento. Las instalaciones donde se realizan las pruebas API también se utilizan para pruebas especiales de los clientes que incluyen blancos del tipo de los incluidos en la Sección 1 del API. Resultan de gran interés las pruebas especiales que comprenden diversas geometrías del revestidor o de la completación que no se encuentran dentro de la configuración estándar de la norma RP 43 del API. (continúa en la próxima página)

Revestidor Cañón Agua Briqueta de prueba

Cemento de 28 d í as

Receptáculo de acero

 > 

Pruebas de las cargas huecas. En el centro SRC, Schlumberger lleva a cabo las pruebas API sobre grandes blancos de concreto (arriba). Las pruebas incluyen tanto la certificación de nuevas cargas como la recertificación periódica de las cargas existentes. Las instalaciones de pruebas API se utilizan  para pruebas especiales de clientes que incluyen blancos del tipo de los comprendidos en la Sección 1 del API y pruebas que involucren distintas configuraciones de revestidores y completaciones de  pozos que difieran de las que se ajustan a la  configuración RP 43 del API (abajo). Las com pañías petroleras utilizan estas instalaciones y el resto del SRC en forma habitual para llevar a cabo  pruebas especiales. 1. El Instituto Americano del Petróleo (API) consulta con la industria del petróleo y el gas, considera las sugerencias y la información que recibe de las compañías de servicios, los operadores y las organizaciones científicas y recomienda procedimientos para equilibrar las necesidades, la tecnología y las opiniones de los proveedores de servicios dentro de la industria petrolera. 2. La norma RP 19R, Primera Edición, del API es una versión revisada de la RP 19B, según la cual las pruebas se programan y se registran en el API y pueden ser presenciadas por terceros. La norma RP 19R tiene la ventaja de que las compañías fabricantes se comprometen a programar y registrar las pruebas, las que merecen un mayor grado de confianza que durante la vigencia de la norma RP 43. 3. Brooks JE, Yang W y Behrmann LA: “Effect of Sand-Grain Size on Perforator Performance,” artículo de la SPE 39457, presentado en el Simposio Internacional sobre Control del Daño de la Formación de la SPE, Lafayette, Luisiana, EE.UU., Febrero 18-19, 1998.

67

En los comienzos de un nuevo ciclo de producción, se dispara un mínimo de dos cargas sobre los blancos construidos de acuerdo con los estándares de Schlumberger utilizando transportadores de cañones reales en un claro (stand-off) de agua que simula las condiciones de fondo. Estos blancos de concreto tienen una r esistencia  a la compresión mínima de 5000 lpc [34,5 MPa]. La penetración esperada se calcula sobre la  base de la Sección 1 del API y se establece una  exigencia de penetración mínima para la fabricación. La producción completa comienza una   vez que los resultados de las pruebas indican que se han superado los requerimientos mínimos. Para controlar la calidad de la carga se realizan mediciones repetidas de la penetración total del blanco y del tamaño mínimo y máximo del orificio de entrada. Durante el ciclo de fabricación, se realizan pruebas periódicas para confirmar que se están respetando las especificaciones de funcionamiento establecidas con respecto a los estándares de penetración y tamaño del orificio. Las muestras se prueban cada 240 cargas en los ciclos largos y cada 120 cargas en los ciclos más cortos asociados con las cargas de alta temperatura. Para verificar la integridad del casco y el liner se realiza una prueba de vibración o caída,  y también se comprueba la sensibilidad de la  transferencia balística. Se realizan mediciones detalladas acerca de todos los componentes sobre grupos de cargas escogidas en forma aleatoria. Se almacenan algunas cargas de cada ciclo de fabricación con el fin de realizar auditorías. Durante este período, se extraen cargas de los bunkers de almacenamiento y se disparan a  intervalos regulares para comprobar los efectos de envejecimiento de las cargas. Las auditorías internas también verifican el funcionamiento correcto de las cargas. Las instalaciones del SRC destinadas a realizar pruebas, si bien se utilizan principalmente para evaluar las cargas nuevas y calificar los equipos de disparo, también están disponibles para que las compañías petroleras hagan uso de las mismas para el planeamiento de las completaciones y el análisis de condiciones de pozos difíciles. Además de mejorar el rendimiento de los cañones, la posibilidad de realizar pruebas estándares y especiales les permite a los investigadores y a los clientes adquirir confianza en las técnicas de disparo, verificando que los sistemas funcionen en forma continua en las condiciones de temperatura y presión registradas a lo largo de toda la operación.

68

10 9    n     l    m     /     l     b     b  ,    o    r    a    p    s     i     d    r    o    p    n           ó     i    c    c    e    y    n     i    e     d    a    s    a     T

8

Caí da de presión de 25 lpc Caí da de presión de 50 lpc Caí da de presión de 100 lpc Caí da de presión de 200 lpc

7 6 5 4 3 2 1 0 0

0,2

0,4

0,6

0,8

1

Diámetro del disparo, pulg  >  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 para los diseños de estimulación por fracturación dependen de la tasa de inyección por disparo requerida, de las limitaciones de presión en la superficie, de las propiedades de 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.

Los disparos constituyen el punto donde la presión se pone en contacto con la formación y se inician las fracturas. Con excepción de las técnicas de entrada limitada y de las que usan agentes divergentes, es importante diseñar los disparos de manera tal que se minimice la caída de presión en todos ellos durante el bombeo y la producción subsiguiente, incluyendo las pérdidas por fricción en los disparos, los puntos de acuñamiento del microespacio anular y las tortuosidades provocadas por fracturas curvadas y fracturas múltiples o asimétricas. Las tasas de inyección de los fluidos afectan directamente el bombeo en la superficie y las presiones de iniciación de la fractura. Las tasas y las presiones elevadas promueven la iniciación de la fractura en sitios individuales. Cuando las tasas son bajas, la presión de inyección se reduce y las fracturas se pueden iniciar a partir de los disparos y puntos discretos alrededor del pozo. La densidad de disparo se calcula durante el diseño de la fractura. Una densidad de disparo mínima depende de varios factores: la tasa de inyección necesaria por disparo, las limitaciones de la presión en la superficie, las propiedades de los fluidos, los tamaños de las tuberías de completación, la pérdida de presión por fricción aceptable de los disparos y el diámetro del orificio de entrada (arriba). En algunos casos, después de la cementación, las pruebas de integridad de la presión en el revestidor, el desplazamiento de los fluidos de perforación o de completación, o bien como consecuencia de las operaciones de disparo y bombeo que debilitan la adherencia hidráulica

entre el cemento y la formación (abajo) se crea un microespacio anular, lo que se debería evitar debido a los puntos de acuñamiento, o restricciones de flujo, resultantes. Si existiera un microespacio anular o la posibilidad de inducirlo a partir de los disparos, se deben considerar varios factores. 30 Para minimizar los puntos de acuñamiento y reducir la tortuosidad de la trayectoria del flujo, los pozos con inclinaciones inferiores a 30° deberían ser agujereados con cañones de 180° de fase dentro de los 10° con respecto al plano preferencial de fracturación (PFP, por sus siglas en Inglés). La dirección del PFP se puede inferir a partir de la geología local o los registros de pozos. 31

Microespacio anular Punto de acuñamiento

> 30

°

(PFP) Plano preferencial de fracturación

Puntos de acuñamiento. Un microespacio anular se origina por el debilitamiento de la adherencia hidráulica entre el cemento y la formación. Debido a las tortuosidades, la restricción del flujo y el aumento de presión que acompañan a los microespacios anulares, estos últimos y los pun tos de acuñamiento relacionados con los mismos se deberían evitar. Si el ángulo entre los disparos y el PFP es superior a 30°, se inicia una fractura.  > 

Oilfield Review

En las pruebas de laboratorio realizadas a gran escala sobre la iniciación de la fractura a través de los disparos reales, se observa que los sitios de iniciación de las fracturas se encuentran, por lo general, en la base de los disparos y en la intersección del PFP con el hueco. 32 El sitio de iniciación de la fractura depende de la orientaci ón de los disparos en relación con el PFP. Cuando este ángulo es mayor de 30°, las fracturas ocurren en los lugares donde no existen disparos. Si una fractura no se inicia en los disparos, el fluido y el agente de sostén deben atravesar la interfase entre el cemento y la formaci ón para llegar a una fractura, con lo cual aumentan las presiones de tratamiento, puede ocurrir un desborde prematuro

y existe la posibilidad de que se produzcan fracturas múltiples o asimétricas. La orientación o fase de los disparos tambi én es importante en la fracturaci ón. La tortuosidad a partir de la trayectoria curvada de una fractura resulta de una falta de alineaci ón entre la orientación del cañón y el PFP. Los disparos orientados tienden a crear fracturas múltiples. Todos estos factores provocan el incremento de las presiones de fracturación.33 Los pozos verticales con inclinaciones menores de 30° se deberí an disparar con cañones de 180° de fase, dentro de los 10 ° con respecto al PFP para aumentar el n úmero de disparos abiertos a una fractura, maximizar la amplitud de la fractura cerca del pozo y reducir la presión de iniciación de la fractura, o de punto de

PFP

Disparos Esfuerzo máximo

Disparos efectivos

ruptura. Si no se conoce la direcci ón del PFP, o si no es posible determinar la orientaci ón, se recomienda un ángulo de 60° o 120°. Cuando la inclinación del pozo es mayor de 30° y un hueco se encuentra dentro del PFP o cerca del mismo, se recomienda utilizar los cañones con un ángulo de 180° orientados para disparar hacia arriba y hacia abajo. Se puede utilizar la Herramienta de Disparo Orientada por Cable de Acero (WOPT, por sus siglas en Ingl és) para orientar cañones bajados con cable de acero en pozos verticales y no verticales. Por otra parte, se encuentran disponibles varios métodos alternativos para orientar los ca ñones TCP. A medida que los huecos se alejan del PFP, los intervalos agujereados deberí an disminuir, por lo cual puede resultar más efectivo utilizar un ángulo de 60° en lugar de 180° (izquierda). En el caso de pozos muy desviados y pozos horizontales, en los que el ángulo entre el hueco y el PFP supera los 75°, los disparos se deben concentrar en un área reducida y utilizar una densidad de disparo máxima con ángulos de orientación que optimicen la comunicación con una fractura dominante en cada intervalo.

Manejo de la producción de arena: ¿control o prevención? Dependiendo de la resistencia de la formaci ón, las tensiones de los disparos, la tasa de flujo y el tipo de fluido, la arena se puede producir con el petróleo, el gas y el agua cuando la tasa de flujo es suficientemente elevada y existen granos de la formación no consolidados o sueltos en los disparos o alrededor de los mismos. Las causas principales de la producci ón de arena son los cambios en la tasa de flujo relacionados con la caí da de presión, el aumento de la tensi ón efectiva debido al agotamiento de las reservas y el aumento de la producci ón de agua con el transcurso del tiempo.

Fractura °

60 Esfuerzo mí nimo

Fracturación de pozos verticales y pozos muy inclinados. En los intervalos verticales y en los huecos con inclinaciones inferiores a 30°, se recomienda utilizar los cañones con una fase de 180° dentro de los 10° con respecto al plano preferencial de fracturación (PFP)(arriba a la izquierda). Si no se conoce la dirección del PFP, se debe optar por una orientación de 60° y altas densidades de disparo(abajo a la izquierda) . Si la inclinación del pozo supera los 30° y el hueco se encuentra dentro del PFP o cerca del mismo, se deben utilizar cañones con una fase de 180° para disparar hacia arriba y hacia abajo(arriba a 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.  > 

Verano de 2000

30. Behrmann LA y Nolte KG: “Perforating Requirements for Fracture Stimulations,” artículo de la SPE 39453, presen tado en el Simposio Internacional sobre Control del Daño 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 on Fracture Initiation,” artículo de la SPE 20661, presentado en la Conferencia Técnica y Exhibición Anual No 65 de la SPE, Nueva Orleáns, Luisiana, EE.UU., Septiembre 2326, 1990. 33. Romero J, Mack MG y Elbel JL: “Theoretical Model and Numerical Investigation of Near-Wellbore Effects in Hydraulic Fracturing,” artículo de la SPE 30506, presen tado en la Conferencia Técnica y Exhibición Anual No 70 de la SPE, Dallas, Texas, EE.UU., Octubre 22-25, 1995.

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> Arbol de decisiones en el manejo de la producción de arena.

Manejo de la producci ón de arena (pozos revestidos y con disparos)

Arena de formación

Cemento

Malla ranurada

Cuantificación del riesgo de producción de arena Riesgo inaceptable

Empaque de grava

Riesgo aceptable

Control de producci ón de arena (métodos de exclusión) Identificación y minimización de las fuentes de deterioro de la productividad

Prevención de producción de arena

Métodos de disparo para minimizar el riesgo de producci ón de arena

Túnel del disparo

Revestidor

Aumento de la resistencia de la arena Aumento de los costos

Para controlar la producci ón de arena se utilizan métodos mecánicos que la excluyen de los fluidos producidos. Las técnicas de prevención tratan de minimizar o eliminar la cantidad de arena producida, además de reducir su impacto sin utilizar métodos de exclusión mecánicos. La selección entre estas opciones depende de la estabilidad de los disparos y de la formaci ón y además se tiene en cuenta si existe la posibilidad de predecir el fracaso de la operaci ón de disparo. La esencia del manejo de la producci ón de arena es la cuantificación del riesgo de producción, lo cual les permite a los operadores decidir si se debe implementar un sistema de control o de prevención y cómo y cuándo hacerlo (arriba). Existen diversos métodos que permiten predecir la estabilidad del t únel de los disparos a lo largo de la vida de un pozo. Los modelos te óricos de estabilidad del hueco adaptados a los disparos resultan útiles a medida que se modifican las condiciones de tensión debido a la caí da de la presión y al agotamiento de las reservas. 34 Los métodos experimentales comprenden pruebas de núcleos del yacimiento o de rocas de a floramientos con propiedades similares. 35 Los criterios para pronosticar la producción de arena basados en el historial de producción, que es la técnica más ampliamente utilizada, conf í an en la experiencia obtenida en otros pozos y la correlaci ón de la resistencia de la roca para calibrar los modelos teóricos y poder seleccionar entre los sistemas de control o prevención.36 El disparo como sistema de control, parte de la suposición de que la producción de arena es inevitable y que será necesario colocar empaques de grava, fracturas empacadas u otras t écnicas mecánicas para eliminar la arena del flujo de producción. El disparo debe tener en cuenta el nivel de desbalance adecuado para minimizar la ca í da de presión, y remover toda la arena suelta para limpiar los túneles de los disparos y poder realizar un emplazamiento óptimo de la grava. Como sistema de prevención, el diseño de los disparos

70

tiende a evitar la producci ón de arena a lo largo de la vida de un pozo. Una decisión correcta afecta tanto los costos iniciales como la tasa de producción y la recuperación total del pozo.

Requisitos del control de la producción de Región A arena Habitualmente se cree que en las formaciones débiles y no consolidadas no existen disparos Región B abiertos en la formación, con lo cual la única abertura para emplazar la grava ser í a el hueco Región C que atraviesa el revestidor y el cemento. Esta teorí a general sostiene que si las formaciones son débiles y se produce arena junto con hidrocarburos, existen pocas posibilidades de que existan túneles abiertos. Sin embargo, tanto las pruebas de un solo disparo como las de disparos múltiples demuestran que esa regla no se cumple en todos los casos. Por el contrario, la investigación indica que la de finición de los disparos en las arenas débiles depende fundamentalmente de la resistencia de la roca, pero tambi én de otros factores, como la tensi ón efectiva, el desRegión A balance, la distancia entre los disparos adyacentes y los fluidos en los espacios de los poros Región B y en el hueco. Cuando los túneles de los disparos no están definidos, el objetivo de disparar para realizar operaciones convencionales con empaques de grava consiste en minimizar la caí da de presión en todo el hueco relleno de grava en el revestidor y Región C el cemento. Esa caí da de presión está determinada por el área total abierta al flujo—el área de huecos individuales multiplicada por el n úmero total de disparos—, la permeabilidad de la grava Disparos para el control de la producción de arey la tasa de flujo por disparo. En las pruebas rea- na. Se supone que los túneles de los disparos no eslizadas sobre muestras de núcleos se observa que  tán definidos y tienen poca o ninguna abertura en cuando los túneles se encuentran definidos, los las formaciones débiles (arriba) . Un orificio ideal limresiduos y los finos de la formación pueden perju- piado a mano en el laboratorio no presenta ningún residuo de roca inducido por el disparo y los detritos dicar la permeabilidad de la grava (derecha). El y la grava colocada casi no se mezclan entre sí, objetivo consiste en minimizar el da ño inducido y como se observa en las imágenes obtenidas con el microscopio de escaneo de electrones (SEM, por el deterioro del empaque de grava.  > 

sus siglas en Inglés) (centro) . En una prueba de un solo disparo, los detritos del disparo se mezclan con la grava y taponan el empaque (abajo) .

Oilfield Review

Antes de colocar el empaque de grava se debe eliminar el daño de los disparos, los finos de la formación y los detritos de las cargas, para lo cual los mejores métodos consisten en disparar con un desbalance de presión y activar el flujo. Para evitar el colapso del ori ficio y una producción catastrófica de arena durante el disparo, se deberá seleccionar el máximo desbalance de presión. Si se dispara con el orificio de superficie abierto se garantiza que el flujo posterior al disparo transporte los residuos hacia el hueco. Se deben tomar las precauciones necesarias para manejar la producción transitoria de arena que se produce en la superficie hasta que los disparos se limpian totalmente. Cuando la ca í da de presión y la tasa de flujo por disparo son bajas, se pueden utilizar cargas de penetración profunda. Este tipo de cargas causan menos daño localizado y menor cantidad de residuos y proporcionan un radio efectivo del hueco más grande, lo que reduce la caí da de presión. Como ocurre en las aplicaciones de fracturación, el diámetro de los disparos debe ser entre 8 y 10 veces superior que el diámetro de la grava. 34. Bruce S: “A Mechanical Stability Log,” artículo de la SPE 19942, presentado en la Conferencia de Perforación de las IADC/SPE, Houston, Texas, EE.UU., Febrero 27-Marzo 2, 1990. Weingarten J y Perkins T: “Prediction of Sand Production in Gas Wells: Methods and Gulf of Mexico Case Studies,” artículo de la SPE 24797, presentado en la Conferencia Técnica y Exhibición Anual No 67 de la SPE, 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 Laboratory Experiments,” 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 Wellbore Stability and Sand Production in Weakly Consolidated Sandstones,” artículo de la SPE 36419, presentado en la Conferencia 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 of Perforating on Gravel-Pack Impairment,” artículo de la SPE 36481, presentado en la Conferencia Técnica y Exhibición 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 Production Experiments,” artículo de la SPE 38639, presentado en la Conferencia Técnica y Exhibición Anual No 72 de la SPE, San Antonio, Texas, EE.UU., Octubre 5-8, 1997. Presles C y Cruesot M: “A Sand Failure Test Can Cut Both Completion Costs and the Number of Development Wells,” artículo de la SPE 38186, presentado en la Conferencia 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 for  the Andrew Completion,” artículo de la SPE 50387, presentado en la Conferencia Internacional sobre Tecnología 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.

Verano de 2000

Herramienta IRIS de doble válvula

Empacador superior de engravado QUANTUM Herramienta IRIS de doble válvula

Mallas

Empacador inferior Disparos

Herramienta de liberación explosiva del cañón

Empacador superior QUANTUM de empaque de grava Mallas

Cañón TCP Empacador inferior

Cañón TCP Cañoneo

Empaque de grava

Empaque de grava en una sola operación. Un equipamiento habitual para el sis tema PERFPAC incluye un cañón TCP con liberación automática del explosivo, un empacador de fondo, mallas para el control de arena, un empacador de grava con una válvula charnela, sondas de presión y registradores, cabeza de disparo y una válvula de pruebas para sarta de perforación doble. Los cañones TCP se posicionan, se disparan, se liberan y desechan (izquierda) . A continuación se vuelve a posicionar el equipo de manera que las mallas se encuentren frente al intervalo agujereado (derecha) . Se coloca el empacador superior QUANTUM de empaque de grava y se inyecta grava por detrás de la malla. Luego se desengancha la sarta de trabajo, y se dejan las mallas empacadas en el lugar correspondiente. Las operaciones se realizan en un ambiente controlado para que las formaciones no se vean expuestas a sobrepresión, LCM o fluidos perjudiciales.  > 

Durante las operaciones para el control hidrostático del pozo se deberí a evitar exponer las formaciones a fluidos de completaciones perjudiciales o a materiales de control de p érdidas de circulación (LCM, por sus siglas en Ingl és) y a los quí micos. El daño en los disparos abiertos se observó  en diversas pruebas realizadas en bloques de areniscas Berea que fueron agujereados, abiertos al flujo, taponados con LCM y luego reabiertos al flujo.37 Cuando se debe matar un pozo, es mejor utilizar salmueras no perjudiciales o solventes mutuos. En el método convencional de empaque de grava dentro del revestidor es necesario realizar tres operaciones: colocar un empacador de fondo, disparar y hacer circular grava por detr ás de las mallas de empaque. Las desventajas de este sistema consisten en la larga duraci ón de las operaciones y la potencial formaci ón de daño provocado por la pérdida de fluido o LCM. En la

actualidad, se pueden operar los ca ñones y los accesorios de la operación de empaque de grava en un solo paso. El sistema PERFPAC es un método destinado al control de arena en una sola operación que limita la p érdida de fluidos, reduce el daño de la formación y permite ahorrar tiempo (arriba). Además de los empaques de grava internos, los disparos desempeñan un papel importante en las aplicaciones externas para el control de arena, como fracturas empacadas y los empaques de grava sin mallas. 38 Las exigencias de los disparos con respecto a las fracturas empacadas son las mismas que para los empaques de grava internos, ya que es m ás importante minimizar la caí da de presión a través del empaque y controlar la producci ón de arena que crear fracturas largas. Sin embargo, para crear un empaque externo es importante lograr un emplazamiento correcto del agente de sostén.

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L3

L1 L2

0

°

°

60

120

°

180

°

240

°

300

°

360

°

Optimización de la fase para la prevención de la producción de arena. La fase 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 maximiza las distancias (L1, L2 y L3) entre los orificios. El objetivo de una densidad de disparo determinada consiste en preservar la formación involucrada tanto como sea posible sin perjudicar la tasa de flujo por disparo.

 > 

Los orificios grandes con alta densidad de disparo—12, 16, 18 ó 21 dpp—y ángulo de orientación de 60° ó 45° maximizan el área de flujo e impiden el desborde del agente de sost én, u obturación, en los disparos. En los empaques de grava sin mallas, la formación se consolida con resinas y luego se fractura. El agente de sost én inyectado en la fractura impide la producción de arena de la formaci ón. Debido a que el agente de sost én no rellena los disparos, los requisitos de la operaci ón de disparo son más parecidos a los de las estimulaciones convencionales por fracturaci ón hidráulica: la longitud del intervalo agujereado debe ser limitada; los disparos que no se comunican con la fractura pueden producir arena y deben ser eliminados o minimizados; el di ámetro del orificio debe ser de 8 a 10 veces más grande que el diámetro del agente de sostén y los disparos con una fase comprendida entre 0 y 180 ° se deben orientar dentro de los 30 ° del PFP.

Prevención de la producción de arena La producción de arena en las formaciones no consolidadas y en algunas formaciones consolidadas pero débiles se origina en el colapso del túnel o en la falla de la formaci ón entre los disparos. Para evitar problemas subsiguientes que podrí an perjudicar la productividad y rentabilidad y limitar las opciones de intervención en los

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pozos, las medidas de prevención de la producción de arena deben tener en cuenta los cambios ocurridos en las tasas de producción, el estado de tensiones de la formaci ón y la producción de agua. Una vez que se determinan la estabilidad de la formación y los umbrales de la falla del disparo por medio de simulaciones, pruebas de laboratorio o análisis de datos históricos, los métodos de disparo se utilizan para minimizar la producción de arena. 39 El uso de sistemas de prevención implica la aceptación de un riesgo relativamente bajo de producción de arena. Las cargas de hueco grande más poderosas, el ángulo de fase y un nivel excesivo de desbalance contribuyen al aumento del da ño provocado por los disparos y a que se produzcan fallas entre los mismos. Para prevenir la producci ón de arena, el diseño de los disparos debe tratar de minimizar el tamaño del orificio en la formación, la caí da de presión en los intervalos agujereados y la tasa de flujo por disparo. Por otra parte, los disparos deben encontrarse a la mayor distancia posible entre sí . Cuando existe un gran contraste de tensiones en la formación y se conocen las direcciones de los esfuerzos, los disparos orientados utilizando diversos sistemas pueden incrementar la estabilidad de los t úneles aprovechando las direcciones de los esfuerzos mí nimos. 40 El disparo selectivo puede evitar las zonas o las formaciones débiles por completo.

Debido a que los disparos de di ámetro reducido son más estables que aquellos creados por cargas de hueco grande, para la prevenci ón de arena se recomienda utilizar las cargas de penetración profunda. Esto también minimiza el daño ocasionado por el disparo, otorga mayor estabilidad durante la caí da de presión y el agotamiento, y aumenta la distancia entre los disparos. Cuando se utilizan densidades de disparo más elevadas, la caí da de presión, la tasa de flujo y las fuerzas de arrastre de cada disparo se mantienen por debajo del valor crí tico y se minimiza la erosión de la formación. El disparo con desbalance óptimo reduce el daño y evita el arenamiento provocado por fallas catastróficas del túnel que podrí an atascar los cañones. Las simulaciones de estabilidad de los disparos permiten determinar los l í mites de desbalance que mantienen la caí da de presión por debajo del lí mite crí tico de falla de la formaci ón. Las técnicas que utilizan un solo disparo y las pruebas de flujo efectuadas sobre los núcleos, pueden confirmar cuáles son los valores de desbalance que permiten prevenir el transporte de arena, cuantificar el impacto del incremento en la producción de agua y, por lo general, veri ficar la estabilidad de la formación y del disparo (abajo). Además de la inestabilidad del disparo individual, la vinculación entre las zonas de falla alrededor de los disparos adyacentes, determinada por la distancia entre los disparos, lleva al colapso de la formación y a la producción de arena. Cuando los huecos son m ás pequeños y la densidad de disparo es menor aumenta el espaciamiento de los disparos, pero se produce el efecto indeseado de que se incrementa la tasa de flujo y la caí da de presión por cada disparo, lo cual hace aumentar el transporte de material proveniente de la falla de la formaci ón y puede provocar producción de arena.

   c    p     l  ,    o    c    e    u     h     l    e     d    n           ó     i    s    e    r     P

4000 3000 Caí da de presión segura

2000 1000

Falla de la formación

0 0

1000 2000 3000 Presión del yacimiento, lpc

4000

Estabilidad del orificio. Para la prevención de arena, el análisis de estabilidad puede determinar una envolvente operativa segura para la caída de presión durante la producción que servirá para prevenir la falla del orificio y la vinculación de las zonas de falla alrededor de los disparos adyacentes.

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Oilfield Review

Se ha desarrollado un método para diseñar cañones con la fase óptima y la distancia máxima entre los orificios destinado a reducir aún más el riesgo de colapsos en la formación entre los disparos (página previa, arriba).41 Al ajustar el ángulo de fase para un radio de hueco dado y una densidad de disparo determinada, se puede incrementar la distancia entre los disparos para evitar la interacción entre los disparos adyacentes. La optimización de la fase minimiza las interferencias y la vinculación con las zonas dañadas adyacentes, lo cual reduce el riesgo de falla de la formación sin perjudicar la tasa de flujo por cada disparo. La efectividad de utilizar un ángulo de fase óptimo quedó demostrada en el campo Magnus de BP Amoco ubicado en el Mar del Norte. La estrategia original consist í a en utilizar cañones con 6 dpp y un ángulo de fase de 60° (abajo). En 1997, se cambió  por un ángulo óptimo de 99° manteniendo la misma densidad de disparo y tipo de carga. Los pozos agujereados con los nuevos cañones tuvieron menos problemas relacionados con la producción de arena. El aumento del espaciamiento de los disparos para lograr el ángulo óptimo del cañón resulta fundamental comparado con el ángulo estándar. En el caso del campo Magnus, suponiendo que se utiliza un cañón centralizado, se increment ó  el espaciamiento mí nimo entre los disparos de 4,88 a 7,61 pulgadas [12,4 a 19,4 cm]—un aumento del 56%—mediante el cambio de fase de 60 a 99°.

Claymore

Brae Piper Britannia

Beatrice Buchan

Forties Lomond

Montrose Aberdeen

Erskine Fulmar

N

UK

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Ubicación del campo Britannia.

En las aplicaciones para prevención de producción de arena se prefiere utilizar el desbalance y el ángulo de fase óptimos junto con cargas de penetración profunda. Los cañones con densidad de disparo ultraelevada con penetración profunda también se han utilizado para prevenir el arenamiento en rocas débiles pero consolidadas. De todos modos, a pesar del uso de t écnicas de disparo para la prevenci ón de arena, el flujo de producción puede transportar volúmenes limitados de detritos desde las zonas trituradas y los t úneles de los disparos. Como en el caso del control de arena, es necesario tener en cuenta la producci ón transitoria de arena en la superficie hasta que se logra la limpieza completa de los disparos.

Aumento del esfuerzo

Falla de la formación

°

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 comprendía cañones 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 l os nuevos cañones tuvieron menos problemas relacionados con la producción de arena.

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Verano de 2000

Una estrategia global de disparo El campo Britannia es un yacimiento de gas ubicado en el Mar del Norte y operado por Conoco y Chevron (izquierda). Antes de que los pozos fueran completados, las principales preocupaciones eran la producción potencial de arena—estabilidad de los disparos—y el nivel de desbalance de presión óptimo durante el disparo para minimizar o eliminar el daño ocasionado por el disparo. Para determinar cuáles eran las condiciones óptimas de desbalance se utilizaron modelos teóricos sobre la base de las propiedades de la formaci ón derivadas de los registros. Con la informaci ón detallada de los registros de permeabilidad, se llevaron a cabo numerosas simulaciones para evaluar los cañones, las cargas, las densidades de disparo y las estrategias de disparo. A partir de estas simulaciones, los diseños finales de las completaciones incluyeron diseños específicos de cargas y densidades de disparo para las diversas secciones de la formación, en lugar de utilizar las propiedades promedio para determinar los parámetros de los disparos. 42 En lí neas generales, los cuatro aspectos fundamentales de los disparos que tienen mayor impacto sobre la productividad y desempe ñan un rol importante en cuanto al éxito de la completación del pozo son: las dimensiones del disparo (longitud y diámetro), la densidad de disparo, los ángulos de fase y el nivel de da ño provocado por los disparos. Para seleccionar los parámetros del sistema de cañón para la optimización de la completación, se realizó un análisis teórico de la eficiencia de la completación por medio de programas de an álisis de comportamiento del pozo o análisis NODAL. En el estudio del campo Britannia, tambi én se tuvieron en cuenta las variaciones de la litolog í a. Mediante el uso de los datos de registros y n úcleos se pudo determinar la productividad de las distintas capas individuales tomando como base la conductividad y el daño de la formación. Se 39. Venkitaraman A, Behrmann LA y Noordermeer AH: “Perforating Requirements for Sand Prevention,” artículo de la SPE 58788, presentado en el Simposio Internacional 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 de la SPE 57954, presentado en la Conferencia Europea sobre Daño de la Formación de la SPE, La Haya, Holanda, Mayo 31- Junio 1, 1999. 41. Behrmann LA: “Apparatus y Method for Determining an Optimum Phase Angle for Phased Charges in a Perfora ting Gun to Maximize Distances Between Perforations in a Formation,” Patente de EE.UU., No. 5.392.857 (Febrero 28, 1995). 42. Underdown DR, Jenkins WH, Pitts A, Venkitaraman A y Li H: “Optimizing Perforating Strategy in Well Completions  to Maximize Productivity,” artículo de la SPE 58772, presentado en el Simposio Internacional de la SPE sobre Control del Daño de la Formación, Lafayette, Luisiana, EE.UU., Febrero 23-24, 2000.

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X300

   s    e     i    p  ,     d    a     d     i     d    n    u     f    o    r     P

< Optimización de las estrategias de disparo. En el campo Britannia se tuvieron en cuenta las variaciones de litología en lugar de utilizar las propiedades promedio del yacimiento. La zona B presentaba mayor daño de formación a mayor profundidad comparada con la zona C. En la zona B se utilizó la carga A a razón de 5 dpp, arrojando un aumento de la productividad del 15 %. En la zona C se utilizó la carga X a razón de 12 dpp, lográndose un aumento de la productividad del 10%.

X200

X100

X000 1.000

Zona

10.000

Desbalance, lpc

0

Espesor de la Permeabilidad, Esfuerzo Porosidad, % formaci ón, pies mD ilimitado, lpc 10,5 10

B C

Espesor del da ño alrededor del hueco, pulg 2 4 6 8 10

98,56 20,3

8928 9346

1,77 13,54

Permeabilidad, mD

300

Caída de presi ón, lpc (tasa, MMpcs/D) Tasa 1 227 (20) 259 (5)

Tasa 2 822 (40) 643 (10)

Tasa 3 1739 (60) 1181 (15)

Tasa 4 3401 (80) 1935 (20)

Indice de productividad, MMpcs/D/100 lpc Zona B (98,56 mD) Zona C (20,3 mD) 5 dpp, carga A 12 dpp, carga X 5 dpp, carga A 12 dpp, carga X no se aplica no se aplica 0,796 0,897 4,91 4,99 0,646 0,711 4,38 4,40 0,573 0,619 4,03 3,71 0,526 0,527 3,68 3,12 no se aplica no se aplica

realizaron simulaciones numéricas de productividad para cada capa a los efectos de determinar los parámetros óptimos respecto de la densidad de disparo, las condiciones de penetración y el desbalance (arriba) y se determinó una orientación aceptable para el cañón. La adopción de la pautas corrientes con respecto al desbalance conducen al uso de grandes diferencias de presión en las zonas de alta resistencia y baja permeabilidad. Esto se tuvo en cuenta durante el estudio del campo Britannia en las pruebas de un solo disparo y en las pruebas de flujo realizadas sobre rocas del

yacimiento y rocas de a floramientos en el laboratorio de flujo avanzado en el SRC de Rosharon, Texas. Otro tema de preocupaci ón es la producción potencial de arena provocada por el colapso de los disparos, lo que tambi én fue considerado en los estudios de un solo disparo en los que se simularon los esfuerzos y las condiciones de fluencia del fondo. Las pruebas de laboratorio con firmaron las predicciones teóricas en cuanto al desbalance y la estabilidad de los disparos. Los n úcleos del yacimiento y de los a floramientos fueron agujereados utilizando las condiciones de fondo simuladas

Ocurrencia de los eventos del disparo luego de la detonación de la carga

   n    ó    ñ     X   c  a    l    t  a    n   d  e   e    i    n    m    ó    i   c  o   a  c   r  a    t   e  r   u  e    i   o   a    H    h    l    t   e   l   r  d    n    i  e   n  d  e   l  a    m   o  d   r  p  o   a   ñ   ó    n    i   d   c    l  a    i   c   a    ó   a    l   e   l    y    l    ñ    l  u    n  u    v  u    á    l   f   c  a   d  e   l    v   a   a   e    l   o    n   a    ó   n    l  a    n   r    i  o   o    i    b  r  e Respuesta de la   c  o    h  o  r   a  c    n  d   e  s  a   c   r   r  o   e   l  c   l  e  s  p   a   b  a   i    n   g    a  c   e  a   r    ó   e   o    n   d    i columna de fluido   e   c    h   o   r  a   o    R    S    l  c   o   l  a   a  d    h  o  r  r   e    t   e  c   e   c    m   d    i    n   u   c Respuesta del    n    l  a    á   x   e   l   p  e    l   h    ó    i yacimiento    m  a   ó   n   m    l  a  d  e   l  a  o  d  e   c  c  o  r   a    i   c  o   d    i  d   e  r   e   f   r  e  s    t    n   u   a    i    l    n    S    P    L    F    F    I

10

100 1000 1 microsegundos Tiempo

10 100 milisegundos

1000

Tiempos en la secuencia de los eventos del disparo. Los sistemas de disparo actuales no se limitan a bajar y disparar l as 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 herramienta 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 l as funciones de las herramientas se encuentran coordinadas para garantizar que los cañones caigan hasta el fondo del hueco.

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y el desbalance de presiones determinado a partir de las simulaciones. La estrategia de disparo para este campo fue seleccionada sobre la base de los resultados de este estudio. A partir del comportamiento del flujo en los núcleos del yacimiento agujereados se pudieron verificar las conclusiones previas acerca de la sensibilidad de la formación a los fluidos ácueos del hueco—salmuera—y se confirmó la estabilidad de los disparos bajo condiciones de limpieza y desbalance pronunciado. Con un desbalance de 1000 lpc [6,9 MPa] en las pruebas de las muestras de afloramientos se comprobó un bajo nivel de daño causado por el disparo. El análisis del comportamiento después de la completación indica un factor de daño entre bajo y negativo en 12 pozos. Este método permite determinar el mejor diseño de disparo para cada completación y, además, enfatiza la necesidad de estudiar el desbalance óptimo, especialmente en las formaciones de gas, para las mejores estrategias globales de completación.

Opciones de cañones y formas de  transporte Las cargas huecas están colocadas en cañones y se bajan hacia el fondo del pozo hasta alcanzar la profundidad correcta por medio de cables de acero, líneas de arrastre, tuberías de producción, sartas de perforación y tubería flexible. Existen dos categorías de cañones: los desechables y semidesechables y los sistemas recuperables entubados (próxima página). Los cañones del primer grupo, tales como los sistemas Enerjet y Pivot Gun, se utilizan en operaciones realizadas a través de las tuberías de producción y se bajan con cable de acero eléctricos y línea de arrastre. En este tipo de cañones, las cargas están expuestas a las condiciones del pozo y se deben encapsular en contenedores separados y resistentes a la presión. Una vez efectuado el disparo, los residuos de estos cañones descartables quedan en el pozo. Los sistemas recuperables entubados son bajados con cable de acero o línea de arrastre, 43. En junio de 1999 se disparó con éxito el cañón más largo hasta el momento (un HSD especial de diámetro variable) en el Pozo M-16 en el campo Wytch Farm de BP Amoco en el sur de Inglaterra. Esta sarta de cañones que marca un récord mundial tiene una longitud de 2616 m [8583 pies] desde el tope hasta el fondo y dispara con más de 25.000 cargas de penetración profunda CleanSHOT.

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tuberí as de producción o sartas de perforaci ón operadas por equipos de perforaci ón y reparación o unidades para entubar contra presi ón, o bien por tuberí a flexible con o sin lí nea eléctrica. En estos cañones, las cargas y la mayor parte de los detritos se encuentran contenidas dentro de transportadores huecos de acero que son recuperados, o liberados y abandonados en el fondo una vez completada la operaci ón.

Los cañones que operan a trav és del revestidor y las tuberí as de producción, tanto los cañones desechables/semidesechables como los sistemas recuperables entubados, se bajaban anteriormente con cable de acero, pero a principios de la década del 80 adquirieron gran popularidad los cañones de Alta Densidad de Disparo HSD bajados con la tuberí a de producción (TCP). El tamaño y la longitud de los ca ñones que

operan a través de las tuberí as o del revestidor y los cañones HSD se encuentran limitados por el diseño de la completaci ón del pozo y el equipamiento de superficie para el control de la presión. El uso de desbalance tambi én está limitado cuando los cañones se corren con l í neas eléctricas. Los cañones bajados con las tuber í as de producción ofrecen una amplia variedad de opciones y permiten desbalance simult áneo para disparar en intervalos prolongados. 43 Hoy en dí a, la tecnologí a de disparo no se Cañones desechables y semidesechables Tuberí a encuentra limitada a las operaciones tradiRevestidor cionales de bajar las pistolas o ca ñones y efectuar los disparos. Por el contrario, los sistemas de disparo constituyen una parte integral del equipo de completación del pozo y de las operaciones de completaci ón diseñadas para realizar operaciones múltiples en las completaciones permanentes, como colocar empacadores, realizar pruebas de presi ón, disparar uno o m ás intervalos e iniciar las funciones de las herramientas; todo ello en una única operación. Los tiempos de los eventos de disparo, como la detonación de las cargas, las vibraciones resultantes y la liberación del cañón, se utilizan para garantizar que los cañones TCP se liberen y caigan inclusive en los pozos muy desviados (página previa, abajo). Los cañones han sido liberados y Cañón Pivot desechados con éxito en pozos con desviaciones Cerrado Desplegado Enerjet Enerjet Enerjet 11 de hasta aproximadamente 84 °. recuperable estándar expansible 1  /16 pulg 3,79 pulg Operaciones de fondo —La lí nea de Herramientas X (X-Tools) de completaci ón y disparo Sistemas recuperables entubados han sido diseñadas para realizar funciones específicas como desenganche rápido y caí da de las sartas de cañones una vez completado el disparo y la apertura de las v álvulas. Estas incluyen: la herramienta WXAR, transportada con cable de Empaquetado acero o tuberí a flexible activada por explosi ón de carga con desenganche autom ático, la herramienta patentado SXAR, activada por explosión con desenganche automático, la herramienta MAXR de un solo diámetro, anclada con desenganche por explosión, la válvula de producción activada por explosión SXPV y la herramienta SXVA, con absorbente de vibraciones verticales y activada por explosión. Todas estas funciones se inician por medio de un explosivo que act úa en la misma Cañón HSD de Cañón HSD de Cañón HSD de Bigshot de Bigshot de 6 5 /8 pulg cadena balí stica que los cañones. Estos disposi1,56 pulg 4 dpp 2,0 pulg 6 dpp, 2,25 pulg 6 dpp, 5,85 pulg 18 dpp, 18 dpp, fase fase cero fase fase tivos explosivos se activan despu és del disparo fase 120˚ /60˚ 120˚ /60˚g espiralada de 60˚ espiralada de 60˚ de los cañones, lo cual aumenta en gran medida la versatilidad de las operaciones de comTipos de cañones. Cañones desechables y semidesechables y sistemas recuperables entubados. A pletación y disparo. la derecha se observan algunos ejemplos. Los cañones desechables y semidesechables son bajados Longitud del cañón y disparo sin matar los po-  con cable de acero o línea de arrastre a través de las tuberías de producción. Las cuerdas detonantes zos  — Tanto el peso total de las sartas largas de se encuentran expuestas a las condiciones de fondo, de manera que las cargas se encapsulan en cañones como el descenso y recuperación de los contenedores 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. Los cañones bajo presión restringen las operaciones sistemas recuperables entubados, o cañones de revestidores, son bajados con cable de acero, tubería de disparo en las que se utilizan cables de acero, de producción o tubería flexible y se pueden diseñar de manera tal que retengan los residuos dentro tuberí as flexibles o tuberí as de producción. Sin del tubo transportador. La detonación ocurre dentro del tubo transportador bajo presión atmosférica.

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Verano de 2000

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embargo, estas limitaciones se superan utilizando los sistemas permanentes de completaci ón y disparo (PCP, por sus siglas en Ingl és). El sistema de cañones apilables GunStack, también denominado CDAD (Conjunto de Fondo para Completaciones y Desconexi ón), permite ensamblar en el fondo varias secciones de cañones hasta cualquier longitud con o sin el uso de un equipo de perforaci ón o terminación. Este equipamiento se puede bajar y recuperar con lí nea de arrastre, cable de acero el éctrico o tuberí a flexible y permite disparar con desbalance en intervalos prolongados en una sola carrera. Por otra parte, las secciones del ca ñón se pueden recuperar sin matar el pozo cuando resulte necesario, por lo cual este sistema se puede utilizar para disparar pozos sin interrumpir la producción. En combinación con las técnicas del tipo WXAR o MAXR, el sistema GunStack, o el CDAD, también permiten correr los ca ñones en secciones de acuerdo con la longitud disponible del lubricador y la capacidad de carga del m étodo de transporte e instalaci ón. La primera sección del cañón se corre y se conecta a un ancla de fondo, tap ón obturador o empacador colocado con cable de acero para un control preciso de la profundidad. La sarta de cañones también se puede asentar sobre el fondo del pozo. En esta configuración, la sarta no se encuentra anclada. Las secciones consecutivas se ensamblan y se conectan una encima de la otra hasta que se alcanza la longitud necesaria. Los cañones se pueden desconectar en cualquier momento en forma mec ánica. Por otra parte, los conectores se desconectan autom áticamente después de un retraso que se produce despu és de la detonación del cañón, lo cual impide que las secciones se muevan hacia arriba durante la detonación y suaviza la oleada inicial causada por el desbalance, Adem ás, permite disparar los pozos con el máximo nivel de desbalance. El sistema de Inserci ón de la Completaci ón y Recuperación bajo Presión CIRP fue diseñado de manera tal que todo el proceso de ensamble de las sartas de cañones en la superficie, así   como la introducción de los cañones en los pozos y la extracción y desarmado de los mismos se puedan realizar sin matar los pozos. El sistema CIRP permite bajar una sarta larga de ca ñones en los pozos bajo presión utilizando cable de acero o tuberí a flexible, por lo cual se puede disparar la totalidad de un intervalo en una sola operaci ón y con un desbalance apropiado. Al poder recuperar y desarmar los cañones bajo presión ya no hay necesidad de aumentar la profundidad final del pozo para alojar los ca ñones desechados ni de matar los pozos despu és del disparo. El sistema CIRP se utiliza con cañones de 2 a 4,5 pulgadas

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Bajo ciertas condiciones, es necesario un alto nivel de desbalance 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. de diámetro. Se han corrido cañones de 610 m [2000 pies] de largo con un m áximo de 60 conectores. La Válvula de Aislamiento de la Formaci ón FIV, integrada dentro del dise ño de completación permanente, permite bajar en los pozos sartas de cañones de gran longitud sin necesidad de controlar la sobrepresi ón hidrostática. Se trata de una válvula de completación de diámetro pleno, que normalmente se corre por debajo de un empacador permanente, y act úa como una válvula lubricadora en el fondo del pozo que aisla los intervalos agujereados de la columna de producción que se encuentra encima. La longitud del cañón por bajada est á  limitada sólo por las restricciones de la carga admitida por el m étodo de transporte utilizado. Una vez terminada la operaci ón de disparo, los cañones se levantan por encima de la herramienta FIV, que se cierra por medio de un mecanismo de cambio de posici ón que se encuentra al final de la sarta de ca ñones. La presión del pozo se alivia a través de una válvula de purga y se recuperan los cañones. A continuación se abre la herramienta FIV para iniciar la producci ón, aplicando una secuencia predeterminada de ciclos de presión. La herramienta FIV se puede abrir y cerrar un número infinito de veces con un mecanismo de cambio de posici ón. Este sistema de válvula fue desarrollado para el campo Andrew de BP Amoco ubicado en el Mar del Norte. 44 A partir del éxito de la herramienta FIV se diseñó la válvula de aislamiento al tope de la ca ñerí a corta (LTIV, por sus siglas en Ingl és), que opera bajo los mismos principios. La LTIV es una v álvula esférica de pleno diámetro que aisla las formaciones de los fluidos de completación una vez que una zona ha sido completada con una tuberí a corta no cementada. La herramienta LTIV se corre directamente por debajo del empacador del colgador de la tuber í a corta y se puede abrir y cerrar tantas veces como sea necesario. Una vez que la válvula esférica está cerrada, la formación queda aislada del fluido de completación hasta que el pozo se encuentra listo para iniciar la producción. La válvula mantiene la presi ón existente por encima y por debajo, lo cual la hace adecuada para su uso como barrera a largo plazo.

Pozos muy desviados —En los pozos muy desviados y en los pozos horizontales, puede ocurrir que el cable de acero no permita el descenso de los cañones si no se utiliza un mecanismo de arrastre. En estos casos es preferible utilizar tuberí a flexible, a menos que una sección horizontal sea tan larga que se atasque la tuberí a flexible y se produzca una flexión helicoidal antes de alcanzar el intervalo que se debe disparar. Los mecanismos de arrastre tambi én se han utilizado con éxito para extender el alcance máximo de la tuberí a flexible. En muchos de los pozos sumamente desviados o de alcance extendido que se perforan hoy en d í a, es probable que los sistemas TCP o PCP representen las mejores opciones para el disparo. Si se debiera ejercer una fuerza mec ánica para jalar o empujar un sistema de ca ñones, el sistema TCP, las unidades para entubar contra presión, la tuberí a flexible y los mecanismos de arrastre ofrecen mayor versatilidad que los cables de acero eléctricos y las lí neas de arrastre. En el caso de las sartas de ca ñones largas como las que se utilizan en los pozos horizontales, se debe tener en cuenta la resistencia a la tracción en el diseño de las mismas. Se han utilizado con todo éxito adaptadores de gran resistencia y sartas de ca ñones de diámetro variable. Por otra parte, tambi én se debe simular y tener en cuenta la flexión de los cañones. La tecnologí a de bajada de los ca ñones ha evolucionado desde los primeros ca ñones bajados con lí neas eléctricas y con la tuber í a de producción o la sarta de perforaci ón y, en la actualidad, incluye las tuber í as flexibles, con o sin lí nea eléctrica, las unidades para entubar contra presión, las lí neas de arrastre y los mecanismos de arrastre de fondo operados con cable de acero y tuberí as flexibles. Cada método de transporte tiene sus ventajas y desventajas relacionadas con la realización de las operaciones en el fondo, la longitud de los ca ñones y el control de la presi ón, la posibilidad de disparar sin matar los pozos, la resistencia mec ánica y el ángulo del hueco, la correlaci ón de la profundidad, las intervenciones sin equipo de perforación/terminación y el tipo de cañón utilizado. Para optimizar el dise ño de los disparos, se

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deben ponderar todas las ventajas y desventajas correspondientes a los sistemas de ca ñones que se consideran adecuados para cada completación específica (derecha). Otras consideraciones incluyen el desbalance de presi ón y la duración de las operaciones. Desbalance —Las opciones de disparo con desbalance han llegado a un alto nivel de so fisticación como resultado del hardware disponible para los sistemas TCP y PCP y los dispositivos de anclaje operados por cable de acero. Cualquiera sea el método utilizado, por lo general es posible disparar con el desbalance su ficiente. Las excepciones prácticas en las que no se puede alcanzar el nivel óptimo de desbalance son los yacimientos agotados, los pozos poco profundos o los pozos con disparos abiertos existentes. Bajo ciertas condiciones, es necesario un alto nivel de desbalance 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 utilizan los dispositivos de anclaje durante los disparos para impedir que los cañones asciendan a causa del impacto. Estos dispositivos de anclaje tambi én se recomiendan cuando no se conoce el nivel de desbalance y los cañones se encuentran expuestos a un ingreso súbito del fluido, como por ejemplo, cuando se disparan nuevos intervalos en formaciones con intervalos productores que presentan niveles diferentes de agotamiento. La herramienta de disparo con anclaje operada por cable de acero (WPAT, por sus siglas en Inglés) fue desarrollada para anclar los ca ñones en pozos de pequeño diámetro con completaciones de un solo di ámetro y para impedir que los cañones se movieran despu és de la detonación. El dispositivo WPAT, que ahora se encuentra disponible en dos tamaños (uno para ca ñones de 2 pulgadas de diámetro para tuberí as de 2 7 ⁄ 8 pulgadas y el otro para cañones de 2 1 ⁄ 4 ó 21 ⁄ 2 pulgadas para completaciones de 3 1 ⁄ 2 pulgadas), contrarresta potencialmente las grandes fuerzas generadas por los fluidos que pueden impulsar los ca ñones hacia arriba con consecuencias desastrosas. La aplicación principal del dispositivo WPAT es disparar con un desbalance extremadamente alto y, además, proteger los puntos d ébiles del cable cuando se alcanza un alto esfuerzo a la tracci ón. La herramienta cuenta con mecanismos positivos de anclaje y desenganche. Las cu ñas mecánicas están diseñadas para no causar da ños y, si los cañones quedan aprisionados despu és de la operación, pueden recuperarse accionando los percusores hacia arriba. Un orificio calibrado que mide el petr óleo a una tasa específica provee el per í odo de espera, que se puede fijar hasta un m áximo de una hora;

Verano de 2000

Economí a

Yacimiento

Técnica

   o   s     a    r     p    s       i     a    r      d    e     a    r       j     o    s     p     a    o       i       l    e   c       i   s     v     u    s      d       h       l   o     a       l      d   o    s   o     a    r      t   o      d   e     p     n    e    o     u     n      d      ñ     ó       i     a       j    o    e    n    c    o      f     u     m     a       l     z    e     a      t    c       i    n     p   o       i    n     n ,      a    n       l     r    m       l    e     ó    e       i    r      l    e       i     a      t       )     c       b      /     r    s     n     r    a      t    a      d    u   c      t     ó       i     a      d   e    e    o    c     n     r     m     n     a     n       (      p    e    o       i    ó      d   o      f   o    r     p     a    r     a    r    a  ,        l    s   c    c   c      f   o    n    e    r     p    o    o     é    o     u     p     p     r     z     r     r    s     p      t      d     n     p    a      t   e     n    o      d   e    e      d   o       l    p   o     p    r     d     ó     n     n ,      a      ñ    c   o     a       i   s       i     a    o     d       i     ó    e     r     v      d    e     a      ñ     n    c       l     r     a       i    p       i       l    s    e     a     d     z   o    e   s      t    a      t      l    e     á    m     q       u    c    a    e    e       l   e   s    c    e   s     n     d     z    a     d     z   o    n       l    p   o      t   e     d     m    a     r    a    n    e      d     n     ó      t    a    s    o       i     n     u       i   e    r   e    e    r   e    o     n       i   e       l    a     a    r   e    e    n       i      ñ      ñ    o     n   e       i    o   c     m    p     a     a    o     m     a    r   s     a    r     d     q       u     z     r     u    e    c     z       i     r     a     m     r       i     m     q        d    e       l    o      t       l     r     r    e    c   o    o     a      i    e    r     a    r   e     a     r   o     a   c    s    a    s    p    a    s    p    a    e    r    e    r   e     v   o    p    o    r     t    a       h     r    o    v       i     a    s     m     a      d    c    s       i       i      d       i    s    e       j     o      d     m     p      t    e     z   o    e    p    o       i   s    p     u    n       P   o    z       R   e       R   e       R    á      O    p       D       R   e       N       N   o       N    u       M       P   o       R       N A través de la tuberí a de producción 1

SXAR

1

2

MAXR WXAR

3

1

FIV

3

CIRP operado a cable

3

CIRP operado con tuberí a flexible

3

Ventaja (

) Limitaciones

4

4

4

Se requiere equipo de perforación/terminación  para la instalación, pero no para el disparo

3

Los cañones se hallan en sitio y dificultan la limpieza

2

4

Requiere un transportador de cañones apropiado

1

Mejores resultados en completaciones de pequeño diámetro

GunStack (CDAD)

Opciones de sistemas de transporte de los cañones. Para optimizar las operaciones de disparo, se deben ponderar las ventajas, desventajas y limitaciones de todos l os sistemas de cañones considerados para cada completación específica. Esta tabla enumera los beneficios económicos, técnicos y prácticos de los equipos que se utilizan para disparar sin necesidad de matar el pozo.

 > 

tiempo suficiente para establecer un desbalance, disparar y conducir una prueba de fluencia. La herramienta se libera en forma autom ática una vez transcurrido el tiempo programado. Adem ás, se puede configurar en dos formas: una opera sobre la presión del pozo y la otra, para un hueco seco, opera sobre la presi ón suministrada por una botella de gas que forma parte del sistema. Duración de las operaciones —La duración de las operaciones varí a en cada pozo. Si los intervalos son verticales y cortos —menos de 12 m [40 pies]—y están agujereados en condiciones de balance o de sobrepresi ón, por lo general el disparo operado por cable de acero se puede realizar en cuestión de horas y puede resultar el m étodo más eficiente. Si el intervalo es m ás largo o tiene varias secciones, las operaciones mediante cable de acero requieren m ás de un viaje, lo cual impide el uso del desbalance durante las corridas subsiguientes de los cañones. A medida que aumenta la desviación del pozo, el tiempo de operación también aumenta, especialmente si el peso de la sarta de ca ñones es bajo y se utiliza un

equipo de control de la presi ón instalado en la superficie. Cuando la desviación del pozo supera los 65°, se deben utilizar otros m étodos de transporte como el TCP y el PCP que requieren un tiempo de operaci ón más prolongado. Si los intervalos fueran mucho m ás largos, la duración total de TCP es más corta que las operaciones efectuadas con cable de acero y la totalidad del intervalo se puede disparar con desbalance para lograr una óptima limpieza de los disparos. 44.Patel D, Kusaka, Mason J y Gomersall S: “The Development and Application of the Formation Isolation Valve,” presen tado en la Conferencia y Exhibición Mediterránea de Operaciones Marinas, Ravenna, Italia, Marzo 19-21, 1997. Kusaka K, Patel D, Gomersall S, Mason J y Doughty P: “Underbalance Perforation in Long Horizontal Well in  the Andrew Field,” artículo de la OTC 8532, presentado en la OTC, Houston, Texas, EE.UU., Mayo 5-6, 1997. Mason J y Gomersall D: “Andrew/Cyrus Horizontal Well Completions,” artículo de la SPE 38183, presentado en la Conferencia Europea sobre Daño de la Formación, La Haya, Holanda, Junio 2-3, 1997.

77

Seguridad En los cañones se utilizan dos tipos de detonadores: detonadores el éctricos, o cascos explosivos, y detonadores a percusi ón. Los detonadores eléctricos convencionales est án expuestos a aplicaciones accidentales de energ í a a partir de diferencias del potencial el éctrico (EPD, por sus siglas en Inglés), lo cual constituye un peligro. Los detonadores a percusi ón que se utilizan en los sistemas TCP se disparan en forma mec ánica cuando una clavija de disparo golpea una membrana sellada a presi ón y detona un explosivo primario. El Equipo de Disparo Activado por Impacto S.A.F.E. fue desarrollado para ser inmune a todas las diferencias de potencial creadas por las radiofrecuencias, las corrientes de los sistemas de protección catódica a la corrosión, las soldaduras eléctricas, las lí neas de energí a de alta tensión y los motores de inducción como los utilizados en sistemas ‘topdrive’ de los equipos de perforaci ón. Este sistema elimina la necesidad de suspender las

comunicaciones radiales vitales y los equipos durante el desarrollo de las operaciones de disparo. 45 En el sistema S.A.F.E. el mecanismo de detonación es un Activador de Explosi ón (EFI, por sus siglas en Inglés) en lugar de un explosivo primario. Para disparar un ca ñón, se carga un capacitor que se encuentra en el cartucho electr ónico de fondo y que luego produce una descarga en forma abrupta. El calor generado por esta descarga vaporiza una secci ón del disco delgado de metal, el cual golpea una carga explosiva adyacente pre-formada con la energ í a suficiente para hacerla detonar. Esta detonaci ón corta un pequeño disco de aluminio que impacta un detonador que hace disparar el ca ñón. El equipo S.A.F.E. presenta la gran ventaja de que el ensamble al pie del pozo es m ás rápido que en el caso de los detonadores el éctricos convencionales. Las desventajas son el costo y el tama ño, ya que quita espacio al lubricador. El detonador Secure es un dispositivo del tipo S.A.F.E. de tercera generaci ón que también utiliza

1,5

   n   o           ó          ñ     i    a    c    d    a    t    n     i    e     l    s    p    o    m   t    o   r    e    c    i  ,    b     d   a    a    o     d     i    c    v   e     i    t    u    c    h    u     d   s    u    o    s    r    r    p   e    v    a     l    s    e   o     d   r    a    n   p           ó   s     i     i    c    d    a     l    e   n    o     R   c

1,2 Cañón 2 Cañón 5 Cañón 1 0,9

Cañón 4 Cañón 3

0,6

0,3

0

0

Cañón 1 2 3 4 5

0,2 0,4 0,6 0,8 Zona triturada versus permeabilidad de la formación, kc /k

Descripción 41 /2 pulg HSD UltraJet 41 /2 pulg HSD PowerJet 111 /16 pulg Enerjet 21 /8 pulg Power Enerjet 41 /2 pulg HSD UltraJet

Relación de anisotropí a: 10 Espesor de la zona dañada: 4 pulg

Fase 135 72 0 0 72

° ° ° ° °

1

dpp 12 5 4 6 5

Relación de la zona dañada versus permeabilidad de la formación, kd /k: 0,5 Espesor de la zona triturada: 1 pulg SPAN Versión 6.0 © Copyright 1999 Schlumberger

Diseño y análisis de las operaciones de disparo. El programa de Análisis de Operaciones de Disparo de Schlumberger SPAN se utiliza para pronosticar la eficiencia de las completaciones y seleccionar el mejor sistema de cañones. Los cálculos de desbalance se basan en los criterios más modernos. Si el diferencial real de presión es menor que el desbalance mínimo para alcanzar el daño nulo, se calcula el factor de daño provocado por el daño residual para mostrar la reducción de la productividad. En este caso la productividad se calcula para cinco tipos de cañones con varias densidades de disparo y distintos ángulos de fase.

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78

un EFI, ya que no contiene explosivos primarios ni un cartucho electr ónico en el fondo. Un microcircuito realiza las mismas funciones que el cartucho electrónico y el EFI juntos, en un empaque cuyo tamaño es similar al del detonador el éctrico convencional. El sistema Secure tiene todas las ventajas técnicas de los detonadores S.A.F.E., pero resulta m ás confiable, es totalmente descartable y es más pequeño, de manera que las sartas de cañones pueden ser m ás cortas.

Dise ño y análisis de las operaciones de disparo Para diseñar las completaciones con disparos se puede utilizar el software de An álisis de Operaciones de Disparo de Schlumberger SPAN, que predice la eficiencia de la operación de disparo bajo condiciones de fondo. 46 El programa combina módulos que estiman la penetraci ón en el fondo, calculan la productividad y determinan el nivel óptimo de desbalance. En el primer módulo, se estiman la profundidad de la penetración y el tamaño del hueco, que se utilizan en el segundo módulo para calcular la productividad del pozo. En el tercer módulo, se determina el desbalance óptimo para los disparos con factor de daño nulo, utilizando algoritmos para los criterios de desbalance aceptados corrientemente. 47 Cuando los cálculos no se pueden realizar mediante el uso de algoritmos, como en el caso de la corrección de la penetración de pruebas de superficie por los efectos ambientales en sitio tales como la resistencia de la roca y los esfuerzos de la formaci ón, se utiliza una extensa base de datos que incluye el rendimiento de los disparos sobre n úcleos o muestras de arenisca Berea, datos API y resultados de otras pruebas. En el modo de dise ño, este software permite seleccionar los sistemas de ca ñones sobre la base de los parámetros específicos del pozo: la geometrí a de la completaci ón, los fluidos en el pozo y el desbalance seleccionado (izquierda). Cuando el desbalance real es menor que el m í nimo exigido para lograr un da ño nulo, se calcula el factor de daño del disparo provocado por el daño residual para estimar la reducci ón de la productividad. El programa SPAN tambi én se puede utilizar para analizar la producci ón después que los pozos han sido completados o recompletados. Si los datos de producci ón real coinciden con los cálculos del programa SPAN, la completaci ón con disparos se considera exitosa. Cuando no se alcanzan los objetivos de producci ón, es necesario determinar las razones, que pueden ser la invasión profunda de la formaci ón, la remoción incompleta del daño, o bien haber partido de

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suposiciones incorrectas. Por otra parte, como el programa SPAN tambi én incorpora aspectos geológicos, resulta útil para integrar las descripciones del yacimiento en el dise ño de las operaciones de disparo. 48

Disparo inteligente Todos los pozos revestidos deben tener ori ficios para poder producir hidrocarburos, pero las distintas combinaciones de yacimientos y completaciones tienen diferentes exigencias al respecto. Debido a que el disparo es un elemento tan crí tico para la productividad del pozo, los requerimientos de cada pozo deber í an ser optimizados sobre la base de las propiedades espec íficas de la formación. El mejor modo de alcanzar esto es comprender de qu é  manera responden los yacimientos a las completaciones naturales, estimuladas y las completaciones espec íficas para el manejo de la arena. Los factores que se deben tomar en cuenta son: la resistencia a la compresión y los esfuerzos de la formaci ón, la presión y la temperatura del yacimiento, el espesor y la litologí a de la zona, la porosidad, la permeabilidad, la anisotrop í a, el daño y el tipo de fluido (gas o petróleo). Las formaciones duras, de alta resistencia, y los yacimientos dañados por los fluidos de perforación son los que más se benefician de los disparos de penetración profunda que atraviesan el daño de la formación y aumentan el radio efectivo del hueco. Los yacimientos de baja permeabilidad, que necesitan estimulaci ón por fracturación hidráulica para producir en forma económica, requieren disparos espaciados y orientados correctamente. Las formaciones no consolidadas que pueden producir arena necesitan orificios grandes, que permiten reducir la caí da de presión y se pueden empacar con grava para mantener las part í culas de la formaci ón fuera del disparo y del hueco. Los disparos también se pueden dise ñar a fin de prevenir la falla del túnel y de la formaci ón provocados por la producción de arena. En el pasado, el hecho de integrar las consideraciones relativas a la formaci ón y a los disparos, incluyendo el desbalance, constitu í a una excepción y no una regla. Si bien se dispon í a de la teorí a y del software necesarios para analizar el comportamiento de los disparos, las decisiones relativas a las completaciones casi siempre se basaban en las propiedades promedio de la formación o en las limitaciones de los disparos no relacionadas con la productividad. Hoy en d í a, en cambio, la actitud predominante consiste en pensar en términos de lo que es m ás conveniente para el yacimiento. Los operadores consideran las necesidades de desarrollo de cada campo en

Verano de 2000

Investigación

Requisitos de la formación

Tamaño del hueco

Fase

Disparo inteligente

Disparo sin matar el pozo Estimulación por  fractura hidráulica Daño inducido por el disparo

Densidad de disparos Desbalance

Rocas duras

Limitaciones del equipamiento estándar

Consideraciones del yacimiento

Cargas de penetración profunda

Herramientas activadas por cañones Cañones descartables Empaque de grava en una sola operación

Productividad del pozo

Daño de la formación

Soluciones adaptadas a necesidades especí ficas

Ancla operada a cable

Requisitos del pozo

Control de la producción de arena

Sistemas recuperables entubados

Orientación opcional

Control de producción de arena

Angulo de fase

Fracturas naturales

Métodos de transporte para TCP y PCP

Pozos altamente desviados Cañones que dejan pocos residuos

Alta densidad de disparos

Pozos con tasas altas

Cargas de hueco amplio

Organización de las piezas del rompecabezas. Las diversas opciones de disparo y una gran variedad de factores relativos a la completación del pozo aumentan en forma exponencial el número de decisiones que se deben tomar antes de comenzar la operación de disparo. Un enfoque de sistemas de disparo inteligente permite a los operadores obtener mayores beneficios a partir de las soluciones de disparo disponibles para superar los dilemas técnicos relacionados con l as completaciones con disparos.

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particular y luego seleccionan las mejores t écnicas de completación y el hardware disponibles. Ahora bien, algunas veces los equipos est ándares y los servicios convencionales no se ajustan a estas necesidades, por lo cual es preciso desarrollar nuevas herramientas, procedimientos y servicios: cargas huecas, equipos de completación, alternativas de transporte y aplicaciones para condiciones de desbalance, sobrepresión o sobrepresión extrema. Como resultado de ello, buena parte de los recursos de ingenierí a y de investigación de Schlumberger están dedicados al desarrollo de soluciones especiales. Muchos de estos nuevos desarrollos terminan por convertirse en productos y servicios estándares que amplí an el rango de opciones disponibles para los operadores. Los mejores diseños se basan en las exigencias espec íficas de los pozos con el fin de optimizar la producci ón. Este enfoque de sistemas globales —denominado disparo inteligente —pone énfasis en las técnicas que maximizan la productividad del pozo y ayudan a los operadores a obtener los mayores beneficios a partir de las soluciones disponibles para superar los dilemas asociados con las completaciones con disparos de los pozos (arriba). Al adaptar los diseños de los disparos a los yacimientos específicos, la tecnologí a de disparo se integra con la geolog í a, la evaluación de las formaciones y las técnicas de completación para

determinar cuáles son los equipos, la carga hueca, el sistema de transporte, el m étodo de instalación y las condiciones de presi ón más adecuadas para realizar operaciones de disparo eficientes y efectivas. Gracias a las simulaciones computarizadas utilizadas para comparar el comportamiento real con respecto a las expectativas del diseño, se podrán perfeccionar las herramientas y los métodos existentes para hacerlos más efectivos. El objetivo final consiste en diseñar soluciones específicas para maximizar la productividad de cada pozo. —MET 45. Huber KB y Pease JM: “Safe Perforating Unaffected by Radio and Electric Power,” artículo de la SPE 20635, presentado en la Conferencia y Exhibición Anual No 65 de la SPE, Nueva Orleáns, Luisiana, EE.UU., Septiembre 23-26, 1990. Huber et al: “Method and Apparatus for Safe Transport Handling Arming and Firing of Perforating Guns Using a Bubble Activated Detonator,” Patente de EE.UU., No. 5.088.413 (Febrero 18, 1992). Lerche et al: “Firing System for a Perforating Gun Including an Exploading Foil Initiator and an Outer Housing for Conducting Wireline Current and EFI Current,” Patente de EE.UU., No. 5.347.929 (Septiembre 20, 1994). 46. Carnegie A: “Application of Computer Models to Optimise Perforating Efficiency,” artículo de la SPE 38042, presentado en la Conferencia de Petróleo y Gas del 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.

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Colaboradores Bill Bailey es ingeniero senior en Schlumberger Holditch-Reservoir Techn ologies ( H-RT) con sede en Aberdeen, Escocia. Ha participado en d iversos estudios de ingeniería de yacimientos y mejoramiento de la producción en e l Reino Unido, incluyendo varios estudios para el control de la producción de agua. Se ha desemp eñad o como líder de ingeniería y gerente de pr oyecto en diversos proyectos realizados en el Reino Unido, Holanda y Noruega y además, tien e a su cargo la interpret ación de dat os y el soporte del sistema WellWatcher*. Cuando ingresó en H-RT en 1999 provenía del segmento de Manejo Integrado de Proyectos de Schlumberger IP M. En IPM trabajó como ingeniero de produ cción y mane jó proyectos de análisis de riesgos en Noruega. Jun to con sus responsabilidades técnicas ha desarrollado una variedad de herramientas de software de uso intern o que incluyen un program a para an alizar la posible exposición económica de las campañas de intervención de pozos orientad as a la participación en los beneficios. Antes de ingresar en Schlumb erger en 1997, traba jó como gerente de proyectos e ingeniero de investigación senior en la Unidad de Tecnología de Pozos Horizontales de la Universidad Heriot-Watt e n Edimbu rgo, Escocia, donde cont ribuyó al desarrollo del software de simulación pa ra pozos complejos. También traba jó dos años en un a compañ ía de servicios en Noruega y como consultor d e gestión en Arthur D. Little. Bill obtuvo una mae stría con honores en ingeniería en el Imperial College of Science, Technology and Medicine en Londres, Inglaterra y un doctora do en la Universidad Técnica de Noruega en Trondheim, amba s en ingeniería en pe tróleo. Ademá s, obtuvo una m aestría en adm inistración de ne gocios en la Universidad de Warwick en Inglaterra . En la actualidad se desem peña como editor técn ico de Production and Facilities de la SPE. Larry Behrmann es gerent e de Investigación de Disparos y Asesor Científico desde 1998 y, además, es gerente de Estudios Avanzados de Disparos en el Centro de Completa ciones de Yacimientos de Schlumberger con sede en Rosha ron, Texas, EE.UU. Tiene a su car go todas las actividades de dispa ros para R&D relacionadas con los sistemas de alto rend imiento. Su trabajo actual comprende la física de los disparos bajo condiciones e n sitio. Comenzó su carrera en 1961 como miembro del cuerpo técn ico de Bell Telephon e Laboratories e n Allentown, Penn sylvania, EE.UU. Entre 1963 y 1965 formó pa rte del plant el de Sandia Corporat ion en Livermore, California, EE.UU. En 1965 ingresó en Physics Inter national Company en San Leandro, California, donde se desempeñó como director de la división de armamen tos y gerente del departa mento de la dinámica de las vibraciones. Es autor d e num erosos traba jos. Se graduó en la Universidad d e California en Berkeley y obtuvo una mae stría en la Universidad Lehigh de Bethlehem, Pennsylvania.

James E. Brooks obtuvo su doctorado en acústica en la Universidad Católica Americana de Washington D.C., EE.UU. en 1979. Antes de ingresar e n e l Centro de Completaciones de Yacimientos de Schlum berger (SRC) en Rosha ron, Texas, en 1980, trabajó en el David Taylor Naval Ship R&D Center, donde se ocupó principalmen te de problema s de vibración y radiación de sonidos. Durante los últimos 20 años en el SRC ha intervenido en diversos estudios de física de car gas hueca s, diseño de cañon es, diseño avanzado de det onadore s y mejoramient o de la productividad de pozos mediante disparos. Andrew Brown es ingeniero en pe tróleo y se ocupa de temas relacionad os con completaciones de la formación (incluyendo los disparos) en e l Upstrea m Central Resource de BP Amoco, en Sun bury, Inglaterra. Sus responsab ilidades incluyen el soporte técnico para las unidad es de negocios de BP Amoco, la redacción de pauta s y el manejo de proyectos de R&D. Desde su ingreso en la compañía en 1987, se ha desempeñ ado tanto en operaciones de campo (completaciones y operaciones de p ozos en el Mar del Norte) como en e l Centro de Sun bury. Se graduó en in geniería civil en la Universidad de Strathc lyde en Escocia y obtuvo una maestría en ingeniería en pet róleo en el Imperial College de Londre s, Inglaterra. Mike Crabtree se desempeña como gerente de mane jo de agua en Schlumber ger Oilfield Services Marketing en Aberdeen , Escocia. Comenzó su carrera en Int erna tional Drilling Fluids (IDF), primero como ingeniero y luego como gerente de d esarrollo en el Medio Oriente y Africa Occidental ( 1985 a 1989). Ademá s traba jó en TR Oil Services como geren te de l Medio Oriente ( 1989 a 1995). Actualmen te está d edicado al desarrollo de un lodo a base de pe tróleo de baja toxicidad y sistemas de alto ren dimiento par a inhibir y disolver las incru staciones. Asimismo, formó parte de u n equipo que trab ajó en el diseño e implementación de un sistema de recuperación de petróleo derram ado en Kuwait luego de la Guerra d el Golfo. Mike se gradu ó en química e n la Universidad de Newcastle en Inglaterra. Gérard Cuvillier se desempeña como líder del Equipo de Perforaciones en e l Centro de Excelencia de Aguas Profundas de Schlumberger con sede en Houston, Texas. Se graduó en la Ecole Centrale d es Arts et Manufactures en P arís, Francia, y comenzó su carrera en Total en 1974. Durant e los 10 años que tr abajó en la empresa tuvo a su cargo tarea s de ingeniería de perforación y manejo de operac iones y de la perforación en e l Mar del Norte, Indonesia, Noruega y Túnez. Trabajó dos a ños en Foraid S.A. apoyando a Total en París, donde escribió dos manu ales sobre tecn ología de perforación en agua s profundas y manejo de plataformas de perforación semisumergibles. Entre 1988 y 1990 fue gerente de comer cialización para la región sur de Eur opa y Africa en Hughes Tool Company en Fran cia. En 1990 pasó a Ipede x en Londres, Inglaterra y fue asignado a Total como responsable de la perforación en el desarrollo Dunbar en e l Mar del Norte en el Reino Unido. Cuatro años más tard e ingresó en Schlumbe rger como ingeniero de pozos senior con el grupo de Manejo Integrado de P royectos (IPM). Antes d e asumir el cargo actual, Gérard era gerente de ingeniería de pozos para IPM en todo el mund o y gerente de ope raciones de los proyectos Yukos en Siberia Occident al y Alpetun nel en Francia.

Glen Denyer traba ja en EEX Corporation en Houston, Texas, donde se ocup a de sup ervisar todos los proyectos 3D de migración de profundidades de pre apilamiento, incluyendo la construcción de m odelos de velocidad y la evaluación de a lgoritmos, además del control de calidad de imágenes de profundidad final. Ha realizado el mapeo de num erosos prospectos en aguas profundas en las áreas de Garden Banks del Golfo de México y en el ca ñón del Mississipp i y fue líder de eq uipo de un grupo de em presas asociadas para diseñar e implementar el primer perfil sísmico vertical 3D en aguas pr ofundas en el Golfo de México. Comenzó su carrera en Western Geophysical en Houston en 1980. En el tran scurso de los próximos veinte años ocupó distintos cargos en Seiscom Delta United, Tenn eco Oil Exploration and P roduction, Berrong Enter prises y en el Centr o de Investigación Avanzada de Houston. Antes de ingresa r en EEX en 1998, traba jaba en Swift Energy Compan y en Houston, donde era re sponsab le de la adquisición y el procesamiento de t odos 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 Centro de Productos de Schlumberger con sede en Stonehouse , Inglaterra. En 1973 ingresó en British Aerospace y pasó a ser geren te de ingen iería y proyecto para el desarrollo de una a mplia variedad de sistemas militares de navegación, guía y seguimiento. Entre 1989 y 1998 trabajó en la industria n uclear (en Nationa l Power y Magnox, entr e otras emp resas) como gerente técn ico y de programación en e l desarrollo y la implement ación en el camp o de sistemas con control remoto y robotizados para la inspección y repara ción de los reactore s nucleares y los sistemas de contención d e desechos. Ingresó en Schlumberger en 1998. Geoff se graduó con h onores en ingeniería mecán ica en la Universidad de Birmingha m y obtuvo una maestría en ingeniería de sistemas de control en la City University de Londres, y un doctorado en cibernét ica y diseño en la Brunel University, también en Inglaterra. Se interesa especialmente por la ingeniería de con trol, la simulación matemát ica y los sistemas de control remoto. Stephen Edwards trabaja en Schlumberger HolditchReservoir Techn ologies en Houston, Texas como ingeniero geomecán ico. Se ocupa de la aplicación de principios geomecánicos a la construcción d e pozos y el desarrollo de campos pet roleros. Ingresó en la compañía en 1997. Se graduó en ciencias terre stres en la Universidad de Oxford y obtuvo el doctorado en geomecánica en la Universidad de Londres, ambas en Inglaterra. Jon Elphick está basado en Cambridge, Inglaterra y desde 1994 trabaja en Schlumbe rger como especialista en el cont rol de la producción de agua. Brinda soporte técnico y entrenamiento en el campo y se ocupa del desar rollo de nuevas te cnologías, como el software WaterCASE. Antes de e specializarse en e l control del agua, desempeñ ó diversas tarea s especializadas en estimulación pa ra Dowell, incluyendo el ma nejo de la embar cación de estimulación BIGORANGE* 18 en e l Mar del Norte. Anter iormente , Jon traba jó en el desarrollo de software para Dowell en París y en St. Etienne, Francia. Jon se graduó en matemáticas en la Universidad d e Bath, Inglaterr a y obtuvo diplomas adicionales en edu cación y manejo de yacimientos.

Un asterisco (*) ind ica marca de Schlumberger.

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Oilfield Review

Simon Farrant es gerente de sistemas de disparos en el Centro de Complet aciones de Yacimientos de Schlumber ger (SRC) en Rosha ron, Texas. Desde 1998 se encue ntra a cargo del desarrollo de nuevos sistemas de disparos transportados con cable de acero y del sistema de soport e en el camp o InTouch. Ingresó en Schlumber ger en 1987 como ingeniero de campo en Omán y posteriormente trabajó en distintos países del Medio Oriente . Desempeñó diversos cargos como responsable de operaciones de campo t anto en el Medio Oriente com o en el Lejano Oriente y, reciente mente fue gerente de locación en la zona marina de Tailandia. Simon se gradu ó con hon ores en geofísica y física plan etaria e n la Universidad de Newcastle Upon Tyne en Inglaterra y ademá s obtuvo una maest ría en ingeniería en petróleo en la Universidad Heriot-Watt en Edimb urgo, Escocia. Alfredo Fayard se incorporó a Schlumberger como ingeniero de campo en 1979, después de graduarse en electrónica y sistemas de control en la Universidad Tecnológica Nacional de Buenos Aires, Argentina. En 1982, despué s de haber re alizado trabajos en Argentin a, Perú y México, Alfredo fue nombra do ingeniero a cargo de las operaciones ma rinas en México. Entre 1983 y 1985 se desempeñ ó como gerente de operaciones t errestr es en varias áreas de México. En 1986 se desempeñó como instructor en el Centro de Entrenamiento de Schlumberger en Livingston, Escocia y, posteriormente , fue designad o gerente de ca pacitación para el sur de Eur opa y Africa. Durant e los dos años siguientes trabajó en el Centro de Entren amiento Latino de Parm a, Italia, como responsable de la implementación del programa de en trenamiento para los ingenieros recientemente incorporados a Schlumber ger. En 1989 fue designado gerent e de Wireline & Testing para el área n orte de Italia. Entre 1992 y 1996 fue gerente t écnico para el norte d e Africa y tuvo a su cargo la supervisión de están dares, seguridad y ent renam iento y desarrollo del personal a cargo suyo. En 1996 fue tr ansferido al Centr o de Disparos y Prueb as de Schlumberger en Rosha ron, Texas para dirigir el diseño y la implement ación de pr oyectos de ingeniería a corto p lazo y el soporte de t odos los productos relacionad os con las operaciones de dispar os. Desde 1998 ocupa el puesto de gerente de sistemas de disparos, responsable de la ingen iería y fabricación de todos los productos relacionados con las operaciones de disparos. Andy Hendricks se graduó en ingeniería en petróleo en Texas A&M University de College Station en 1987. Durant e los últimos doce años trabajó en distintos puest os en Anadrill, incluyendo ingeniero de camp o, perforador direccional y gerente en el Golfo de México, Venezuela y la región este y oeste de Canadá. En la actualidad se desempeña como gerente de desarrollo de ne gocios de Schlumb erger Oilfield Services para las zonas atlán tica y este de Canadá, con sede en Mount Pearl, Newfoundlan d. Se ocupa de supervisar los contratos de Schlumberger para clientes específicos y está tratando de establecer las unidad es de ne gocios de GeoQuest y Camco en esta región. Anter iormente ( 1996 a 1999) residía en St. John ’s, Newfoundland como gerent e de distrito de Anadrill y líder del equipo de perforación para la alianza de Schlumberger con Hibernia.

Verano de 2000

Greg Johnso n se graduó en ciencias ambientales en la Universidad de Colorado en Boulder, EE.UU. en 1978 y posteriormen te ingresó en Western Geophysical. En los últimos 17 años ocupó distintos car gos en Schlumberger, tanto en Est ados Unidos como en Europa. Fue gerente de Procesamiento de Datos Sísmicos de Geco-Prakla en Calgary, Alberta , Canadá y geofísico senior en el grupo de Soporte Geofísico en Houston, Texas. En la actualidad se desem peña com o supervisor de imágenes estructurales dentro del sector de Servicios de Inversión del Segmen to de Sísmica del Grupo de Evaluación de Yacimientos, con se de en Houston. Sus áreas de int erés incluyen inversión estruct ural sísmica en 2D y 3D y tecnologías de ciencias de la computación. Trond Skei Klaus en es ingeniero de perforación de Norsk Hydro y tiene a su cargo la plan ificación de pozos del Proyecto Njord en Kristiansun d, Noruega. Comenzó a traba jar en Norsk Hydro en 1997 como ingeniero trainee en soporte operat ivo en Bergen y luego pasó al proyecto Oseberg B. En 1999 asumió su cargo actual. Obtuvo una m aestría en in geniería en la Universidad Noruega de Ciencia y Tecnología de Trondh eim con especialización en tecn ología de perforación. Fikri Kuchuk es jefe de ingeniería de yacimientos en Schlumberger Oilfield Services para el Medio Oriente, Pakistán e India. Anteriormente se desempeñó como científico senior y gerente d e programas en el Centro de Investigaciones de Schlumberger-Doll de Ridgefield, Connect icut, EE.UU. Entre 1988 y 1994 fue p rofesor consultor en el departame nto de Ingeniería en Petróleo en la Universidad d e Stanford en California, donde tuvo a su cargo la enseñanza de pruebas avanzadas de pozos. Antes d e ingresar en Schlum berger en 1982 trabajó en el comportamien to y manejo de yacimientos en BP /Sohio Petroleum Company. Se graduó en la Universidad Técnica de Estam bul, Turquía y obtuvo la maestría y el doctorado en in geniería en petróleo en la Universidad de Stanford. Ha recibido diversas distinciones (Pr emio de Ingen iería de Yacimientos de la SPE en 1994, Medalla de Oro del Prem io Nobel en Física Kapitsa, Pre mio Henri G. Doll) y es miembro de la Academia Rusa de Ciencias Naturales. Dentro de la SPE ha pr esidido diversas comisiones, programas y foros. Es autor de diversos trabajos técnicos y paten tes y, ademá s, se desempeñ a como editor del Middle East Reservoir Review (ante riormente denomin ado Well Evaluation Review). José Eduardo Mendonça trabaja en Petrobras como gerente del proyecto PROCAP para el desarrollo de una tec nología de levantamien to artificial por gas en aguas ultraprofundas, con sede en Río de J aneiro, Brasil. Entre 1993 y 1998 fue gerente del proyecto que tuvo a su cargo la instalación de la primer a bomba electrosumergible en aguas profundas (1109 metros). En 1984 comenzó su carrera en P etrobra s como ingeniero de completaciones en el área marina de la cuenca Campos. Dos años más tar de se incorporó al Centro de R&D de Petrobras, dond e contribu yó a la iniciación del Centro de R&D de Ingeniería Submarina . Desde entonces se desempeñ ó como gerente del proyecto Albacora Fase II de diseño de una plan tilla para con ju n to d e vál vu la s d e di st ri bu ci ón m úl ti p le q ue n o r equiere buzos, y gerente d e proyecto del conjunto de válvulas de distribución m últiple MEDUSA para aguas profundas y el desarrollo del método de conexión vertical. Es titular de ocho pa tent es y se graduó en ingeniería mecánica en la Universidad Federa l de Río de Janeiro y obtuvo una maestría en administración de negocios en la Fu ndación Getúlio Vargas de la misma ciudad.

Charlie Michel es ingeniero en petróleo senior integrante d el grupo de Upstream Techn ology de BP Amoco. Comenzó su carrer a en 1982 en la Sohio Petroleum Compa ny en San Fran cisco, California. Entre 1985 y 1987 trabajó como ingeniero en pe tróleo en las prueb as y el desarrollo del Campo Lisburne en Alaska, EE.UU. Entre 1987 y 1995 se ocupó d el diseño de intervencione s de pozos y supervisión de tareas por línea eléctrica, estimulación, tubería flexible, cementación, fracturación hidráu lica y prueb as de pozos para exploración en e l campo Prudh oe Bay, en Alaska. Ante s de ocupar su cargo actu al en el año 2000, se desempeñaba como ingeniero senior responsable de intervenciones de pozos y mant enimient o en el campo Magnus. Se graduó en ingeniería química y obtuvo una maestr ía en la Universidad del Estad o de Oregón en Corvallis, EE.UU. Alwyn Noordermeer es ingeniero en petróleo de BP Amoco en el pr oyecto Shah Deniz en Azerbaijan, donde trabaja en p ruebas de pozos con alta presión y perfilaje a hueco abierto. Ingresó en la compañía en 1998 y durante u n añ o se desempeñó como ingeniero en petróleo en el equipo de Intervenciones de Pozos en Dyce, Aberdee n, Escocia. También participó de varios proyectos, incluyendo Wellbay Design Guidelines, Inflatab le Reliability Project y Gas In jection System Guidelines. Posteriormente formó parte de l equipo de Magnus Delivery, donde tra bajó en cañ ones con fase de 99 grados, el planeamien to y la ejecución de una amplia variedad de programas de intervención y en un estud io de integridad de pozos inyectores de agua. Se graduó en ingeniería de per foración y producción en la Universidad de Amsterdam , Holanda, y obtuvo una maestría en ingeniería en petróleo en la Universidad Heriot-Watt en Edimburgo, Escocia. Demos Pafitis es el adalid de product o de los sistema s direccionales en el grupo de Per foración y Mediciones con sede en Sugar Land, Texas. Tiene a su cargo la comercialización e introdu cción de nuevos productos de sistemas direccionales, que comprenden tanto los nuevos sistemas rotativos como las herramien tas direccionales tradicionales. Anter iormente , fue gerent e de sección de Power Systems den tro del Centro de Product os de Sugar Land. Ingresó en Schlumber ger en 1991 como científico de investigación en el depa rtament o de física del sistema roca-fluido en el Centro de Investigación de Cambridge, Inglaterra, donde tra bajó en diversos proyectos relacionados con el aislamiento zonal, la cemen tación de pozos y nuevas técnicas de completación pa ra pozos horizontales. Se graduó en ciencias de mat eriales e ingeniería en la Universidad de Londres y obtuvo un doctorado en ciencias de ma teriales y metalurgia en la Universidad de Camb ridge, también en Inglaterra. Dick Plumb es consultor director y geren te de geomecánica en Schlumberger Holditch-Reservoir Techn ologies en Houston, Texas. Previamen te se dese mpeñ ó como jefe del equipo de ingeniería geomecánica den tro del sistema de Manejo Integrado de Proyectos (IPM) y como coordinador de geociencias en el Centro de Soporte de IPM en Houston. Con ante rioridad, tuvo a su cargo el estudio de casos en el departamento de interpr etación y geomecán ica del Centr o de Investigación de Schlumberger de Cambridge, Inglaterra. Ademá s trabajó en el Centro de In vestigación de Schlumberger-Doll Research de Ridgefield, Connecticut, donde desarrolló técnicas de interpretación de registros para caracte rización de fractur as, mediciones de esfuerzos en sitio y conten ción de fracturas hidráulicas. Dick se gradu ó en física y geología en la Universidad Wesleyan de Middletown, Connecticut; obtuvo una maestría en geología en el Dartmou th College de Han over, New Hampsh ire, EE.UU. y un d octorado en geofísica en la Universidad de Columbia en Nueva York , EE.UU.

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Christian Ro mano es gerente de desarrollo de n egocios en el área de servicios para el manejo de agua de Schlumberger en Caracas, Venezuela, donde t iene a su cargo el programa de sistema s de compresión y producción. Comenzó su carrer a en Comex Services en Marsella, Francia, donde se ocupab a del soporte en la superficie de los trabajos submarinos. Ingresó en Schlumb erger en 1977 como supervisor de instalaciones de producción tem prana y, después de tres años como geren te de op eraciones de Venezuela, fue designado gerent e de produ cción y servicios de pruebas de campo. Posteriormente fue trasladado a Aberde en como gerente t écnico y de merca deo de sistemas d e produ cción en Wireline & Testing. Antes d e ocupar el cargo actu al en 1997, fue asignado al eq uipo de m anejo de recursos d e la Alianza LASMOSchlumberger pa ra el Proyecto Dación como gerente de operaciones de producción e instalaciones de superficie en Caracas. Se graduó en la Academia de Aix-en-Provence, Franc ia, donde se espe cializó en fabricación mecánica. Más tarde asistió al programa de mae stría de la Universidad de Marsella, St. Jerôme , con especialización en metalurgia. Leo Roodhart tiene 20 años de experiencia en la industria petrolera con Shell International en las áreas de tecnología de producción, completaciones, pozos inteligentes, fracturación y estimu lación, eliminación de residuos en el subsue lo, planea miento y desarrollo de campos y man ejo de agua producida. Desde 1996 se desempe ña como gerente de t ecnología del departamento de man ejo de agua y gas y estimulación de pozos en Shell. Ademá s es miembro d el equipo de liderazgo extendido de la Organización tecnológica de Shell ( SEPTAR). Anteriorment e fue asesor de tecn ología de la producción, asesor de ingeniería de produ cción y adalid en el área de alineación de negocios dentro del departamen to de manejo de agua y gas de Shell. Es autor de varios informes y trabajos técnicos. Obtuvo una maestr ía en física y química y un doctorado e n física molecular, ambos en la Universidad de Amsterd am en Holanda . Formó parte de diversas comisiones de la SPE y en la actu alidad preside la sección d e Holanda de la SPE y la Comisión de Impleme ntación d e la Serie de Foros de la SPE y, ademá s, es miembro de la Comisión de la Conferencia Europea de Operaciones Marinas. Colin Sayers se graduó en física teórica en la Universidad de Lancast er y obtuvo un posgrado ( DIC) en física matem ática y un doctorado en física teórica del estado sólido en el Imperial College de la Universidad de Londres, Inglaterra. Luego de desempeñar una actividad posdoctoral en el Imperial College, ingresó en la división de física de mat eriales y metalurgia de la Comisión de Investigación de Ene rgía Atómica de Harwell, Inglaterra. En tre 1986 y 1991 trabajó en investigación en la emp resa Shell en Holanda. En 1991 ingresó en el Centro de In vestigaciones de Schlumberger de Camb ridge, Inglaterra, donde fue líder de programas de ca racterización sísmica y monitoreo de yacimientos. Desde 1998 se desemp eña como director de geofísica en el segmento de Sísmica del Grupo de Evaluación de Yacimientos d e Schlumberger, con sede en Houston , Texas. Sus intereses técnicos comprenden sismología con un solo sensor, presión de poro sísmica y predicción de peligros de perforación, sismología con componen tes múltiples, caracterización sísmica de yacimientos, estudios sísmicos utilizando la técn ica de lapsos de tiempo, integración sísmica del hueco, propagación de ondas en m ateriales no homogéne os y anisotrópicos, análisis de velocidades sísmicas, anisotropía sísmica y flujo de fluidos en med ios fractur ados.

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Phil Smith traba ja para BP Amoco en Houston, Texas, donde brinda soporte técnico en temas relacionados con el comportamient o de pozos para las operaciones en Latinoamérica, con responsabilidad específica sobre el daño de la formación, las operaciones de disparos y los tratam ientos qu ímicos en el fondo del pozo. En 1982, comenzó su carrera en Int ernat ional Drilling Fluids (IDF) Ltd. como investigador químico. Dent ro de la misma empresa, fue trasladado a Aberdeen, Escocia, donde se dese mpeñ ó como geren te de laboratorio, represent ante d e servicios técnicos e ingeniero senior de opera ciones. En 1988 ingresó en BP Amoco como ingeniero en pet róleo en la sede de Sunbury, Inglaterr a. Entre 1992 y 1995 trabajó como químico senior de producción en Aberdeen . Antes de ocupar su ca rgo actual en 1998, fue jefe de eq uipo de productividad de p ozos con sede en Bogotá, Colombia. Se graduó con honores en química en la Universidad Tecnológica de Longhborough en Leicestershire, Inglaterra. Bertrand Theuveny trabaja en Schlumberger como gerente de soporte de Mediciones Trifásicas AS en Sandsli, Noruega d esde 1997. Supervisa las act ividades de soporte y servicio posvent a para el ha rdware y la metrología, adem ás de super visar los programas de capacitación en t écnicas de med ición de flujo multifásico. Comenzó su carrera en 1980 como ingeniero trainee e n la división de armas t ácticas de Aerospatiale en Fran cia. En 1982 fue designado ingeniero mecánico en Cherbourg, Francia como asistente en el manejo de la construcción de un a plataforma en áreas marinas. Después de trab ajar como asistente de investigación en el Instituto de Geofísica de Fairbanks, Alaska, ingresó en Flopetrol Joh nston e n 1985 y trabajó en Túne z, México y Francia. En 1987 pasó a Wireline & Testing (W&T) en Macae, Brasil como ingeniero de prueb as y más tard e como supervisor del centro de entren amiento. Después de trabajar como gerente de servicios de campo en Brasil, en 1992 fue de signado máximo respon sable de W&T en Algeria. Antes d e asum ir su cargo actual, era geren te de pr uebas de W&T en Trípoli y Libia. Bertrand se graduó en ingeniería oceánica en la Ecole Centrale de París, Francia y obtuvo una mae stría en geofísica y otra en ingen iería en pet róleo, ambas en la Universidad de Alaska, en Fairban ks. Jeb Tyrie es el gerente de operaciones para el Reino Unido y Escandin avia de Holditch-Reservoir Techn ologies con sede en Aberdeen , Escocia. Es responsable de estud ios del subsuelo para evaluar todos los riesgos relativos a la participación de Schlumberger en con tratos de riesgo-recompensa y, adem ás, se ocupa del soporte para la ap licación de servicios y herra mienta s de avanzada de Schlumberger en e studios independientes d el subsuelo realizados por terceros. Comenzó a trabajar en BP en 1982 como ingeniero en petróleo, de yacimientos y de producción en diversos campos del Mar del Norte. Entre 1991 y 1998 trabajó como consultor indepen diente en ingeniería d e yacimientos en Noruega y en el Reino Unido. Duran te ese p eríodo formó una empre sa conjunta con TSC de Noruega para prom over y vender el simulador de líneas de flu jo FrontSim*. Introdujo técnicas de simulación de líneas de flujo en BP Amoco, que luego fueron adopta das en todo el mundo. Ingresó en Schlumb erger en 1998. Se graduó en filosofía natural, matemá ticas y química en la Universidad de Aberdeen y obtuvo una maest ría en ingeniería en pe tróleo en la Universidad de Strathclyde, también en Escocia.

David Underdown es asesor técnico de Chevron Production & Techn ology Company con sede e n el Centr o de Pe rforación y Técnica d e Houston, Texas, donde es responsa ble de ingeniería de completacione s y se ocupa especialmente del control de la producción de aren a y de los disparos. Entre 1984 y 1993 trabajó en ARCO en Plano, Texas como ingenier o de comp letaciones dedicado a tema s relacionados con el control de la producción de a rena y el daño de la formación. Durant e los dos años siguientes se desempe ñó como presiden te de la compañ ía consultora UNITEC en Plano, Texas. Entre 1995 y 1996 trabajó como d irector técn ico en la división de tecn ología de pozos de Pa ll Corporation e n Port Washington , Nueva York, donde tuvo a su cargo el soporte téc nico de la división. Ingresó en Che vron en 1996. Obtuvo el doctorado en química y física en la Universidad d e Houston. Fue editor de las monografías sobre control de la producción de aren a y fluidos de completación de la SPE. Además es miembro de la Comisión de Premios de la SPE y trabaja como editor té cnico de la pub licación Drilling & Completions de la SPE. Adi Venkitaraman es ingeniero en desarrollo de completaciones a car go de la sección de Proyectos Especiales del grupo de Investigación de Disparos en el Centro de Completaciones de Schlumberger (SRC) de Rosharon, Texas, donde ingresó en 1993. Entre 1993 y 1997 estuvo a cargo de d iversos proyectos en el Laboratorio Avanzado de Flujo (tanto en proyectos internos como en proyectos conjuntos con client es). Desde 1997 se ha ded icado a la definición e implemen tación de las mejores técnicas de disparos en el campo sobre la base de la experien cia de laboratorio. Sus proyectos actua les incluyen la optimización de completaciones en rocas bland as para clientes (con trol y prevención de la producción de a rena ) y validación de modelos analíticos internos de esta bilidad de los disparos a través de su a plicación en el camp o y la observación de datos. Obtuvo un diploma en ingen iería mecánica en la Universidad de Kerala, India y una maestr ía en ingeniería en petróleo en la Universidad de Texas en Austin. Charlie Vise es líder de eq uipo de Servicios de Producción e Inter vención del Centr o de Excelencia en Aguas Profunda s de Schlumber ger con sede en Nueva Orleáns, Luisiana, EE.UU., donde proporciona soporte técnico y de mercadeo para todas las áreas de aguas profundas de l mundo. Comenzó en 1982 como ingeniero de ca mpo en Houma, Luisiana. Al año siguiente fue designado ingeniero general de campo para pruebas de p ozos y servicios de disparos de Flopetrol John ston en Houma y, más adelan te, fue nombr ado ingeniero de produ cción y de yacimientos para la misma compa ñía en Nueva Orleáns. Entr e 1987 y 1994 traba jó como ingeniero técn ico de venta s para servicios de completaciones y prueb as de pozos con hue cos revestidos dentro de Schlum berger Oilfield Services en Nueva Orleáns. Duran te los próximos tres años fue geren te de d esarrollo de negocios en Well Testing Services en Luisiana, Escocia y Francia, como responsa ble del desarrollo de nuevos líneas de negocios técnicos (sondas de instalación perman ente en el fondo del pozo, medidores de flujo multifásicos, intervenciones de pozos submarinas, instalaciones de producción tem pran a y servicios submarinos). Ante s de ocupar su cargo actu al en 1998, fue coordinador de tecnologías emergentes para Schlumberger Oilfield Services en Nueva Orleáns. Se graduó en ingeniería en pet róleo en la Universidad de l Estado de Luisiana en Baton Rouge.

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Sismicidad en el campo petrolero. En ciertas regiones, se ha observado que el desarrollo de campos de hidrocarburos puede inducir la formación de terremotos. Para comprender los efectos de la producción de petróleo y gas sobre la sismicidad, se ha instalado una red de registro en un campo en producción en Rusia. Los científicos analizan los datos obtenidos con el fin de estudiar las propiedades del yacimiento, monitorear la inyección de agua y predecir los eventos sísmicos. Operaciones de cementación. En toda operación realizada en un campo petrolero, los objetivos permanentes son aumentar la eficiencia y la seguridad mientras se reduce el tiempo de equipo de perforación. En lo que respecta al equipamiento, sin embargo, lo más grande no siempre resulta ser lo mejor, lo más económico o lo más fácil de usar. En este artículo se examinan las diversas ventajas que presenta un nuevo bombeador de cemento más pequeño, que ofrece mejor maniobrabilidad, menor peso y mayor confiabilidad, y al mismo tiempo permite reducir el tiempo ocioso en el equipo de perforación durante las tareas de cementación. Actualización de NMR. La última generación de herramientas de perfilaje de resonancia magnética nuclear (NM R, por sus siglas en Inglés) suministran información confiable acerca de la porosidad de la formación y los fluidos en los poros. Gracias a los nuevos diseños de las herramientas y a un mejor procesamiento se logra incrementar la velocidad de adquisición de los datos y reducir los costos del perfilaje. En este artículo se estudian las nuevas aplicaciones que utilizan mediciones NMR junto con los datos obtenidos por medio de otros sistemas para proporcionar soluciones con respecto a la caracterización geológica,la evaluación de la formación, ingeniería de completación y optimización de los yacimientos. Diseño y selección de la mecha de perforación. Los operadores y contratistas hacen todo lo posible por reducir al mínimo el costo de perforación por metro perforado; esto es el tiempo de equipo de perforación más el precio de la mecha, dividido por los metros perforados. En este artículo se examinan las mechas tricónicas, las mechas de diamante y las mechas compactas de un compuesto policristalino de diamantes (PDC, por sus siglas en Inglés). También se analiza la nueva metalurgia que permite adaptar las mechas a formaciones específicas, lo cual aumenta su rendimiento en gran medida. Gracias al uso de selladores, y al mejor monitoreo de la alineación y de las vibraciones, en muchos casos, se logra perforar una sección completa del hueco con una sola mecha.

Verano de 2000

• Sequential Restoration of the External Alpine Digne Thrust System, SE France, Constrained by KinematicData and Synorogenic Sediments • History and Deformation Rates of a Thrust Sheet Top Basin: The Barrême Basin, Wester n Alps, SE France • Thin -Skinne d Inversion Tecton ics at Oblique Basin Margins: Example of  the Wester n Vercors and Chart reuse Sub-alpine Massifs (SE France)

Time Machines: Scientific Explorations in Deep Time Peter D. War d  Spri nger-Verl ag  175 Fi fth Avenue  Nueva Yor k, Nu evaYork 10010 EE.UU. 1998. 241 pági nas, $25.00  ISBN 0-387-98416-X Este libro describe los cambios ocurridos en la Tierra desde h ace 80 a 65 millones de años. El libro denota un especial énfasis acerca de los estratos del Grupo Nanaimo del Cretácico Super ior de las Islas de Vanc ouver. Haciendo uso de he chos científicos, los autores explican los nuevos aspectos de la geología de una man era clara y original. Contenido:

Cenozoic Foreland B asins of Western Europe, Geological Society Special Publication No. 134 A. Mascle, C. Pui gdefàbregas, H. P. Luterbacher an d M. Fern àndez (eds)  Geological Society of London  Unit 7, Brassmi ll Enterpri se Centr e  Brassmill Lane  Bath BA1 3JN Inglaterr a  1998. 400 pági na s. $117.00  ISBN 1-86239-015-0 Una colección de 18 artículos, fundamentalmente acerca de los Estudios Integrados de las Cuencas de la Comisión Europea, este volumen trata los diversos aspectos de la arquitectura y evolución de las cuencas sinorogénicas flexurales del sistem a Alpino-Mediterrán eo, resultante d e la colisión en tre Africa y Europa.

• Finding Time: Fossils and the Bir th 

of the Geological Time Scale; Radio-  metri c Clocks; Magneti c Clocks  • Place: Baja Bri ti sh Columbia; 

Ancient Envi ronments and the Level  of the Sea  • Inhabitants: The Bi te of a Mosasaur ;  Vi rtual Ammoni tes; The Ancestry of  the Nauti lu s; Of I noceram i ds and  Isotopes  • The Time Machine: Cretaceous Park  • Afterword, References, Index

El aut or ha escri to este li bro en  una for ma i nteresante, entr etenida y  educati va. Le provee al l ector sóli das  conclusi ones científi cas y al m i smo  ti empo hace una re-i ngeni ería de la  pr esent ación estándar de los li bros de  geología y paleontología. Los profesores di sfrut ar án y se  beneficiar an con un documento  escri to de un modo excelente. Michael F: AAPG Bulletin 83, no. 11 (Noviembre de 1999): 1876.

Contenido: • Tectonics and Sedimentation in Foreland Basins: Results from the Integrated Basins Studies Project • Geophysical and Geological Constraints on th e Evolution of the Guadalquivir Foreland Basin, Spain • Lateral Diapiric Emplacement of Triassic Evaporites at th e Southern Margin of the Guadalqu ivir Basin, Spain • Alluvial Gravel Sediment ation in a Contractional Growth Fold Setting, Sant Llorenç de Morunys, Southeastern Pyrenees • Quantified Vertica l Motions and Tectonic Evolution of the SE PyreneanForeland Basin • Cyclicity and Basin Axis Shift in a P iggyback Basin: Towards Modelling of  the Eoce ne Tremp-Ager Basin, South Pyrenees, Spain

• Horizontal Shortening Control of  Middle Miocene Marine Siliciclastic Accumulation (Upper Marine Molasse in the Southern Termination of the Savoy Molasse Basin (North western Alps/Southern Jura) • Evolution of the Western Swiss Molasse Basin: Structural Relation ships with the Alps and the Ju ra Belt • Eusta tic Versus Tectonic Controls on Alpine Foreland Basin Fill: Sequence Stratigraphy and Subsidence Analysis in the SE German Molasse • Reservoir Analogue Modelling of  Sandy Tidal Sedimen ts, Upper Marine Molasse, SW Germany, Alpine For land Basin • Tectono-Stratigrap hy and Hydrocarbons in the Molasse Foredeep of  Salzburg, Upper a nd Lower Austria • Automation of Stratigraphic Simulations: Quasi-Backward Modelling Using Genet ic Algorithms • Numerical Modelling of Growth Strata and Grain -Size Distributions Associ ated with Fault-Bend Folding • Flexure an d ‘Unflexure’ of the North Alpine Germ an-Austrian Molasse Basin: Constr aints from Forwar d Tectonic Modelling • I n d ex

…este li bro serádel agrado de los  i nvesti gador es acadé mi cos y de aque-  ll os dedi cados a la explor ación petr o-  lera y en busca de estudi os de casos  sobre las fajas de corr i mi ento del  ant epaís, y en general a aquellos  i nt eresados en l a geología eur opea. El preci o es alt o y esto puede ser  un factor li mi tante para los geólogos  i ndi vi duales que deseen adqui ri r este  libro. Teixell A: Journa l of Petroleum Geology 22, no. 4 (Octub re de 1999): 458-459.

• Fluid Migration During Eocene Thrust Emplacement in the SouthPyrenean Foreland Basin ( Spain): An Integrated Structural, Mineralogical and Geo-chemical Approach

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