Tecnología de avanzada en el manejo de residuos

Tecnología de avanzada en el
manejo de residuos de perforación
Thomas Geehan
Alan Gilmour
Quan Guo
M-I SWACO
Houston, Texas, EUA
A medida que aumenta la complejidad de los pozos, los operadores se esfuerzan por
cumplir con las estrictas normas vigentes para el vertido de residuos, satisfaciendo al
mismo tiempo las demandas en cuanto al desempeño de las operaciones de perforación.
Hoy en día, los avances registrados en los fluidos de perforación y en las técnicas de
manejo de recortes están permitiendo que los operadores utilicen los sistemas de
fluidos de perforación más eficientes, removiendo al mismo tiempo del ambiente los
residuos de perforación en forma efectiva.
Uno de los efectos colaterales desafortunados de
la búsqueda de hidrocarburos es la acumulación
de escombros que se removieron para llegar a
esos recursos. Las operaciones de perforación
modernas generan diversas opciones para la eliminación de los residuos, que varían desde agua
de escurrimiento contaminada hasta el envasado
de materiales; sin embargo, la mayor parte de los
residuos se asocia con el material excavado, o
recortes, del pozo. Hasta la década de 1980, poca
era la atención brindada a la eliminación de los
recortes y al exceso de fluidos de perforación.
Habitualmente, estos materiales se desechaban
por la borda en las operaciones marinas o se
sepultaban durante la perforación en las localizaciones terrestres. En las décadas de 1980 y
1990, la concientización am biental global
aumentó y la industria del petróleo y el gas, junto
con sus reguladores, comenzaron a comprender y
apreciar el impacto ambiental potencial de los
residuos de perforación.
Durante este mismo período, los avances registrados en la tecnología de perforación
direccional anunciaron el advenimiento de una
Por su colaboración en la preparación de este artículo, se
agradece a Jim Redden, M-I SWACO, Houston, Texas.
FracCADE es una marca de Schlumberger. Brookfield es una
marca de Brookfield Engineering Laboratories. Fann 35 y
Marsh son marcas de fábrica de Fann Instrument Company.
RECLAIM es una marca de M-I LLC.
1. Para obtener más información sobre pozos multilaterales,
consulte: Fraija J, Ohmer H, Pulick T, Jardon M, Kaja M,
Páez R, Sotomayor GPG y Umudjoro K: “Nuevos aspectos
de la construcción de pozos multilaterales,” Oilfield
Review 14, no. 3 (Invierno de 2002/2003): 56–75.
60
nueva era en construcción de pozos. Si bien para
las generaciones de perforadores previas, la perforación de pozos verticales solía ser difícil, hacia
la década de 1990, la tendencia en trayectorias de
pozos había pasado de vertical a horizontal. Las
rápidas mejoras tecnológicas pronto llevaron la
perforación horizontal a un primer plano. Los
operadores obtuvieron mejoras significativas en
cuanto a los aspectos económicos del pozo, mediante la perforación de pozos direccionales
múltiples desde una sola plataforma o a través de
la perforación de pozos multilaterales complejos
desde un pozo.1 Estas ventajas redujeron las huellas que quedaban en la superficie, mejoraron los
aspectos económicos de la construcción de pozos,
redujeron el consumo de materiales e incrementaron la producción de cada pozo.
La combinación de concientización ambiental creciente, nuevas regulaciones en materia de
vertidos y situaciones de perforación desafiantes, condujo a la industria del petróleo y el gas a
desarrollar nuevas tecnologías de fluidos de perforación y manejo de residuos para respaldar
estos diseños de pozos de avanzada, fomentando
al mismo tiempo el cuidado del medio ambiente.
En este artículo, exploramos las tecnologías
desarrolladas para remover los residuos de perforación del ambiente, mediante su colocación
en fracturas generadas hidráulicamente, muy
por debajo de la superficie terrestre. Además,
describimos las nuevas tecnologías que están
ayu dando a reducir los residuos mediante la
recuperación de los costosos fluidos de perforación no acuosos.
Lodos a base de aceite—Más
comunes que nunca
El empleo de lodos a base de aceite (OBM) en el
campo petrolero se generalizó en el año 1942.
Los primeros fluidos externos al petróleo estaban
compuestos básicamente por asfalto y combustible diesel. Estos lodos ayudaron a los perforadores a estabilizar las lutitas sensibles al agua,
proporcionaron lubricidad para las operaciones
de extracción de núcleos y minimizaron el daño
al yacimiento.
Con el advenimiento de la era de la perforación direccional a fines de la década de 1980, los
OBM demostraron poseer una capacidad superior para reducir la fricción entre la columna de
perforación y la formación. El esfuerzo de torsión
y arrastre se redujeron significativamente con
respecto a los niveles observados comúnmente
con la utilización de lodos a base de agua, lo que
permitió a los perforadores llegar a mayores distancias y perforar trayectorias más tortuosas.
Además, la calidad inhibitoria de los OBM
ayudó a los perforadores a reducir el riesgo de
falla del pozo, asociado con la perforación de
pozos horizontales largos. Un OBM debe su calidad inhibitoria a su naturaleza mojable al
petróleo; el contacto del agua con las arcillas de
formación se elimina en un ambiente humedecido
con petróleo. En consecuencia, las formaciones
perforadas con fluido de perforación a base de
aceite tienden a experimentar menos dispersión
química que las perforadas con lodos a base de
Oilfield Review
Primavera de 2007
61
Lechada de recortes
Petróleo producido
Fluido de perforación
Recortes separados, convertidos en
lechada e inyectados desde la superficie
La roca sello impermeable
(sal, creta o arenisca) impide
que las fracturas se propaguen
hacia el lecho marino
Plataforma
Cabezal del pozo
Cabezal del pozo
Tubo ascendente
Tubo ascendente
900 m
Tubería conductora
de 50 pulgadas
Pozo de producción y
de re-inyección
Tubería de
revestimiento de
3
13 ⁄8 pulgadas
Formación de roca sello
Zona de inyección
Tubería de revestimiento
de 93⁄8 pulgadas
Yacimiento
Tubería de revestimiento
corta de 7 pulgadas
Tubería conductora
de 30 pulgadas
Pozo nuevo en proceso
de perforación
Tubería de
revestimiento de
133⁄8 pulgadas
Tubería de revestimiento
de 93⁄8 pulgadas
Barrena de perforación
> Filosofía de la reinyección de recortes (CRI). El campo petrolero moderno se está apartando rápidamente de los métodos tradicionales de eliminación de residuos de perforación. Respondiendo al
concepto “de la cuna a la tumba,” muchos operadores están optando por devolver los recortes perforados nuevamente a su lugar de origen, bien por debajo de la superficie terrestre. Si bien se dispone
de varios métodos de colocación, en general los recortes y otros residuos de perforación se inyectan
en yacimientos no productivos o agotados. Con mucha frecuencia, las zonas de inyección se
encuentran ubicadas por encima del yacimiento productor, como se muestra en esta gráfica.
agua. Igualmente importante es el hecho de que
esta calidad inhibitoria minimiza la disolución
de los recortes, conforme se bombean desde la
barrena hasta la superficie. Siempre que la capacidad de limpieza del pozo sea adecuada, en el
lodo a base de aceite o en ambientes no acuosos,
los recortes de perforación llegan habitualmente
a la superficie en las mismas condiciones generales con que dejaron la barrena. El equipo de
control de sólidos de superficie es más eficaz
con los recortes más grandes y el volumen de
dilución requerido para reducir el contenido de
sólidos finos en el fluido de perforación se minimiza. Finalmente, el volumen total de residuos
del proyecto se reduce significativamente.
62
Las ventajas de los OBM tuvieron su precio.
Como se mencionó previamente, las décadas de
1980 y 1990 constituyeron el despertar de la concientización ambiental para la industria del
petróleo y el gas. Los reguladores comenzaron a
desalentar la descarga de lodo y recortes de perforación, mientras que numerosos países
prohibieron definitivamente la descarga de
recortes humedecidos con petróleo y de lodo a
base de aceite residual.
Desde la década de 1990 hasta la actualidad,
la industria de perforación ha sido testigo de
una revolución en el manejo de fluidos OBM y
residuos de petróleo. Los lodos a base de sintéticos (SBM), menos tóxicos y más aceptables para
el medio ambiente, han reemplazado a los lodos
a base de diesel y a base de aceite mineral en
muchas áreas. Los operadores poseen ahora los
beneficios de los fluidos de perforación no acuosos, sumados a las tecnologías que ayudan a
manejar los recortes y el exceso de lodos a base
de aceite y a base de sintéticos. Los SBM modernos ofrecen las calidades no acuosas de los OBM
tradicionales , con menos toxicidad y grados
superiores de biodegradabilidad. En ciertas áreas,
dependiendo de las regulaciones medioambientales, los recortes revestidos con SBM se sepultan,
se vierten en el mar, o se transforman en benignos
para el medio ambiente, a través de procesos de
biorremediación.2 No obstante, no todas las áreas
se adecuan a estos tipos de métodos de manejo de
residuos y se necesitan procesos más avanzados
para proteger el medio ambiente durante la perforación (izquierda).
Colocación de residuos
de petróleo en su lugar
En cualquier proyecto de perforación, los operadores deben lograr un equilibrio entre la
minimización del impacto ambiental, el mantenimiento de la estabilidad del pozo y la
maximización de la eficiencia de la perforación.
Desde el año 2001, el empleo de fluidos de perforación no acuosos, tanto a base de aceite como a
base de sintéticos, se incrementó en promedio
en un 2% por año, tendencia que probablemente
se mantenga (próxima página, arriba). Algunas
formaciones son más fáciles de perforar utilizando fluidos de perforación no acuosos, en
adelante aludidos como fluidos a base de aceite,
debido principalmente a la calidad inhibidora y
lubricante de estos fluidos.
Cuando se utilizan fluidos de perforación a
base de aceite en la perforación, los recortes de
rocas transportados por el fluido de perforación
a lo largo del pozo son revestidos con una capa
residual del aceite utilizado. Aun cuando se perfora con lodo a base de agua, los recortes de
lutitas y areniscas ricas en contenido de petróleo se transportan a la superficie para su
eliminación adecuada. En muchas áreas, la
legislación ambiental más estricta y los incrementos del costo de las técnicas de eliminación
2. Young S y Rabke S: “Novel Fluid Design Can Eliminate
OBM-Cuttings Waste,” artículo SPE 100292, presentado en
la Conferencia y Exhibición Anual de las Europec/EAGE,
de la SPE, Viena, Austria, 12 al 15 de junio de 2006.
3. Moschovidis ZA, Gardner DC, Sund GV y Veatch RW:
“Disposal of Oily Cuttings by Downhole Periodic
Fracturing Injections, Valhall, North Sea: Case Study and
Modeling Concepts,” artículo SPE 25757-PA, presentado
en la Conferencia de Perforación de las SPE/IADC,
Ámsterdam, 22 al 25 de febrero de 1993; también en
SPE Drilling & Completion 9, no. 4 (Diciembre de 1994):
256–262.
Oilfield Review
Inyección en el espacio
anular de un pozo de
producción
20 pulg
36
34
32
Fluidos no acuosos, %
de recortes han hecho que se descarte la opción
de vertir en el mar los recortes humedecidos con
petróleo o los recortes que contienen petróleo y
los residuos de perforación asociados.
Un ejemplo de regulación de vertidos ambientales más estricto se registró en el Mar del
Norte a fines de 1990. Dos años antes de que se
produjeran los cambios en los regímenes vigentes, la Agencia de Control de la Contaminación
del Estado Noruego anunció un incremento de la
rigurosidad de las regulaciones para la eli minación de los recortes perforados en áreas
marinas. Con vigencia al 1 de enero de 1993, la
cantidad de petróleo permitido en los recortes eliminados por vertido en el mar se redujo del 6 al 1
por ciento por volumen. La tecnología disponible
en ese momento no podía reducir el petróleo
presente en los detritos hasta niveles tan bajos.3
BP, en ese entonces Amoco Production
Company, comenzó a prepararse para este cambio
de regulaciones en el Campo Valhall, mediante la
evaluación de las opciones como primera medida.
Los ingenieros consideraron el transporte de los
recortes humedecidos con petróleo a tierra firme
para su procesamiento, la ejecución de operaciones de perforación con lodo a base de agua en
lugar de OBM, el procesamiento de los recortes en
las áreas marinas y su eliminación a través de la
inyección en el subsuelo.
28
26
24
22
20
2001
2002
2003
Año
2004
2005
> Incremento del empleo de fluidos no acuosos. Las estadísticas proporcionadas por M-I SWACO indican un incremento del empleo de fluidos no acuosos
desde el año 2001. Estos fluidos incluyen tanto los lodos convencionales como
los lodos sintéticos.
ble, se bombean en un pozo de eliminación de
residuos dedicado o a través del espacio anular
existente entre las sartas de revestimiento en un
pozo activo y se introducen bajo presión en las
formaciones (abajo). Este proceso crea una fractura hidráulica en la formación, que contiene
efectivamente la lechada. Al final del programa
de inyección, el pozo o el espacio anular se
sellan habitualmente con cemento.
Los estudios iniciales indicaron que la reinyección de los recortes (CRI) produciría un
impacto mínimo sobre el medio ambiente,
proporcionando al mismo tiempo una solución
económica para la eliminación de recortes y
residuos de petróleo. En una operación CRI
típica, los recortes se mezclan con agua de mar,
se procesan mediante trituración u otra acción
mecánica para formar una lechada viscosa esta-
Inyección en el espacio
anular de un pozo de
producción
20 pulg
30
Inyección en el espacio
anular, perforación y
reinyección simultáneas
Inyección con tubería de
producción dentro de un
pozo redundante
20 pulg
20 pulg
Inyección con tubería de
producción dentro de un pozo
de reinyección dedicado
20 pulg
Zona de
inyección
133⁄8 pulg
133⁄8 pulg
Zona de
inyección
9 3⁄8 pulg
95⁄8 pulg
133⁄8 pulg
133⁄8 pulg
Zona de
inyección
95⁄8 pulg
Yacimiento
95⁄8 pulg
95⁄8 pulg
Zona de
inyección
Yacimiento
Cemento
7 pulg
6 pulg
Zona de
inyección
6 pulg
> Opciones para la tecnología CRI. Los recortes (rojo) pueden ser inyectados en pozos de diversas configuraciones. Aquí se muestra la inyección en un
espacio anular de 20 x 133⁄8 pulgadas; un espacio anular de 133⁄8 x 95⁄8; la reinyección por encima del yacimiento, luego la perforación hasta la TD y la producción; la inyección dentro de un pozo redundante de 6 pulgadas; y la inyección en un pozo dedicado. En cada uno de estos ejemplos, los pozos fueron
entubados, cementados y en ciertos casos disparados (cañoneados, punzados), para facilitar la inyección de recortes y aislar otras partes del pozo del
proceso de inyección.
Primavera de 2007
63
Antes de invertir en esta nueva tecnología,
Amoco puso en marcha un extensivo programa
de pruebas para asegurar que sería posible la
ejecución de inyecciones periódicas y recolectar
datos de la respuesta de presión, durante y después de la inyección, para el modelado y la
calibración de los modelos.
Los recortes se prepararon para la inyección
mediante la mezcla con agua en un tanque de 8 m3
[50 bbl], como primer paso, y la posterior recirculación de la lechada mediante una bomba
centrífuga modificada con propulsores guarnecidos con carburo para triturar los recortes a una
velocidad de 0.8 a 1.6 m3/min [5 a 10 bbl/min].
Los recortes se agregaron a una lechada a base
de agua de mar para lograr una densidad de
1,198 kg/m3 [10 lbm/gal]. El proceso de mezcla
continuó hasta que la lechada se volvió homogénea y desarrolló una viscosidad de embudo Marsh
de entre 45 y 60 s/L [45 y 60 s/qt].4 Este proceso
se reiteró hasta preparar un total de 159 m 3
[1,000 bbl]. El volumen total se inyectó luego en
una formación, a una profundidad vertical verdadera de casi 2,438 m [8,000 pies].
Los datos recolectados durante las inyecciones múltiples, realizadas en una formación de
arenisca sellada con lutita, indicaron un comportamiento estable de la presión con cada
secuencia de inyección, lo que demostró que las
inyecciones periódicas habían creado fracturas
múltiples o ramificadas en la misma región del
yacimiento, en vez de una fractura continua. Los
datos indicaron además que las inyecciones
periódicas con fines de fracturamiento modificaron el esfuerzo de cierre local de la formación.
Los ingenieros teorizaron que los recortes introducidos en la formación creaban un volumen
local. Dado que los recortes permanecen localizados en lo que se conoce como dominio de la
eliminación de residuos, es dable esperar que
los cambios producidos en el esfuerzo de cierre
sean permanentes y repetibles.5 Además se observaron cambios de esfuerzos resultantes de los
efectos de los esfuerzos termoporoelásticos.
Estos conceptos serán analizados en forma más
exhaustiva más adelante.
Los datos recolectados durante estas pruebas sustentaron la teoría de que los esfuerzos
desajustados, causados por la colocación periódica de los recortes en las fracturas introducidas
en un campo elástico, tal como la roca yacimiento, pueden ser calculados utilizando las
Falla
ecuaciones básicas de la teoría elástica. Esto
ayudó a los ingenieros de Amoco a desarrollar
modelos para comprender y predecir mejor el
comportamiento de las fracturas y del dominio
de la eliminación de residuos en relación con los
procesos de inyección de recortes.
Durante el programa de evaluación, que llevó
varios años, los fluidos inyectados por los ingenieros oscilaron entre agua y arena en las
primeras pruebas, hasta recortes reales en las
pruebas posteriores. Concluido el proyecto de
evaluación, se habían bombeado en los pozos de
inyección más de 54,000 m3 [340,000 bbl] de
lechada de inyección, que contenían más de
12,000 m3 [76,000 bbl] de recortes.
En estas primeras pruebas, Amoco demostró
que la inyección de recortes puede constituir
una forma de eliminación de residuos de petróleo económicamente efectiva, si se la compara
con la eliminación en tierra firme.
En ese momento, los ingenieros estimaron
un ahorro de US$ 550,000 por pozo del Campo
Valhall, mediante el empleo de procesos de
inyección de recortes en lugar de técnicas con
base en tierra u otras técnicas de eliminación de
recortes.6
La presencia de una roca sello
adecuada previene la propagación
de las fracturas naturales o
inducidas hacia el lecho marino
Fracturas
naturales
Lutita
Creta
Fracturas inducidas
hidráulicamente
Lutita
Fracturas
Fracturas
Fracturas
> Contención de los fluidos inyectados. Los proyectos de reinyección diseñados en forma deficiente, plantean el riesgo de que los materiales residuales
fuguen nuevamente hacia la superficie a través de las fracturas naturales, a lo largo de los planos de fallas, o siguiendo una trayectoria mal cementada
en el pozo hacia la superficie (izquierda). Dependiendo del peso específico del residuo inyectado, parte del material puede llegar a la superficie. Con la
ingeniería correcta y la roca sello adecuada, el residuo queda contenido dentro de la zona de inyección (derecha).
64
Oilfield Review
Transportador de
cajas de recortes
Zaranda vibratoria
(temblorina)
Tanques de
almacenamiento
de recortes
Válvula
de control
de flujo
Ventilador
para recortes
Válvula
de control
de flujo
Cabezal
del pozo de
inyección
Zaranda de
clasificación
de recortes
Unidad de
preparación
de la lechada
Colador
Bombas de
inyección de
alta presión Zona de
re-inyección
de recortes
> Los recortes en movimiento. El flujo del lodo de perforación ayuda a desplazar los recortes
desde la barrena hasta la superficie. En la superficie, deben ser removidos del sistema de lodo
antes de que el fluido vuelva a ser bombado en el pozo. Diversos equipos de control de sólidos, tales como las zarandas vibratorias (extremo superior izquierdo), ayudan a separar los
sólidos del líquido. Una vez recuperados, los recortes son transportados habitualmente alrededor del equipo de perforación mediante sistemas neumáticos de transporte de recortes. En
ciertos casos, los recortes se almacenan en cajas para recortes o en tanques de almacenamiento (extremo superior derecho) para su posterior procesamiento e inyección. El equipo de
procesamiento clasifica, tritura y convierte en lechada los recortes, que luego son bombeados
en el pozo de inyección de recortes a altas presiones, creando fracturas de almacenamiento
muy por debajo de la superficie (extremo inferior derecho).
El costo de la eliminación de residuos no
siempre es el impulsor que subyace el empleo de
la tecnología CRI. En zonas remotas o ambientalmente sensibles, el manejo de los residuos de
perforación constituye un tema desafiante. Las
instalaciones para tratamiento, con frecuencia
no están disponibles, o son logísticamente inac-
cesibles y costosas. En estas situaciones, la
inyección de recortes y otras corrientes residuales asociadas en las formaciones subterráneas
quizás constituya el único método de eliminación ambientalmente aceptable. Por ejemplo, en
condiciones climáticas australes y septen trionales extremas, en las que el clima invernal
4. La viscosidad de embudo Marsh es el tiempo, en
segundos, requerido para que un cuarto de fluido fluya
a través de un embudo Marsh. No es una viscosidad
verdadera pero sirve como medida cualitativa del
espesor de una muestra de fluido. La viscosidad de
embudo es útil sólo para comparaciones relativas.
5. Para obtener más información sobre el dominio de la
eliminación de residuos, consulte: Peterson RE,
Warpinski NR, Lorenz JC, Garber M, Wolhart SL y Steiger
RP: “Assessment of the Mounds Drill Cuttings Injection
Disposal Domain,” artículo SPE 71378, presentado en la
Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE,
Nueva Orleáns, 30 de septiembre al 3 de octubre de
2001.
6. Moschovidis et al, referencia 3.
7. Guo Q, Geehan T y Pincock M: “Managing Uncertainties
and Risks in Drill-Cuttings Reinjection in Challenging
Environments—Field Experience from Sakhalin,” artículo
Primavera de 2007
riguroso puede eliminar virtualmente las opciones de tratamiento en tierra firme y las operaciones de perforación a lo largo de todo el año,
la tecnología CRI ofrece la única solución práctica para la eliminación de recortes y residuos
de perforación.7
Los riesgos de la reinyección
Como sucede con todas las operaciones de E&P,
la tecnología CRI posee sus riesgos. Normalmente, los programas de inyección se desarrollan
sin contratiempos serios. No obstante, particularmente en los primeros días de esta tecnología,
hubo casos en los que se obturó la trayectoria
existente hasta la formación seleccionada para la
eliminación, por debajo de la tubería de revestimiento o de un espacio anular, suspendiéndose
concretamente las operaciones CRI. En raras
ocasiones, las lechadas de inyección migraron a
través de las fracturas naturales, de las fracturas
inducidas hidráulicamente o de las secciones del
pozo cementadas en forma deficiente, volviendo
al lecho marino. Este tipo de episodio conduce a
la descarga de la lechada de inyección en el
fondo del mar (página anterior).
Las fallas de esta índole no sólo son ambientalmente costosas, sino que plantean riesgos
económicos serios, tales como tiempo operacional inactivo, operaciones de remediación en el
pozo de inyección, o, en el peor de los casos, la
necesidad de perforar un nuevo pozo de inyección. Las operaciones CRI pueden estar
comprometidas por numerosos factores, tales
como fallas mecánicas en la superficie o la capacidad deficiente del sistema de eliminación, lo
que produce demoras costosas en el proyecto de
perforación. Para minimizar estos riesgos, los
ingenieros utilizan procedimientos de reco lección neumáticos de avanzada, sistemas de
transporte y almacenamiento como los desa rrollados por M-I SWACO para desacoplar las
operaciones de perforación de las operaciones
CRI (izquierda).
Cuando se producen fallas en los equipos CRI
o cuando los recortes son generados más rápido de
lo que pueden procesarse, estos sistemas neumáticos pueden trasladar rápidamente los residuos y
recortes con petróleo, descargados por los equipos
de remoción de sólidos, hasta los tanques de almacenamiento para su posterior procesamiento.8
SPE 93781, presentado en la Conferencia Ambiental de
Exploración y Producción de las SPE/EPA/DOE,
Galveston, Texas, 7 al 9 de marzo de 2005.
8. Minton RC: “The Pneumatic Collection, Handling and
Transportation of Oily Cuttings—Two Years of Field
Experience,” artículo SPE 83727, presentado en la
Conferencia Ambiental de E&P de las SPE/EPA/DOE,
San Antonio, Texas, 10 al 12 de marzo de 2003.
65
De
sli
za
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te
s
> Deslizamientos de la capa de recortes. Con ángulos que oscilan entre 35 y 70 grados aproximadamente, los sólidos (gris) que se asientan en el
lado más bajo del pozo pueden deslizarse en
forma descendente bajo condiciones estáticas,
produciendo la obturación de los disparos con
fines de inyección.
El sistema neumático permite transferir los recortes a distancias de más de 100 m [328 pies] y verticalmente entre los pisos de una plataforma, de
manera que los tanques de almacenamiento pueden colocarse lejos del paquete de perforación.
Esto evita los problemas de hacinamiento asociados con la presencia de equipos adicionales en la
plataforma de perforación.
Los riesgos que se plantean en el pozo son
menos obvios y a menudo más complicados. La
obturación de la tubería de producción, el espacio anular o los disparos (cañoneos, punzados)
pueden amenazar el éxito de una operación CRI.
Los sólidos en suspensión naturalmente se sedimentan durante los períodos de estancamiento
existentes entre las fases de inyección. La tasa
de sedimentación es una función del tiempo, del
tamaño de las partículas y de la viscosidad a
baja tasa de corte del fluido. Las partículas más
grandes, habitualmente de más de 300 micrones,
son tamizadas en la superficie para ayudar a
reducir el potencial de sedimentación.
No obstante, en las operaciones CRI, los
problemas con la sedimentación a menudo se
complican con la desviación del pozo y la pérdida
de viscosidad del fluido portador a temperaturas
de pozo elevadas. Bajo estas circunstancias, las
partículas se asientan en el lado bajo del pozo,
formando una capa que finalmente se vuelve inestable y se desliza por el pozo (arriba). Conforme
se pone en marcha la operación de inyección, los
sólidos presentes en la capa se compactan y for-
66
man un tapón sólido, que impide la inyección
ulterior. La eliminación de obturaciones, el redisparo de la tubería de producción a una
profundidad más somera, o el desplazamiento
hacia otro pozo de inyección son pasos costosos
que amenazan la eficiencia de la operación de
perforación.
Al tanto de estos riesgos de inyección, Sakhalin
Energy Investment Company (SEIC) optó, no
obstante, por la tecnología CRI para el manejo
de los residuos de perforación en el ambiente
marino riguroso de la Isla de Sakhalin. La tecnología CRI fue seleccionada como el método de
manejo de residuos de perforación más efectivo
en el área marina de la isla de Sakhalin por
diversas razones. En primer lugar, el vertido de
residuos de perforación ya no está permitido y,
en segundo término, no se dispone de instalaciones de manejo de residuos de perforación con
base en tierra firme.9 Por otra parte, la zona permanece congelada sólo unos seis meses al año; y
aunque existieran opciones en tierra firme, la
operación de despacho a la costa limitaría la
ventana operacional del proceso de perforación.
Por el contrario, el manejo de los residuos de
perforación utilizando el método CRI posibilitaría la ejecución de operaciones de perforación a
lo largo de todo el año.
Si bien la operación CRI constituía la única
solución práctica para la eliminación de los residuos de perforación, previamente se había
obturado un pozo de inyección anular, lo que
requirió la perforación de un pozo nuevo para la
inyección de recortes. Además de la pérdida de
este primer pozo, el operador enfrentó riesgos
significativos relacionados con la falta de datos
históricos y experiencia operacional, y la posibilidad de que los sólidos se condensaran con la
subsiguiente obturación del inyector en el pozo
direccional recién perforado.
El nuevo pozo de inyección tenía dos finalidades; sería el pozo de inyección primaria
durante las operaciones de perforación, y posteriormente se utilizaría como pozo de desarrollo
del campo. Como tal, se trataba de un pozo significativamente desviado, que poseía un diámetro
mucho más grande que el pozo de eliminación de
residuos típico. Tanto el diámetro del pozo como
su desviación incrementaban el riesgo de que los
recortes se asentaran en el lado bajo de la tubería
de inyección, situación que podía obturar potencialmente el pozo de eliminación de residuos.
El manejo de los riesgos era un factor crucial
para el éxito, de manera que los esfuerzos de
monitoreo y aseguramiento de la calidad se concentraron en el diseño y la optimización de la
lechada, el diseño y la optimización del procedi-
miento de bombeo, el modelado del transporte
de sólidos y el aseguramiento de los intervalos
de cierre adecuados entre las cargas.
Los ingenieros seleccionaron el punto de
inyección primaria a través de los disparos existentes entre 2,062 y 2,072 m [6,765 a 6,798 pies]
de profundidad medida, con un punto de inyección de apoyo situado entre 1,756 y 1,766 m
[5,761 a 5,794 pies] de profundidad medida. La
tubería de inyección estaba compuesta por tubería de 51⁄2 pulgadas, desde la superficie hasta
1,756 m de profundidad medida, y tubería de
4 1⁄2 pulgadas desde 1,756 m de profundidad
medida hasta la zona de inyección. La inclinación del pozo oscilaba entre aproximadamente
55°, a lo largo de una gran porción del pozo, y
unos 33° en la zona de inyección primaria.
El desplazamiento del volumen de la tubería
de inyección de aproximadamente 24 m3 [150 bbl]
implicó tres cargas de lechada. Las limitaciones
de la capacidad del tanque de preparación de la
lechada limitaban la cantidad de volumen de
lechada que podía mezclarse de una sola vez, a
aproximadamente 13 m3 [80 bbl]. Dado que el
volumen de la tubería no podía desplazarse con
una carga de lechada, los recortes en suspensión
podían permanecer en la sarta de inyección
durante un tiempo. A los ingenieros les preocupaba que el tiempo de residencia largo y la
naturaleza desviada del pozo hicieran que la
lechada cargada con recortes se asentara y formara capas de material de desecho en el lado
bajo de la tubería de inyección. Estas capas de
recortes podrían deslizarse hacia abajo y obturar
el pozo durante los intervalos de cierre entre las
cargas. Debido al alto nivel de riesgo de obturación, los requerimientos de control de calidad
para la reología de la lechada eran cruciales.
La viscosidad de embudo Marsh es un indicador clave de la calidad de la lechada CRI. En
relación con este pozo, a los ingenieros les preocupaba que el rango normal de viscosidad de la
lechada de inyección, de entre 60 y 90 s/L [60 y
90 s/qt], no fuera adecuado. Dado que la resistencia de gel y la viscosidad a baja tasa de corte
(LSRV) contribuyen a las características reológicas que afectan la suspensión estática, se
realizaron pruebas adicionales con la lechada,
utilizando un viscosímetro Fann Modelo 35, y
el análisis LSRV con un viscosímetro Brookfield
a baja tasa de corte. Además se efectuaron
pruebas de sedimentación de sólidos, a una
temperatura ambiente de 17°C [63°F] y a la
temperatura estimada de pozo de 60°C [140°F].
En base a estos datos, se estableció un requerimiento inicial mínimo de viscosidad de embudo
Marsh de aproximadamente 120 s/L [120 s/qt].
Oilfield Review
Primavera de 2007
300
Ancho, pulgadas
0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1.0 1.1 1.2
200
Altura de la fractura, pies
100
0
–100
–200
0
100
200
300
400
Longitud de la fractura, pies
500
600
Pronóstico: Longitud de la fractura (un ala)—Cuadro acumulativo
100
1,000
75
750
50
500
25
250
0
466
519
573
El grado de certidumbre es del
90% entre 504 y 635 pies
626
679
Frecuencia
1,000 ensayos–994 exhibidos
Probabilidad, %
Una vez que adquirieron experiencia con el sistema de inyección, los ingenieros redujeron este
requerimiento a 90 s/qt.
La determinación del tiempo que podría
dejarse la lechada en la tubería de inyección sin
que los sólidos se condensaran y obturaran
potencialmente el pozo de eliminación de residuos era crucial para el éxito de la operación.
Los ingenieros utilizaron los datos de resistencia
de gel y LSRV y un modelo numérico para predecir el transporte de los recortes, la velocidad de
sedimentación y el tiempo de residencia máximo
permitido. Además se utilizó el programa de
simulación para asegurar la optimización de los
procedimientos operacionales y de la reología de
la lechada, y las características de la suspensión
de sólidos; tanto para la inyección periódica
como para la estabilidad de los intervalos de
cierre entre las cargas.
El simulador dividió la configuración del
pozo de inyección en segmentos pequeños.
Luego, las relaciones físicas fundamentales
ayudaron a determinar en forma numérica las
concentraciones de sólidos locales, la tasa de
sedimentación de los recortes, la formación de
capas, su deslizamiento y erosión, y la acumulación de sólidos en el fondo del pozo.
Los ingenieros asumieron que se bombearían
80 barriles de lechada, a razón de 0.64 m3/min
[4 bbl/min], y que el tiempo de cierre entre las
cargas sería de cuatro horas. Las simulaciones
numéricas demostraron que un régimen de
inyección de 4 bbl/min erosionaría cualquier
capa de sólidos que se hubiera formado en la
tubería de 41⁄2 pulgadas. Además indicaron que
después de cuatro horas de cierre entre cargas,
la capa superior de sólidos (situada por encima
de la tubería de 51⁄2 pulgadas) se deslizaría desde
1,756 hasta 1,935 m [5,761 a 6,348 pies] a lo
largo de la tubería. Dado que esta profundidad se
encuentra a unos 125 m [410 pies] por encima
del tope de los disparos, se admitió un período de
cierre de cuatro horas.
El método CRI demostró ser la opción de
manejo de residuos de perforación más efectiva
para las operaciones de perforación de SEIC en
el área marina de la Isla de Sakhalin. Los procedimientos de optimización y manejo de riesgos
demostraron ser exitosos en cuanto a la reducción de las incertidumbres asociadas con este
pozo crítico de inyección de recortes. La ventana
de perforación se extendió a las operaciones realizadas a lo largo de todo el año y se resolvieron
las restricciones logísticas asociadas con la eliminación de residuos de tipo envío a la costa.
Mediante el logro de una operación sin descarga,
este proyecto demostró que la reinyección de
0
> Simulaciones previas a la inyección para ayudar a predecir el crecimiento de la fractura. Este ejemplo
(extremo superior) muestra la contención del crecimiento vertical de la fractura o de los residuos debido a la barrera de esfuerzos que se produce cuando la roca sobreyacente es más resistente o más
rígida que la zona de inyección. El color variable representa el ancho de la fractura en pulgadas. En
esta simulación, con una fractura de aproximadamente 150 pies de altura, el crecimiento vertical de la
fractura es contenido por una barrera de esfuerzos; en este caso, una lutita con una presión de propagación de la fractura 200 lpc [1.38 MPa] superior al esfuerzo presente en la zona de inyección. El simulador genera una gráfica de probabilidades (extremo inferior) que indica la longitud más probable
de la fractura, teniendo en cuenta variables conocidas y no conocidas. En este caso que utiliza 1,000
simulaciones, la probabilidad de una longitud de fractura de menos de 504 pies no es superior al 5%, y
la probabilidad de una longitud de fractura de más de 635 pies, es inferior al 5%. Los datos indican una
probabilidad del 50% de que la longitud de la fractura sea de 570 pies.
recortes constituye una solución a largo plazo
atinada desde el punto de vista económico, y
ambientalmente amigable para la eliminación de
recortes en áreas remotas y sensibles.
Avances en modelado CRI
Una vez evaluados y manejados adecuadamente
los procedimientos de superficie y el riesgo de
obturación, los ingenieros centran su atención
en la propagación de las fracturas. En la fase de
planeación de la mayoría de los proyectos CRI se
utilizan modelos numéricos para predecir el
comportamiento de la propagación de la fractura con respecto al volumen inyectado (arriba).
Para los ingenieros de producción, el modelado
de las fracturas constituye un proceso clave para
optimizar la recuperación de hidrocarburos en
yacimientos de baja permeabilidad. Hoy en día,
los ingenieros CRI utilizan procesos similares
para diseñar programas de inyección de residuos, lo que reduce el riesgo para el operador y
asegura un proceso de perforación eficiente y
libre de problemas.
En las operaciones CRI, es necesario garantizar la contención segura de los residuos
inyectados. El alcance y las propiedades de propagación de la red de fracturas creadas durante
las operaciones de fracturamiento deben predecirse con seguridad; esto suele lograrse con
simuladores tridimensionales de fractu ra 9. Guo et al, referencia 7.
67
miento hidráulico.10 Habitualmente, se inyectan
volúmenes de residuos grandes, que crean redes
de fracturas también grandes. Los mecanismos
de contención de residuos deben ser evaluados
durante los estudios de factibilidad para identificar las posibles zonas de eliminación de residuos
y las zonas de contención de las fracturas
(abajo).
Para la selección de una formación con fines
de eliminación de residuos, existen tres mecanismos de contención de fracturas de particular
importancia. Las formaciones con gradientes de
fractura más grandes que los de la zona de
inyección prevista, a menudo pueden impedir
que la fractura se propague más allá de los límites de diseño. Las formaciones sobreyacentes
con gradientes de fractura incrementados, tales
como las formaciones salinas, también constituyen formaciones ideales que actúan como
contención o sello. Una fractura puede quedar
contenida además por una formación de alta
permeabilidad, aunque su gradiente sea menor.
A medida que el fluido portador es admitido en
la formación de alta permeabilidad, quedan
atrás partículas sólidas que impiden que la fractura crezca en la zona de alta permeabilidad.
Por último, una fractura puede quedar contenida por una formación más dura o más rígida,
con un módulo elástico más alto. Una vez que la
fractura se aproxima o ingresa en la formación
más dura o más resistente, su ancho en o cerca
de la formación más rígida se reduce; de este
modo, la caída de presión por fricción se incre-
menta, previniendo o retardando el crecimiento
de la fractura en la formación. Dado que estas
formaciones que proveen contención de las fracturas no son difíciles de reconocer, las zonas de
inyección y contención adecuadas pueden ser
identificadas fácilmente.
La comprensión de los mecanismos de almacenamiento en las operaciones de inyección de
recortes constituye otro proceso clave para predecir la capacidad de eliminación de residuos de
un pozo de inyección. Los especialistas en este
tema tienden a coincidir en que a partir de
inyecciones intermitentes de lechadas de recortes se crean fracturas múltiples. En una
evaluación de laboratorio reciente, se inyectan
lechadas codificadas en color, en varios bloques
de 1 m3 de diferentes tipos de rocas.11 Luego, se
dividieron los bloques y se analizaron las fracturas. Los resultados indicaron que la inyección de
lechada creaba fracturas subparalelas. Las
inyecciones de recortes de perforación de los
proyectos piloto de campo, con datos sísmicos
en tiempo real y monitoreo del inclinómetro y la
subsiguiente extracción de núcleos de las redes
de fracturas pronosticadas, también demostraron que los procesos CRI creaban fracturas
múltiples. Un hallazgo sistemático de estos programas es que las inyecciones reiteradas de
lechada crean fracturas múltiples o ramificadas;
estas fracturas se caracterizan por ocupar una
región en evolución o dominio de eliminación de
residuos.
Lutita
Arenisca
> Modelado del confinamiento de las fracturas. Los simuladores de fracturas
de avanzada ayudan a los ingenieros a visualizar el alcance y la orientación
de las fracturas inducidas. Las zonas de inyección suelen estar selladas en el
tope, y a veces en la base, por formaciones arcillosas o evaporíticas; esto
ayuda a contener el crecimiento vertical de la red de fracturas.
68
La razón por la que se crean fracturas nuevas
provenientes de inyecciones de lechadas reiteradas es que los períodos de cierre que ocurren
entre las inyecciones, permiten que las fracturas
destinadas a la eliminación de residuos se cierren sobre los recortes y disipen cualquier
incremento de presión en la formación destinada a la eliminación de residuos. La presencia
de los recortes inyectados produce una redistribución de los esfuerzos locales, lo que se traduce
en la creación de nuevas fracturas con las inyecciones subsiguientes. La nueva fractura
ramificada no estará alineada con los azimuts de
las fracturas existentes previas; en cambio, se
creará una red de fracturas con las inyecciones
de lechada periódicas.
En los proyectos CRI, el plan de manejo de
los residuos de perforación generalmente se
implementa antes de que comience el proceso
de perforación, de manera que el modelado de
las incertidumbres y los riesgos es de particular
importancia para el diseño y la ingeniería CRI.
Los riesgos pueden reducirse mediante la utilización de simuladores numéricos para modelar
las incertidumbres. Por ejemplo, en un pozo de
América del Sur, se disponía de poca información sobre las propiedades de las formaciones,
tales como la permeabilidad y el módulo de
Young. En el momento del diseño del pozo de
eliminación de residuos, el programa de perforación no había sido finalizado. En consecuencia,
la generación de recortes y el volumen de inyección de lechada requeridos aún no estaban
definidos. Debido a estas incertidumbres, el
alcance de las fracturas creadas por las operaciones CRI se predijo como un rango más que
como un valor único (próxima página, arriba).
Dado que cada incertidumbre posee una
distribución y un impacto diferente sobre las
operaciones CRI, los ingenieros utilizaron un
método probabilístico para generar un resultado
basado en el riesgo. Por ejemplo, los resultados
del análisis de riesgo, basados en las simula10. Guo Q, Geehan T y Ovalle A: “Increased Assurance of
Drill Cuttings Re-Injection—Challenges, Recent
Advances and Case Studies,” artículo IADC/SPE 87972,
presentado en la Conferencia y Exhibición de Tecnología
de Perforación de la Región del Pacífico Asiático de las
IADC/SPE, Kuala Lumpur, 13 al 15 de septiembre de 2004.
11. Guo et al, referencia 10.
12. El análisis de la función G es una técnica para describir
el comportamiento de la declinación de la presión de
una fractura. Se trata de una función no dimensional del
tiempo posterior al cierre, normalizado por el tiempo de
bombeo. La variancia de la forma de la fractura puede
identificarse por los cambios producidos en la
declinación de la presión después del cierre, que es
identificada por esta función de tiempo especial. Para
obtener más información sobre la función G, consulte:
Gulrajani SN y Nolte KG: “Fracture Evaluation Using
Pressure Diagnostics,” en Economides MJ y Nolte KG:
Reservoir Stimulation, 3a Edición. Chichester, Inglaterra:
John Wiley & Sons Ltd (2000): 34–46.
Oilfield Review
Sensibilidad a la longitud de la fractura
Admisión
H
L
Tamaño de la carga L
Tasa de inyección
H
L
Módulo de Young L
H
H
Línea base
Pronóstico: Longitud de la fractura (un ala)—Cuadro acumulativo
100
1,000
75
750
50
500
25
250
0
202.61
224.46
246.30
268.14
289.98
Frecuencia
Probabilidad, %
1,000 ensayos–996 exhibidos
0
El grado de certidumbre es del
80.30% entre 225.62 y 271.93 pies
> Análisis de sensibilidad a la longitud de la fractura para ayudar a predecir la longitud de la fractura.
Un estudio de sensibilidad a las fracturas permite identificar qué incertidumbre produce un mayor impacto sobre los resultados. Con este conocimiento, se pueden desarrollar planes para obtener datos
durante las operaciones de perforación o de adquisición de registros para ayudar a reducir el riesgo
y mejorar la precisión del modelado. Los valores altos (H), bajos (L) y básicos (extremo superior) ofrecen
un punto de partida para las simulaciones, proporcionando al operador una idea general del volumen
de material de desecho que podría inyectarse en la zona propuesta. En este caso, el modelado basado
en el riesgo indica una certidumbre del 80% de que el largo de la fractura estará entre 226 y 272 pies
(extremo inferior).
Primavera de 2007
rres pondía a una formación de arenisca per meable capaz de admitir fluido sin dificultad, el
impacto del volumen de fluido sobre la capacidad
de eliminación de residuos fue ignorado.
1,600
Presión de inyección de superficie, lpc
ciones de las fracturas y los rangos de incertidumbres, ayudaron a desarrollar predicciones
probabilísticas de la longitud de las fracturas. Las
simulaciones indicaron que existía una posibilidad del 90% de que la longitud de la fractura fuera
superior a 70 m [230 pies] e inferior a 82 m
[270 pies], mientras que el valor probabilístico
del 50%, sería de 76 m [250 pies]. Sobre la base
de estos resultados, los ingenieros determinaron
que un espaciamiento de 91 m [300 pies] entre
pozos sería adecuado para evitar la intersección
de un pozo activo con una fractura destinada a la
eliminación de residuos.
Este enfoque basado en riesgos puede ser
aplicado al modelado de otros parámetros CRI
importantes, tales como la capacidad de eliminación de residuos. Las simulaciones indicaron que
existía una posibilidad del 90% de inyectar un
mínimo de 4,929 m3 [31,000 bbl] de recortes en
este pozo en forma segura. Asumiendo un 20% de
recortes por volumen en la lechada, esto significa
que la capacidad de eliminación de residuos de
este pozo es de al menos 23,849 m3 [155,000 bbl]
de lechada. Dado que la zona de inyección co-
El análisis de los datos operacionales también
ayuda a validar los resultados del modelado y provee una advertencia temprana de los potenciales
problemas de pozo. En el área de Sakhalin, se
perforó un pozo CRI dedicado y se instaló una
tubería de inyección de 51⁄2 pulgadas. La zona de
inyección correspondía a una formación arcillosa
de baja permeabilidad con capas de arenisca
intercaladas, tanto por encima como por debajo
del intervalo disparado. Las simulaciones del proceso de fracturamiento hidráulico demostraron
que las fracturas creadas a partir de la inyección
de lechada crecerían en forma ascendente desde
la formación arcillosa y hacia varias zonas.
Con el inicio de las operaciones, se efectuaron
pruebas de flujo escalonado (step-rate), bombeo
(pump-in) y declinación de la presión (falloff).
El análisis de las propiedades de la lechada y los
datos de presión de inyección, mostraron la respuesta sísmica del crecimiento vertical de la
fractura durante la inyección (abajo). Los análisis más detallados de los datos de declinación de
la presión, después de las inyecciones de lechada, indicaron además la recesión de la altura de
la fractura a lo largo de varias zonas, durante los
períodos de cierre. Las gráficas de los cambios
de presión y de las derivadas de dichos cambios
de presión versus una función de tiempo especializada, a menudo aludida como función G,
indicaron las respuestas sísmicas de la recesión
de la altura de la fractura a lo largo de varias
zonas.12 Estos resultados fueron consistentes con
los resultados del modelado de las fracturas,
previo a la operación de inyección.
1,400
1,200
1,000
800
600
400
200
0
05/12/04
11:02
05/12/04
15:50
05/12/04
20:38
05/13/04
1:26
Fecha/hora
05/13/04
6:14
05/13/04
11:02
> Monitoreo de los ciclos de inyección. Los ingenieros CRI monitorean los
datos de presión del ciclo de inyección para identificar tendencias, tales como
el crecimiento vertical de la fractura. El incremento leve de la presión de inicio
de la fractura (rojo) puede indicar el crecimiento vertical de la fractura; sin
embargo, se requiere un análisis adicional para confirmarlo.
69
Período de inyección
Período de cierre
520
500
Cierre de
la fractura
Presión de la formación
Presión de superficie, lpc
480
Respuesta de la presión
transitoria de la formación
Última presión de bombeo
460
Presión de cierre instantánea
440
Cierre de la fractura
420
400
380
Presión de la formación
360
340
320
1.0
1.5
2.0
2.5
3.0
3.5
4.0
4.5
Tiempo, h
> Presión de inyección típica y respuestas de la caída de presión durante un solo episodio de inyección
en las operaciones CRI. Aquí se muestra un registro de presión de inyección típico, a lo largo de un
ciclo de inyección entero, que incluye un período de bombeo o de inyección y un período de cierre.
Después de detenido el bombeo, la fractura se cerrará y la presión declinará, equiparándose finalmente con la de la formación. Las variancias o anormalidades observadas en estas curvas ayudan a los
ingenieros a identificar los problemas existentes en el sistema de inyección.
La integración de la evaluación geológica, el
modelado numérico y la respuesta de la presión
arrojó una imagen completa del desarrollo de las
fracturas en el pozo. En este caso, el análisis de
los datos de presión permitió que los ingenieros
evitaran incrementos rápidos de la presión de
inyección y la potencial pérdida de inyectividad
mediante el ajuste de la tasa de inyección y las
especificaciones de la viscosidad de la lechada,
como parte del proceso de control de calidad
vigente.
Monitoreo de la presión
durante las operaciones CRI
El monitoreo de la presión constituye la base
para comprender cómo está operando un pozo
de inyección. Las tendencias de la presión con el
tiempo proporcionan un indicador clave del
desempeño de las operaciones. Si la presión se
incrementa lentamente con el tiempo, se puede
hablar de un relleno normal de la zona de inyección. Sin embargo, un incremento rápido de la
presión indica obstrucción en la región vecina al
pozo, lo que requiere atención inmediata. Contrariamente, una caída rápida de la presión
podría indicar una fuga en el sistema, ya sea en
la superficie o en el pozo. Por último, los datos
de presión constituyen un parámetro de entrada
clave para los modelos de fracturamiento hidráulico, que se utilizan tanto para el diseño
inicial del sistema como para la validación del
modelo durante toda la operación de inyección.
70
En las primeras etapas de un proyecto, no
siempre se comprenden claramente las propiedades de las rocas y no siempre se conoce la
secuencia litológica exacta, de modo que los
inge nieros se basan en supuestos para una
amplia variedad de parámetros de entrada del
modelo. Este estudio de factibilidad inicial determina el rango y capacidad de almacenamiento
potencial de un complejo de fracturas subterráneas inducidas hidráulicamente, el crecimiento
lateral y vertical de las fracturas, y los cambios de
presión anticipados, producidos durante las operaciones CRI (arriba). Estas simulaciones
proporcionan orientación para el diseño de los
pozos de inyección, el número de pozos de inyección requeridos, el régimen de presión para el
diseño de la tubería y las especificaciones del
equipo de superficie.
Una vez perforado y registrado el pozo de inyección, se ingresan las propiedades de las rocas y la
secuencia litológica en el modelo, lo cual mejora su
precisión. Luego, transcurrida la primera secuencia
de inyección, las presiones de inyección a determinadas tasas de bombeo, las densidades de lechada y
los datos de viscosidad específicos, proveen información adicional para la validación y el ajuste del
modelo. Este ciclo de monitoreo, actualización y
validación del modelo se repite a intervalos durante
el proyecto de inyección de la lechada, de modo que
el modelo se refina continuamente y, en consecuencia, se estrechan los rangos proyectados para la
capacidad de inyección de la lechada, el crecimiento de las fracturas y el aumento de la presión.
Los técnicos de la localización del pozo monitorean cuidadosamente los datos de presión
de inyección para asegurarse de que la respuesta de la presión evolucione según las
predicciones. Las desviaciones con respecto a
las tendencias de presión modeladas durante las
fases de inyección, pueden proveer signos tempranos de advertencia acerca del desarrollo y
alcance inesperados de la fractura u otros problemas.13 M-I SWACO ha desarrollado un sistema
de monitoreo y diagnóstico CRI para el control y
aseguramiento de la calidad CRI en tiempo real.
El sistema portátil monitorea la reología, densidad, tasa de bombeo y presiones de inyección de
la lechada en tiempo real.
Los ingenieros utilizan los datos del sistema
de monitoreo para asegurar que los parámetros
operacionales estén dentro de los rangos es pecificados y sean simulados en la fase de
planeación previa al pozo. Durante las operaciones de inyección, un paquete de programas de
monitoreo y diagnóstico asegura que el pozo de
inyección se desempeñe según lo esperado y
alerta a los operadores CRI sobre cualquier riesgo
que se esté desarrollando (próxima página). Se
dispone además de un simulador de transporte de
recortes para pronosticar la estabilidad de la
lechada y ayudar a mantener la inyectividad. Si el
sistema de monitoreo en tiempo real señala la
posibilidad de riesgos potenciales, los ingenieros
de aseguramiento CRI de M-I SWACO, que operan
en la localización del pozo, utilizan luego el programa de diseño y evaluación de tratamientos de
fracturamiento FracCADE y otras herramientas
de diagnóstico para proveer un análisis de presión más detallado.
En el Mar del Norte, un operador utilizó las
técnicas CRI para inyectar los recortes por debajo de la zapata de la tubería de revestimiento
de 133⁄8 pulgadas del pozo principal. La formación destinada a la operación de inyección se
encontraba ubicada en un ambiente geológicamente complejo, próximo a una falla principal.
Esta localización incrementaba significati vamente el nivel de riesgo asociado con las
operaciones CRI y la contención de las fracturas
destinadas a la eliminación de residuos.
Para minimizar estos riesgos, un grupo de
expertos en geomecánica de M-I SWACO, es pecialistas en monitoreo de operaciones de
inyección y análisis de tendencias de la presión,
identificó los riesgos presentes en el subsuelo y
los riesgos geológicos durante las operaciones de
inyección, así como la evolución de la geometría
de la fractura. El equipo monitoreó y evaluó
Oilfield Review
todos los parámetros de inyección en forma diaria y realizó un análisis en profundidad de la
presión de inyección.
El análisis de presión efectuado durante una
secuencia de inyección indicó una declinación
anormal de la presión posterior al cierre, representada con un patrón lineal de declinación de la
presión. Este patrón inusual no se había observado durante las operaciones de inyección
previas. El análisis del episodio no mostró variaciones significativas en los parámetros de
inyección o en la reología de la lechada.
Los objetivos principales del análisis de
declinación de la presión son la identificación
de las razones de la existencia de patrones de
presión inusuales, la predicción del impacto
sobre el comportamiento de las fracturas y el
sistema CRI, y la evaluación de cualquier riesgo
asociado con los mismos. Los datos de otros proyectos CRI habían demostrado que un patrón
lineal de declinación de la presión puede obedecer a diversas causas, una de las cuales es el
desarrollo de restricciones anormales en el
punto de inyección.
El equipo de ingeniería analizó las derivadas
de los cambios de presión con respecto a los
datos de la función adimensional G, después de
un tiempo de cierre específico, para detectar los
cambios ocurridos durante el proceso de declinación de la presión. El análisis de las derivadas
indicó un comportamiento lineal durante la
declinación de la presión. En base a la in formación inicial de la interpretación de la
declinación de presión lineal, y considerando factores indirectos tales como el comportamiento
de las derivadas de los cambios de presión, la
causa más probable de este comportamiento inusual de la declinación de la presión fue una
restricción en el punto de inyección.
Para confirmar el diagnóstico, se corrió un
registro de adherencia del cemento (CBL) con
el fin de verificar la condición y el nivel del
cemento en el punto de inyección y determinar
si se había desarrollado una restricción en ese
punto. Los datos CBL confirmaron que el nivel
del cemento en la sección anular de 95⁄8 pulgadas
era más elevado que el diseñado y había obturado parte de la sección de agujero descubierto,
introduciendo una restricción en el punto de
inyección.
A partir de los resultados del análisis de presión y de una revisión de los datos CBL, los
ingenieros pudieron definir el problema e implementar procedimientos de mitigación destinados
a minimizar el impacto de la restricción y los riesgos para las operaciones de inyección ulteriores.
Primavera de 2007
> Monitoreo del proceso de inyección. Un sistema de sensores y software inteligente, combinado con
una pantalla de visualización rápida, ayudan a los ingenieros de MI-SWACO a monitorear y controlar
el proceso CRI. Se requieren datos de entrada mínimos de parte del usuario y todos los datos se encuentran disponibles en una pantalla. Las evaluaciones rápidas, con fines de diagnóstico, ayudan a
detectar los problemas potenciales y a reducir los riesgos.
El cambio de volumen de la etapa de desplazamiento y el tiempo de residencia reducido para
los recortes en el espacio anular del pozo estático, permitieron que las operaciones continuaran
a pesar de la restricción anular. Más de 7,300 m3
[46,000 bbl] de lechada de inyección fueron
inyectados en forma segura en el pozo CRI.
En otro caso del Mar del Norte, un operador
estaba utilizando procesos de inyección anular
entre las tuberías de revestimiento de 133⁄8 y 95⁄8 pulgadas, en un pozo de producción, para eliminar
los recortes transportados con el lodo a base de
aceite, generados por las operaciones de perforación primarias. Después de cinco meses de
procedimientos de inyección normales, se
observó un pico de presión de 600 lpc [4,137 kPa]
durante la operación de inyección anular. Los
incrementos repentinos de la presión de inyección pueden estar relacionados con diversos
factores, incluyendo la obstrucción o taponamiento del pozo, el taponamiento de la fractura,
la sedimentación de las partículas y los errores
operacionales tales como el cierre de las válvulas.
Algunos problemas son relativamente fáciles de
identificar a través del análisis adecuado de las
respuestas de la presión, pero otros son más elusivos.
Los ingenieros y técnicos de la localización
verificaron el pozo por la presencia de fugas
potenciales y confirmaron la integridad del sistema CRI. Durante la evaluación, las operaciones
CRI rutinarias continuaron con el conocimiento
de que las presiones de inyección mostraban
picos más altos de lo normal. Durante el monitoreo cuidadoso de las presiones anulares en las
operaciones de inyección, los técnicos observaron
que los picos de presión anular parecían coincidir
con los niveles de producción altos generados por
las operaciones de levantamiento artificial.
13. Fragachán F, Ovalle A y Shokanov T: “ Pressure
Monitoring: Key for Waste Management Injection
Assurance,” artículo SPE 103999, presentado en la
Primera Conferencia y Exhibición Internacional del
Petróleo de México, Cancún, 31 de agosto al 2 de
septiembre de 2006.
71
Como no existían otras alternativas prácticas
para el manejo de los recortes, era crucial comprender las razones del incremento sistemático
de la presión de superficie durante el período
posterior al cierre después de la inyección CRI y
su relación con la actividad de producción. Luego
de una cuidadosa y extensiva evaluación, los
ingenieros observaron que los picos de presión
CRI estaban relacionados con el incremento del
gradiente de fractura, resultante de la expansión
térmica de la formación durante la producción.
El análisis del comportamiento de la presión
CRI, demostró que se producía una diferencia
de presión considerable cuando el pozo estaba
en producción y cuando se encontraba estático.
Los ingenieros descubrieron que la variación de
600 lpc, observada entre las dos situaciones,
coincidía con un incremento teórico del gradiente de fractura, asociado con un cambio de
23°C [41°F] en la temperatura de las rocas. El
efecto del aumento de temperatura, resultante
de las operaciones de producción, era mayor
cerca del pozo, incrementando el esfuerzo de la
formación en aproximadamente 600 lpc. La presión de inyección CRI tenía que superar este
efecto para abrir la fractura, causando un incremento repentino de la presión de inyección.
El monitoreo diario de los parámetros de
inyección y el análisis regular y exhaustivo de
presión reducen significativamente el riesgo y
aumentan el nivel de aseguramiento de la calidad de la inyección. El monitoreo ayuda además
a asegurar la ejecución de operaciones CRI fluidas y seguras desde el punto de vista ambiental,
a pesar de las significativas incertidumbres asociadas con la disponibilidad y la calidad de los
datos. El análisis regular de la presión en profundidad permite a los ingenieros monitorear la
progresión de las fracturas de inyección, validar
y actualizar los modelos geomecánicos y prolongar la vida del pozo de inyección.
Reducción de los residuos de petróleo
La cantidad de lodo a base de aceite residual
bombeado en los pozos de inyección junto con
los recortes es considerable. Si bien los lodos
OBM generalmente poseen una vida mucho más
larga que los lodos a base de agua, su duración
no es indefinida. Durante el curso de la perforación, el equipo de remoción de sólidos extrae los
recortes y los sólidos finos de los lodos, conforme
retornan a la superficie. No obstante, aún con
equipos altamente eficientes, no todos los sólidos pueden removerse. La pequeña cantidad que
queda en el lodo es sometida continuamente a la
acción de trituración de las bombas y de otros
equipos mecánicos. Con el tiempo, las partículas
se vuelven cada vez más pequeñas, alcanzando
72
valores inferiores a un micrón y aumentando
exponencialmente su superficie (abajo).
A medida que se incrementa el contenido de
sólidos ultrafinos presentes en el lodo, se reduce
el desempeño y la estabilidad general del fluido;
finalmente, el lodo se considera “gastado” y se elimina. Dado que gran parte del valor económico
de un lodo a base de aceite radica en el petróleo
en sí, las distintas generaciones de perforadores y
compañías de servicios han procurado hallar
métodos para recuperar el petróleo base de estos
lodos gastados.
La tecnología RECLAIM de M-I SWACO es un
proceso de remoción de sólidos, químicamente
mejorado, con capacidad para eliminar la mayoría
de los sólidos finos de los fluidos no acuosos. Los
sólidos finos, o sólidos de baja densidad (LGS),
que se acumulan en un sistema de lodo durante
el proceso de perforación obstaculizan las operaciones de perforación de distintas maneras: se
incrementa el potencial de atascamiento de las
herramientas, los niveles de esfuerzo de torsión
pueden elevarse, la velocidad de penetración
puede reducirse y el lodo puede experimentar
otros problemas relacionados con el incremento
de su viscosidad.
El equipo de control de la producción de sólidos remueve habitualmente las partículas LGS
de más de 5 a 7 micrones, mientras que las partículas más pequeñas permanecen en el sistema
de lodo. Conforme la concentración de estos
sólidos finos continúa incrementándose, el único
recurso convencional consiste en diluir el sistema de lodo para reducir la concentración de
LGS o generar lodo nuevo. La dilución o la generación de más lodo incrementa los residuos, los
volúmenes de eliminación de residuos y el costo
total del proyecto de perforación.
El sistema RECLAIM está diseñado para
remover el grueso de las partículas coloidales
finas y además puede ser utilizado para incrementar la relación agua/petróleo (RAP) del fluido
de perforación. Esta tecnología comprende floculantes, surfactantes y un patín para la unidad
RECLAIM que contiene todos los componentes
requeridos para flocular efectivamente los sólidos
finos en un fluido no acuoso (próxima página,
arriba).
> Incremento de la superficie específica. La acción mecánica de la perforación y la circulación deteriora los recortes. Si no se remueven del sistema de circulación, con el tiempo se vuelven más pequeños, en forma similar a un cubo que se divide, e incrementan su superficie específica (extremo superior).
El desempeño y costo de la operación de perforación se ven afectados ya que se requieren más químicos y más volumen nuevo para manejar este incremento de la superficie específica. Con el tiempo,
los recortes pueden reducirse en tamaño (extremo inferior) hasta un punto que hace que la remoción
de los fluidos de perforación se dificulte o se torne imposible.
Oilfield Review
> Sistema autónomo para la recuperación del fluido. La unidad de tratamiento RECLAIM, instalada sobre patines, contiene todos los equipos necesarios
para facilitar el proceso RECLAIM, incluyendo los tanques de polímeros y surfactantes, los tanques de agua y petróleo, las bombas, los dispositivos de
mezclado, los sistemas de control, y las líneas de alimentación y retorno.
La floculación de los sólidos humedecidos
con petróleo en suspensión, no es tarea trivial.
Los surfactantes desarrollados por M-I SWACO y
sus socios en las actividades de investigación,
debilitan la emulsión del lodo, de manera que los
polímeros floculantes patentados pueden aglomerar los sólidos finos. Una vez floculados, los
LGS pueden removerse con técnicas centrífugas
Lodo del
sistema de
almacenamiento
o del sistema de
lodo activo
convencionales. El polímero facilita además la
demulsificación de las pequeñas gotas de salmuera en el lodo. Por lo tanto, un efecto secundario de este proceso es que el agua se elimina
junto con los sólidos, concentrando el petróleo
base e incrementando la RAP.
La tecnología RECLAIM puede utilizarse en
proyectos de perforación activos, para mejorar la
eficiencia del equipo de control de sólidos, en el
reacondicionamiento del inventario de lodo
posterior a la ejecución del pozo y para la recuperación del petróleo base de los sistemas de lodo
gastados. En el proceso, los fluidos de las operaciones de perforación activas o de la localización
de almacenamiento son transferidos a la bomba
de alimentación de la unidad RECLAIM (abajo).
2
4
5
6
Bomba de
alimentación de la
unidad RECLAIM
Sistema de
mezclado
Unidad centrífuga
M-I SWACO
Fluido recuperado
al sistema de lodo
activo o al
sistema de
almacenamiento
1
3
7
Surfactante
Polímero
floculante
Sólidos y agua
residual
descartados
> Procesamiento de los fluidos a ser recuperados. Habitualmente, el fluido de perforación es desplazado desde el sistema activo o desde el almacenamiento hasta la unidad de procesamiento. Las estaciones de aditivos y los sistemas de mezclado procesan el fluido y lo preparan para la separación de
los sólidos mediante una unidad centrífuga de alta velocidad. A partir de una corriente de alimentación única, el sistema devuelve tres fases; el petróleo
base a ser devuelto al sistema activo o al sistema de almacenamiento, una corriente de sólidos de desecho, y la fase acuosa del lodo a base de aceite.
Primavera de 2007
73
Antes de que el fluido llegue a la bomba, se le
inyecta un surfactante con concentraciones predeterminadas . El surfactante reduce la
estabilidad de la emulsión del lodo permitiendo
que el polímero floculante se adhiera a los sólidos finos.
A medida que el fluido es transferido a la
unidad centrífuga, se agrega el polímero flo culante a la corriente de fluido mediante una
bomba de inyección. El fluido es enviado luego a
través de un sistema diseñado para su mezclado.
Posteriormente, las unidades centrífugas de alta
velocidad separan los sólidos LGS y el agua del
fluido base. El fluido recuperado es devuelto al
sistema activo o a los tanques para su almacenamiento. La corriente residual se descarta de la
unidad centrífuga para su eliminación. Este
material de desecho contiene no sólo los sólidos
floculados sino además una porción de la fase
acuosa. Si fuese necesario, es posible eliminar el
grueso de la fase acuosa mediante el ajuste del
nivel de tratamiento con polímeros. El exceso de
polímero también se elimina, lo que asegura la
generación de un fluido base no degradado, reutilizable, virtualmente libre de sólidos.
Durante la perforación de un pozo en las
estribaciones de las Montañas Rocallosas, al
noroeste de Calgary, a un operador le quedaron
200 m 3 [1,258 bbl] de lodo a base de aceite
mineral de baja toxicidad, de densidad relativa
de 1.20 [10 lbm/gal], después de perforar cada
pozo, que se almacenaron en su mayor parte
para ser reutilizados en el siguiente proyecto de
perforación.14
Como se mencionó previamente, a medida
que los lodos a base de aceite se gastan a través
de la reutilización, los parámetros de desempeño se deterioran, en particular la velocidad de
penetración (ROP). En este caso, el operador
necesitaba mejorar la ROP para reducir los costos del pozo. Una forma de lograrlo, consiste en
perforar con un lodo de baja densidad, de aproximadamente 0.95 [7.91 lbm/gal] de densidad
relativa o de un valor inferior. No obstante, en
74
este caso, la densidad relativa del fluido a base
de aceite en uso no pudo reducirse de 1.20 a 0.95
por medios convencionales y el fluido tendría que
eliminarse, incrementando el costo tanto del
fluido de perforación como de la eliminación. Se
utilizó la tecnología RECLAIM en la localización
del pozo para reducir la densidad relativa del
lodo de 1.20 a 0.95, eliminando la necesidad de
reemplazar y descartar 1,258 bbl de lodo por
pozo.
En otro caso, el lodo devuelto desde el campo
a una planta de lodo de M-I SWACO en Medio
Oriente contenía entre 16 y 20% de LGS, poseía
una RAP que variaba entre 70:30 y 80:20, y una
densidad relativa promedio de 1.20. La especificación del operador para que el lodo fuera devuelto
al campo era una RAP de 90:10, con una densidad
relativa inferior a 1.08 [9.0 lbm/gal].
En la planta de lodo, los ingenieros se enfrentaron con otro problema. El tratamiento estándar
para restituir el lodo a su condición inicial requería niveles altos de dilución con diesel, lo que
implicaría una cantidad de tiempo significativo y
forzaría los límites de la capacidad de la planta.
Además, el proceso de dilución produciría
grandes volúmenes de fluidos residuales que
requerirían ser eliminados.
Utilizando la tecnología RECLAIM, los ingenieros lograron una RAP de 90:10, sin cambios
significativos en el volumen del fluido tratado.
Esta tecnología permitió reducir sustancialmente el volumen de dilución, de 160 a 30%, lo
que a su vez redujo el costo de tratamiento del
lodo. Con el incremento de las dosis de floculante, se lograron RAPs de hasta 98:2 y el fluido
recuperado se utilizó para la dilución del diesel
nuevo en el lugar.
La tecnología RECLAIM eliminó efectivamente el alto nivel de dilución requerido para
reacondicionar los retornos de lodo desde el
equipo de perforación y redujo significativamente
los costos de eliminación de los excedentes de
fluidos. Los costos del ajuste de las propiedades
del lodo tratado a su especificación original constituyeron una fracción de aquellos que implicaría
la dilución o generación de un lodo nuevo.
Manejo de residuos y recursos
La extracción de los recursos de la Tierra
constituye un proceso de larga data. Independientemente del método utilizado, los residuos
generados deben manejarse correctamente. A través de varias generaciones de perforadores, la
industria de E&P ha procurado hallar la solución
perfecta para la eliminación de los residuos de
perforación. Si bien las soluciones actuales del
problema distan de la perfección, son mucho
mejores que las disponibles hace algunas décadas.
Las prácticas actuales, incluyendo el fracturamiento de formaciones subterráneas, ayudan a
recuperar las reservas de difícil acceso y, al
mismo tiempo, proporcionan un lugar de depósito adecuado para millones de toneladas de
residuos de perforación. Mediante el retorno de
las rocas y de los escombros extraídos del subsuelo a su lugar de origen, los operadores han
dado un paso significativo en el cuidado del
medio ambiente. De un modo similar, los métodos tales como la tecnología RECLAIM están
mejorando la utilización de los recursos disponibles, reduciendo al mismo tiempo los productos
de desecho y los costos de recuperación de las
reservas de hidrocarburos.
Las tecnologías CRI y RECLAIM constituyen
unos de los numerosos métodos en uso o bien en
desarrollo, que tienden a promover la minimización del impacto ambiental mejorando al mismo
tiempo la recuperación de las reservas. En los
años venideros, el incesante desarrollo y despliegue de tecnologías limpias y verdes ayudará a la
industria del petróleo y el gas a extraer los recursos de la Tierra con un impacto mínimo sobre el
medio ambiente.
—DW
14. La densidad del fluido se expresa a menudo como
densidad relativa, lo que equivale a la densidad en
gramos por centímetro cúbico.
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