Nuevos aspectos de la construcción de pozos multilaterales

Nuevos aspectos de la construcción de pozos multilaterales
Los pozos de drenaje múltiples que emergen de un pozo principal ayudan a maximizar el contacto con el yacimiento.
Además de proporcionar un área de drenaje más extensa que la provista por un pozo individual, estas terminaciones
de pozos multilaterales pueden reducir el riesgo global de perforación y el costo total. Para satisfacer los objetivos
específicos de desarrollo de campos de petróleo y de gas en las exigentes condiciones actuales, los operadores
requieren conexiones (juntas, uniones, junturas) confiables entre la tubería de revestimiento primaria del pozo
principal y las tuberías de revestimiento de las ramificaciones laterales.
José Fraija
Hervé Ohmer
Tom Pulick
Rosharon, Texas, EUA
Mike Jardon
Caracas, Venezuela
Mirush Kaja
Eni Agip
Milán, Italia
Ramiro Paez
China National Offshore Operating Company
(CNOOC)
Yakarta, Indonesia
Gabriel P. G. Sotomayor
Petróleo Brasileiro S.A. (Petrobras)
Río de Janeiro, Brasil
Kenneth Umudjoro
TotalFinaElf
Port Harcourt, Nigeria
Por su colaboración en la preparación de este artículo, se
agradece a Axel Destremau, Port Harcourt, Nigeria; Robert
Dillard y Jim Fairbairn, Rosharon, Texas, EUA; James
Garner, Sugar Land, Texas; Gary Gill, Calgary, Alberta,
Canadá; Heitor Gioppo y Joe Miller, Río de Janeiro, Brasil;
Tim O’Rourke, Yakarta, Indonesia; y John Spivey,
Universidad de Wyoming, Laramie, EUA.
Herramienta de Adherencia del Cemento (CBT), Discovery
MLT, ECLIPSE, FloWatcher, MultiPort, MultiSensor, NODAL,
PowerPak XP, QUANTUM, RAPID (Acceso Confiable que
Provee Drenaje Mejorado), RapidAccess, RapidConnect,
RapidExclude, RapidSeal, RapidTieBack, USI (generador
de Imágenes Ultrasónicas) y VISION475 son marcas de
Schlumberger.
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En aras de optimizar la producción, reducir los
costos y maximizar la recuperación de las reservas, las compañías operadoras de la industria
petrolera están asignando cada vez más importancia a las terminaciones de pozos multilaterales;
ramificaciones o pozos de drenaje, perforados
desde un pozo primario. Más del 10% de los
68,000 nuevos pozos que se perforan cada año
son candidatos para este tipo de terminación. La
tecnología de pozos multilaterales también se
utiliza en operaciones de re-entrada en pozos
existentes.
Las formas básicas de pozos multilaterales se
conocen desde la década de 1950, pero los primeros métodos de perforación y los equipos de
terminación iniciales resultaban adecuados sólo
para ciertas aplicaciones. Las mejoras introducidas en las técnicas de construcción de pozos
durante la década de 1990 permitieron a los operadores perforar y terminar cada vez más pozos
con ramificaciones laterales múltiples.1 En la
actualidad, los pozos principales y los tramos
laterales pueden perforarse verticalmente, con
altos ángulos, u horizontalmente para afrontar las
distintas condiciones del subsuelo.
Las configuraciones de los pozos multilaterales varían desde un solo pozo de drenaje hasta
ramificaciones múltiples en arreglos de tipo abanicos horizontales, apilados verticalmente, o dos
tramos laterales opuestos (página siguiente). La
terminación de los tramos laterales se realiza a
agujero descubierto o con tuberías de revestimiento “desprendidas”—tuberías de revestimiento que no están conectadas al pozo
principal—cementadas o sin cementar. Otros
diseños de terminación utilizan arreglos mecánicos para lograr una adecuada conexión, integridad hidráulica y acceso selectivo en las
conexiones entre las tuberías de revestimiento
de los tramos laterales y la tubería de revestimiento primaria del pozo principal.
Como cualquier otra terminación de pozo, las
tuberías de revestimiento para los tramos laterales suelen incluir empacadores externos para
garantizar el aislamiento zonal o filtros (cedazos)
mecánicos para el control de la producción de
arena. La producción proveniente de los tramos
laterales individuales puede mezclarse entre sí o
fluir hacia la superficie a través de sartas de producción independientes. Hoy en día, los pozos
también pueden incluir elementos de terminación
de vanguardia para controlar y vigilar rutinariamente el flujo proveniente de cada ramificación
lateral. En consecuencia, los riesgos de perforación y terminación varían con la configuración del
pozo, la complejidad de las conexiones, las necesidades de terminación del pozo y el equipo de
fondo.
Los tramos laterales múltiples permiten
aumentar la productividad porque contactan un
área más extensa del yacimiento que un solo
pozo. En ciertos campos, la tecnología de perforación de pozos multilaterales ofrece ventajas con
respecto a otras técnicas de terminación, tales
como los pozos verticales y horizontales convencionales, o los tratamientos de estimulación por
fracturamiento hidráulico. Los operadores utilizan
pozos multilaterales para alcanzar diversas formaciones o más de un yacimiento, que representan el objetivo, y para explotar reservas pasadas
por alto con un solo pozo. La tecnología de pozos
multilaterales a menudo constituye el único
medio económico para explotar compartimentos
geológicos aislados, campos satélites remotos y
yacimientos pequeños que contienen volúmenes
de reservas limitados.
Oilfield Review
Yacimientos someros,
agotados, o de petróleo pesado
Pozo principal
Tramos laterales
verticalmente apilados
Tramos laterales de
tipo abanico horizontal
Conexiones
Yacimientos
laminados o estratificados
Dos tramos
laterales opuestos
Yacimientos de baja permeabilidad
o naturalmente fracturados
> Configuraciones básicas de pozos multilaterales. Los tramos laterales horizontales, que conforman arreglos de tipo horquilla, abanico o espina dorsal, tienen como objetivo una sola zona y están destinados a maximizar la producción de yacimientos someros de baja presión o yacimientos de petróleo pesado,
y campos con agotamiento parcial. Los tramos laterales apilados verticalmente resultan efectivos en formaciones laminadas o en yacimientos estratificados;
la mezcla de la producción de varios horizontes aumenta la productividad del pozo y mejora la recuperación de hidrocarburos. En formaciones de baja permeabilidad y naturalmente fracturadas, los dos tramos laterales opuestos pueden intersectar más fracturas que un solo pozo horizontal—especialmente si
se conoce la orientación de los esfuerzos en el subsuelo—y también pueden reducir la caída de presión por fricción durante la producción.
Los pozos multilaterales resultan especialmente adecuados para conectar rasgos verticales
y horizontales del subsuelo, tales como fracturas
naturales, formaciones laminadas y yacimientos
estratificados. Los pozos de drenaje múltiples, de
alto ángulo u horizontales, intersectan más fracturas naturales y a menudo permiten incrementar
la producción más que si se utilizara un solo pozo
horizontal o la estimulación por fracturamiento
hidráulico. La perforación de pozos multilaterales
debería contemplarse en entornos en los que
resultan adecuados los pozos direccionales u
horizontales. Los pozos direccionales, horizontales y multilaterales optimizan el contacto del
pozo con el yacimiento y permiten generar regímenes de producción más altos y con menos caídas de presión que los pozos verticales u
horizontales.
No obstante, existen límites respecto de la
longitud que puede tener una sola sección horizontal más allá de los cuales la fricción en las
paredes del pozo, en la tubería de revestimiento
o de producción limita la producción del pozo. Los
pozos multilaterales reducen las caídas de presión por fricción durante la producción ya que el
flujo se dispersa a través de dos o más ramificaciones laterales más cortas. Por ejemplo, dos tramos laterales opuestos reducen la caída de
Invierno de 2002/2003
presión durante el flujo respecto de la originada
en un solo pozo horizontal que tiene el mismo
contacto con el yacimiento e igual régimen de
producción que los tramos laterales (véase
“Consideraciones clave de diseño,” página 73).
Los pozos multilaterales exigen una inversión
inicial adicional en equipos pero permiten bajar
potencialmente las erogaciones de capital totales
y los costos de desarrollo, así como los gastos
operativos debido a la menor cantidad de pozos
necesarios. Esta tecnología reduce las necesidades en términos de cabezales de pozo, tubos elevados de las plataformas y terminaciones
submarinas, lo cual permite reducir los costos y
optimizar la utilización de las bocas de cabezales
de pozo (slots) en las plataformas marinas o el
empleo de plantillas submarinas. Los pozos multilaterales también permiten minimizar la extensión, o las huellas, de las localizaciones de
superficie y mitigar el impacto ambiental en tierra.
Una menor cantidad de pozos reduce la exposición
reiterada a los riesgos de perforaciones someras.
Las conexiones laterales constituyen un elemento crítico de las terminaciones de pozos multilaterales y pueden fallar bajo la acción de los
esfuerzos existentes en el subsuelo y ante las
fuerzas inducidas por la temperatura y las presiones diferenciales que se desarrollan durante la
producción del pozo. Las conexiones se dividen
en dos grupos generales: aquellas que no presentan integridad hidráulica (Niveles 1, 2, 3 y 4) y
las que sí lo hacen (Niveles 5 y 6). El éxito de los
pozos multilaterales depende de la durabilidad, la
versatilidad y la accesibilidad de las conexiones.
Los sistemas del Nivel 3 y el Nivel 6 surgieron
como las conexiones multilaterales preferidas.2
Las conexiones del Nivel 3 traen incorporado un
empalme y una conexión mecánica entre la tubería de revestimiento del tramo lateral y la tubería
de revestimiento primaria que permite el acceso
selectivo y el reingreso a las ramificaciones laterales. Las conexiones del Nivel 6 forman parte
integrante de la sarta de revestimiento primaria
que ofrece integridad hidráulica y acceso a los
tramos laterales.
1. Bosworth S, El-Sayed 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.
2. Betancourt S, Shukla S, Sun D, Hsii J, Yan M, Arpat B,
Sinha S y Jalali Y: “Developments in Completion
Technology and Production Methods,” artículo de la SPE
74427, presentado en la Conferencia y Exhibición
Internacional del Petróleo de la SPE, Villahermosa,
México, 10 al 12 de febrero de 2002.
57
Las nuevas técnicas de construcción de conexiones permiten la utilización de pozos multilaterales en una gama más amplia de condiciones de
subsuelo y para un número creciente de aplicaciones en yacimientos. Sin embargo, la mayor
complejidad de los equipos y de las configuraciones de pozos presenta obstáculos técnicos, riesgos operativos y consideraciones económicas
que los operadores y las compañías de servicios
deben encarar. En este artículo se examinan las
aplicaciones y clasificaciones de los pozos multilaterales. También se analizan los sistemas de
conexiones e instalaciones a través de resultados de pruebas de pozos y de ejemplos de
campo tomados de EUA, Canadá, Venezuela,
Brasil, Nigeria e Indonesia.
Aplicaciones en yacimientos
Los pozos multilaterales reemplazan a uno o más
pozos individuales. Por ejemplo, un pozo con dos
tramos laterales opuestos reemplaza a dos pozos
horizontales convencionales, cada uno perforado
desde la superficie con columnas de revestimiento y cabezales de pozo independientes. En
áreas con riesgos de perforación someros, yacimientos profundos o campos petroleros situados
en zonas de aguas profundas, un solo pozo principal elimina el riesgo y el alto costo de perforar
hasta la profundidad final (TD, por sus siglas en
inglés) dos veces. En tierra firme, esto reduce la
cantidad de cabezales de pozos y las dimensiones de las localizaciones de superficie. En áreas
marinas, los pozos multilaterales permiten conservar las bocas de cabezales de pozo de las pla-
taformas de perforación o de las plantillas submarinas, y reducen los requerimientos de las instalaciones de superficie y el espacio en cubierta.
Una de las ventajas fundamentales de los
pozos multilaterales es el máximo contacto con el
yacimiento, lo cual aumenta la productividad o la
inyectividad y permite mejorar los factores de recuperación. Varios pozos de drenaje laterales intersectan y conectan rasgos de yacimientos
heterogéneos, tales como fracturas naturales, filones de mayor permeabilidad, formaciones laminadas o yacimientos estratificados y bolsones
aislados de petróleo y de gas. La maximización del
contacto con el yacimiento aumenta el área de drenaje del pozo y reduce la caída de presión, lo cual
mitiga la entrada de arena y la conificación de agua
o gas en forma más efectiva de lo que lo hacen los
pozos verticales y horizontales convencionales.
Toda tecnología nueva implica elementos de
riesgo y complejidad técnica, de modo que se
deben abordar tanto las ventajas como las desventajas.3 La pérdida de un pozo multilateral
principal produce pérdidas de la producción proveniente de todas las ramificaciones. Las terminaciones de pozos multilaterales son más
complejas desde el punto de vista mecánico que
las de los pozos convencionales y dependen de
herramientas y sistemas de fondo de pozo nuevos. El control del pozo durante la perforación o la
terminación de tramos multilaterales puede presentar dificultades. Además, hay mayores riesgos
relacionados con el acceso al pozo en el largo
plazo para efectuar tareas correctivas u operaciones de manejo de yacimientos.
Después de considerar los aspectos positivos y
negativos de la tecnología de perforación de pozos
multilaterales, así como su impacto en el largo
plazo sobre el desarrollo de campos petroleros, se
vislumbran varias aplicaciones en yacimientos.
Los pozos con tramos laterales múltiples resultan
particularmente adecuados para campos con
reservas de petróleo pesado, baja permeabilidad o
fracturas naturales, formaciones laminadas o yacimientos estratificados, hidrocarburos pasados por
alto en distintos compartimentos estructurales o
estratigráficos y con producción madura o con
agotamiento parcial.4
El desarrollo económico de reservas de petróleo pesado se encuentra limitado por la baja
movilidad del petróleo, la eficiencia de barrido de
la inyección de vapor y los factores de recuperación (véase “Yacimientos de petróleo pesado,”
página 32). En los yacimientos de petróleo
pesado u otros yacimientos de baja movilidad,
los pozos de drenaje laterales ofrecen ventajas
similares a los tratamientos de fracturamiento
hidráulico en las zonas gasíferas de baja permeabilidad. El mayor contacto del pozo con el yacimiento estimula la producción de petróleo. Los
tramos laterales horizontales también reducen
las caídas de presión frente a la formación, atenúan la conificación de agua y mejoran la inyección de vapor en estos yacimientos (abajo a la
izquierda).
Los yacimientos de baja permeabilidad y naturalmente fracturados se asocian frecuentemente con un nivel de productividad limitado, de
manera que la anisotropía de la formación cons-
> Yacimientos de petróleo pesado. Además de
mejorar la inyección de vapor, los tramos laterales
horizontales maximizan la producción y mejoran
la recuperación de depósitos de petróleo pesado
y de yacimientos delgados, someros o agotados,
mediante el incremento del área de drenaje del
pozo. En yacimientos con columnas de petróleo
delgadas, los tramos laterales horizontales mitigan la irrupción prematura de agua o gas, o la
conificación.
> Yacimientos de baja permeabilidad o naturalmente fracturados. Los tramos laterales horizontales aumentan la probabilidad de intersectar
fracturas naturales y de terminar un pozo rentable en formaciones naturalmente fracturadas con
fracturas cuyas orientaciones se desconocen. Si
se conoce la orientación de los esfuerzos en el
subsuelo, los dos tramos laterales opuestos permiten optimizar el contacto del pozo con el yacimiento.
> Yacimientos satélites. Los pozos multilaterales
constituyen una forma eficaz y económica de
explotar campos remotos y yacimientos pequeños que contienen volúmenes de hidrocarburos
limitados.
58
Oilfield Review
tituye un factor importante para el diseño de
pozos multilaterales. Las fracturas hidráulicas
yacen paralelas, no perpendiculares, a las fracturas naturales. En consecuencia, los pozos producen como si las fracturas apuntaladas fueran
mucho más cortas que en un yacimiento homogéneo. Los tramos laterales horizontales perforados
en forma perpendicular a las fracturas naturales
mejoran sustancialmente la productividad del
pozo ya que intersectan más fracturas (página
anterior al centro).
En zonas laminadas y en yacimientos estratificados o formaciones heterogéneas, los pozos
con tramos laterales apilados verticalmente permiten mejorar la productividad y la recuperación
de reservas, ya que conectan múltiples intervalos
productivos separados por barreras verticales o
contrastes de permeabilidad y gradaciones (abajo
a la izquierda). La explotación simultánea de
zonas múltiples ayuda a mantener los regímenes
de producción por encima del límite económico
de las instalaciones de superficie o de las plataformas marinas, y prolonga la vida económica de
los pozos y campos petroleros.
Con pozos multilaterales se pueden explotar
reservas pasadas por alto en distintos compartimentos geológicos creados por ambientes sedimentarios, la diagénesis formacional y fallas que
actúan como sello (abajo a la derecha). Cuando
los volúmenes de reservas contenidos en bloques
individuales no justifican un pozo para cada bloque, las terminaciones de tramos multilaterales
son una opción viable ya que permiten conectar
varios compartimentos geológicos. La comparti-
> Formaciones laminadas o yacimientos estratificados. En yacimientos estratificados, varios
tramos laterales apilados verticalmente contactan un área más extensa del yacimiento que un
solo pozo vertical y pueden explotar múltiples
formaciones productivas. Mediante la modificación de la inclinación de los tramos laterales y
de la profundidad vertical de cada pozo de drenaje, es posible drenar múltiples formaciones
delgadas.
Invierno de 2002/2003
mentalización geológica también se produce
cuando el agua de acuíferos naturales o el agua
inyectada barren más allá de las áreas de baja
permeabilidad, dejando bolsones de petróleo y
de gas que pueden recuperarse mediante la construcción de pozos multilaterales.
En forma similar, los pozos multilaterales permiten el desarrollo de yacimientos pequeños y
campos satélites remotos sin posibilidades de
ser explotados con pozos verticales, de alto ángulo u horizontales convencionales (página anterior
a la derecha). Los operadores también utilizan
pozos multilaterales para explotar yacimientos de
baja presión y yacimientos parcialmente agotados,
particularmente para la perforación de pozos de
relleno y de re-entrada.5
En campos petroleros maduros, los pozos multilaterales mejoran la perforación de pozos de relleno ya que tienen como objetivo áreas cuya
explotación no resulta económica con pozos individuales. Cuando la producción se estabiliza, la
perforación de ramificaciones laterales desde
pozos existentes permite explotar hidrocarburos
adicionales sin sacrificar los niveles de producción corriente. Esta estrategia mejora los niveles
de producción de un pozo y aumenta las reservas
recuperables, permitiendo la explotación económica de yacimientos maduros.
Los pozos con ramificaciones múltiples ayudan
a modificar el drenaje del yacimiento en proyectos
de recuperación terciaria que utilizan la inyección
de agua o vapor. Las ramificaciones laterales desviadas a partir de pozos existentes controlan la
localización del influjo y permiten mejorar los
> Compartimentos geológicos aislados. Los pozos
multilaterales suelen ser más eficaces que los pozos individuales para explotar hidrocarburos pasados por alto en distintos compartimentos geológicos o como resultado del agotamiento parcial de
las reservas.
esquemas de inyección a medida que la eficiencia
de barrido cambia con el tiempo. La producción de
hidrocarburos pasados por alto y la realineación
de los esquemas de inyección con las ramificaciones laterales elimina la necesidad de forzar las
reservas hacia los pozos de producción existentes.
Los pozos multilaterales también ayudan a
controlar la entrada de gas y de agua. Las ramificaciones laterales múltiples perforadas con longitudes variables en diferentes capas permiten
mejorar el barrido vertical de los hidrocarburos y
la recuperación de reservas. Los tramos laterales
horizontales atenúan la conificación de gas y de
agua en ciertos yacimientos, especialmente en
aquellos que tienen zonas con hidrocarburos delgadas, casquetes de gas o empuje de agua de
fondo. Los pozos multilaterales permiten mejorar
la recuperación durante la despresurización del
casquete de gas en las últimas etapas de la vida
útil del campo y también ayudan a mejorar la productividad en proyectos de almacenamiento de
gas en el subsuelo.6
Los operadores utilizan incluso los pozos multilaterales en exploración para muestrear la calidad del yacimiento horizontal y su extensión
areal, y evaluar las trampas estratigráficas. Otro
de los roles de estos pozos es la delineación de
yacimientos. Mediante la planificación de dos o
más tramos laterales perforados desde un pozo
principal, se puede explorar directamente un
área más extensa desde una sola localización de
superficie. Este procedimiento genera mayor flexibilidad durante la delineación del campo ya que
permite que cada tramo lateral sea planificado
en base al conocimiento adquirido durante la
perforación del pozo principal y de los tramos
laterales precedentes.
Además de seleccionar las configuraciones
de pozos multilaterales necesarias para abordar
aplicaciones específicas en yacimientos, los ingenieros deben determinar el grado de integridad
3. Vij SK, Narasaiah SL, Walia A y Singh G: “Multilaterals:
An Overview and Issues Involved in Adopting This
Technology,” artículo de la SPE 39509, presentado en la
Conferencia y Exhibición del petróleo y del gas de la SPE
de India, Nueva Delhi, India, 17 al 19 de febrero de 1998..
4. Ehlig-Economides CA, Mowat GR y Corbett C:
“Techniques for Multibranch Well Trajectory Design in
the Context of a Three-Dimensional Reservoir Model,”
artículo de la SPE 35505, presentado en la Conferencia
Europea de Modelado 3D de Yacimientos, Stavanger,
Noruega, 16 al 17 de abril de 1996.
Sugiyama H, Tochikawa T, Peden JM y Nicoll G: “The
Optimal Application of Multi-Lateral/Multi-Branch
Completions,” artículo de la SPE 38033, presentado en la
Conferencia del Petróleo y el Gas de la SPE del Pacífico
Asiático, Kuala Lumpur, Malasia, 14 al 16 de abril de 1997.
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. Bary A, Crotogino F, Prevedel B, Berger H, Brown K,
Frantz J, Sawyer W, Henzell M, Mohmeyer K-U, Ren N-K,
Stiles K y Xiong H: “Almacenamiento subterráneo de gas
natural,” Oilfield Review 14, no. 2 (Otoño de 2002): 3–19.
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Nivel 1
Nivel 2
Nivel 3
Nivel 1 – Pozo de re-entrada sin entubar o conexión sin soporte.
Nivel 2 – Pozo principal entubado y cementado con tramo lateral terminado
a agujero descubierto o con tubería de revestimiento desprendida.
Nivel 3 – Pozo principal entubado y cementado con tramo lateral entubado
y sin cementar, con tubería de revestimiento conectada
mecánicamente al pozo principal (color rojo).
Nivel 4
Nivel 5
Nivel 6
Nivel 4 – Pozo principal entubado y cementado con tramo lateral entubado
y cementado, con tubería de revestimiento del tramo lateral
conectada mecánicamente al pozo principal.
Nivel 5 – Pozo principal entubado y cementado y tramo lateral entubado,
cementado o sin cementar, donde la integridad y el aislamiento
hidráulico están provistos por los componentes de terminación
adicionales ubicados dentro del pozo principal (empacadores,
sellos y tubulares).
Nivel 6 – Pozo principal entubado y cementado y tramo lateral entubado,
cementado o sin cementar, donde la integridad y el aislamiento
hidráulico están provistos por la tubería de revestimiento primaria
en la intersección de la tubería de revestimiento del tramo lateral
sin componentes de terminación adicionales dentro del pozo
principal.
> Clasificación de las conexiones. Los pozos multilaterales se caracterizan de acuerdo con las definiciones establecidas en el Foro de
Avance Técnico de Pozos Multilaterales (TAML, por sus siglas en inglés), celebrado en Aberdeen, Escocia, el 26 de julio de 1999, y recientemente actualizado en una propuesta efectuada en julio de 2002. Estos estándares clasifican a las conexiones en seis niveles,
Nivel 1, 2, 3, 4, 5 ó 6, según el grado de complejidad mecánica, conectividad y aislamiento hidráulico.
mecánica e hidráulica que se requiere en las conexiones laterales para optimizar la producción y
maximizar la recuperación (arriba).7 Schlumberger
ofrece soluciones de pozos multilaterales que van
desde la perforación de pozos de re-entrada y tramos laterales terminados a agujero descubierto
hasta las avanzadas conexiones de Acceso
Confiable que Proveen Drenaje Mejorado RAPID,
las cuales proporcionan conectividad, resistencia,
exclusión de arena e integridad hidráulica.
Ventanas precortadas y
conectividad de las conexiones
El sistema prefabricado RapidTieBack de perforación y terminación de tramos multilaterales sin
fresado, utiliza ventanas en la tubería de revestimiento maquinadas con anticipación y cubiertas
con una camisa perforable interna para construir
tramos laterales estrechamente espaciados en
pozos nuevos (próxima página). Este sistema de
conexiones puede instalarse rápidamente con
mínimo tiempo de inmovilización del equipo de
perforación en pozos con ángulos de inclinación
hasta la horizontal. Una de las ventajas fundamentales de este sistema es la capacidad de permitir la terminación de hasta cuatro tramos
60
laterales en ángulo recto, con ventanas adyacentes en la tubería de revestimiento, ubicadas a 1.8
m [6 pies] de distancia entre sí.
Las conexiones cuádruples RapidTieBack han
sido concebidas para emplazar las conexiones
dentro de un yacimiento y perforar pozos de drenaje de alto ángulo, utilizando arreglos de perforación de radio de curvatura corto. Este sistema
de pozos multilaterales también puede colocarse
por encima del yacimiento, lo cual reduce el
incremento angular y la inclinación del tramo
lateral para minimizar el esfuerzo ejercido sobre
las conexiones.
Dado que se eliminan las operaciones de fresado, las ventanas precortadas proveen salidas
rápidas y consistentes en la tubería de revestimiento, impiden la formación de recortes de acero
y reducen el riesgo de rotura de la tubería de revestimiento. Las barrenas con ensanchadores de pozo
reducen aún más el riesgo durante la reperforación
del tapón de cemento y de la camisa provisoria
rellena de uretano. Se utiliza una herramienta de
lavado, especialmente diseñada con un dispositivo
de orientación, para asegurar que los niples de perfil RapidTieBack de la tubería de revestimiento
principal estén libres de escombros.
La instalación de una camisa de empalme
mecánico permite conectar las tuberías de revestimiento de los tramos laterales con la tubería de
revestimiento central para una mayor estabilidad
y provee acceso selectivo a las ramificaciones
del pozo a fin de realizar trabajos de remediación. Los tramos laterales pueden permanecer a
pozo abierto o terminarse con tubería de revestimiento cementada o sin cementar, tuberías de
revestimiento ranuradas y filtros de exclusión de
arena para lograr mayor estabilidad del pozo. Un
mayor diámetro interno del empalme de la tubería de revestimiento en el pozo principal permite
alojar un equipo de terminación de mayores
7. Technical Advancement of Multilaterals, Foro “Avance
Técnico de los Pozo Multilaterales” (TAML) Forum,
Aberdeen, Escocia, 26 de julio de 1999.
Hogg C: “Comparison of Multilateral Completion
Scenarios and Their Application,” artículo de la SPE
38493, presentado en la Conferencia Europea de Áreas
Marinas de la SPE, Aberdeen, Escocia, 9 al 10 de
septiembre de 1997.
Brister R y Oberkircher J: “The Optimum Junction Depth
for Multilateral Wells,” artículo de la SPE 64699, presentado en la Conferencia y Exhibición Internacional del
Petróleo y el Gas de la SPE, Pekín, China, 7 al 10 de
noviembre de 2000.
Westgard D: “Multilateral TAML Levels Reviewed,
Slightly Modified,” Journal of Petroleum Technology 54,
no. 9 (Septiembre de 2002): 22–28.
Oilfield Review
dimensiones, un equipo de levantamiento artificial de gran volumen y herramientas de reentrada para futuras operaciones de pozo.
Un mayor diámetro interno permite que las
herramientas y componentes de terminación con
diámetros externos más grandes, tales como
bombas eléctricas sumergibles de gran volumen,
1
Cementar sección de
la ventana de salida.
2
Limpiar tubería de revestimiento
e instalar cuña de desviación.
Ranura de
orientación
Perfil
superior
Relleno
de uretano
válvulas de control de flujo operadas en forma
hidráulica o eléctrica y recuperables mediante
línea de acero (línea de arrastre, slickline) o con
la tubería de producción, pasen a través de las
conexiones cuádruples RapidTieBack. La colocación del equipo de levantamiento artificial a
mayor profundidad aumenta la caída de presión a
Tubería de
revestimiento
Barrena
Herramienta de
asentamiento de
la tubería de
revestimiento
Empalme de la
tubería de
revestimiento
Cuña de
desviación
Ventana
precortada
con cobertura
compuesta
4
Instalar tubería de revestimiento
del tramo lateral y empalmar.
3
Perforar
ramificación lateral.
Herramienta de
bajada al pozo
Camisa
perforable
interna
fin de lograr una mayor productividad y reduce la
presión de abandono final, lo cual incrementa la
recuperación de reservas.
Los sistemas cuádruples RapidTieBack han
sido muy utilizados en la explotación de petróleos pesados, pero también son aplicables en
terminaciones de pozos multilaterales, en yaci-
Herramienta de
monoposicionamiento
Herramienta
de despliegue
de re-entrada
(RDT)
Sarta de
cementación
interna
Ranura de
orientación
1 – Instalar la conexión a la profundidad propuesta. Orientar las ventanas en base a mediciones giroscópicas y cementar la tubería de revestimiento primaria.
2 – Perforar la camisa interna y el cemento. Asentar la cuña de desviación recuperable y la herramienta de monoposicionamiento en el perfil ubicado debajo de la sección de la ventana.
Recuperar la herramienta de bajada al pozo.
3 – Perforar el tramo lateral y extraer el arreglo de perforación. Reorientar la cuña de desviación para perforar el tramo lateral opuesto. Recuperar la cuña de desviación y la herramienta
de monoposicionamiento. Limpiar el pozo principal. Repetir el procedimiento para el siguiente grupo de ventanas.
4 – Colocar el arreglo de tubería de revestimiento, la herramienta de despliegue de re-entrada (RDT) y la herramienta de monoposicionamiento en el perfil ubicado debajo de la ventana.
Desprender el arreglo de la herramienta RDT y bajar la tubería de revestimiento en el tramo lateral. Asentar la herramienta de colocación de la tubería de revestimiento en el perfil
superior y trabar el empalme de la tubería de revestimiento en la ventana precortada.
5
Tubería de revestimiento
cementada, opcional.
6
Extraer la herramienta RDT.
7
Terminar conexión.
Pescasondas
Camisa
interior
5 – Desenganchar la herramienta de colocación de la tubería de revestimiento y retirar la sarta de cementación interna.
6 – Repasar con tubo lavador la herramienta RDT con el pescasondas, desenganchar la herramienta de monoposicionamiento y recuperar la herramienta RDT.
7 – Instalar la camisa de la plantilla interior para mantener la tubería de revestimiento lateral en el lugar adecuado.
> Ventanas precortadas en la tubería de revestimiento. Las aplicaciones para las conexiones cuádruples RapidTieBack incluyen pozos nuevos que requieren conexiones de diámetro completo en yacimientos someros de petróleo pesado, formaciones de baja permeabilidad o naturalmente fracturadas y campos maduros con agotamiento parcial. Este sistema no requiere el fresado de la tubería de revestimiento de acero, conecta las tuberías de revestimiento
de los tramos laterales a la tubería de revestimiento primaria de un pozo principal y permite la cementación de las tuberías de revestimiento laterales.
Invierno de 2002/2003
61
mientos de baja permeabilidad, naturalmente
fracturados y parcialmente agotados, para mejorar la productividad del pozo y la recuperación de
reservas mediante el aumento del área de drenaje del pozo y la reducción de la caída de presión en los intervalos productivos.
Sistemas cuádruples
RapidTieBack: Canadá y Venezuela
En los procesos térmicos de recuperación asistida
(EOR, por sus siglas en inglés) se inyecta vapor
para calentar las formaciones, reducir la viscosidad del petróleo pesado y estimular el flujo de los
fluidos. Las ramificaciones laterales múltiples
permiten maximizar el contacto con el yacimiento
y aumentar la productividad de los métodos de
inyección cíclica de vapor de agua y producción,
proceso que se conoce tradicionalmente como
estimulación cíclica con vapor (huff and puff).
Esta técnica consiste en la inyección de vapor
durante un mínimo de dos meses, con un posible
período de cierre y “empapado,” seguido por seis
meses o más de producción.
Si bien su costo es aproximadamente el cuádruplo de un solo pozo en estas aplicaciones, los
pozos laterales cuádruples normalmente permiten aumentar la productividad más de seis veces.
Estas terminaciones de pozos multilaterales limitan además el impacto ambiental ya que se reduce la cantidad de pozos, lo cual también permite
minimizar las instalaciones de superficie, tales
como tuberías de vapor y redes de recolección.
Durante los últimos seis años, los sistemas cuádruples RapidTieBack se han utilizado con éxito
en la construcción de más de 220 conexiones
multilaterales para pozos radiales estimulados
con vapor en Canadá y pozos de estimulación
cíclica con vapor (CSS, por sus siglas en inglés)
en Venezuela (derecha).8
La conexión cuádruple RapidTieBack permite
iniciar y perforar los tramos laterales a través de
ventanas de salida estrechamente espaciadas
entre sí en un tramo corto de la tubería de revestimiento primaria, lo cual facilita el direccionamiento horizontal antes de alcanzar el fondo de
un intervalo productivo. Los operadores utilizan
este sistema para perforar tramos laterales direccionales saliendo de la tubería de revestimiento
primaria por encima del yacimiento y realizando
la horizontalización luego de ingresar en las
zonas productivas.
La combinación de los procesos de recuperación asistida de petróleo con la tecnología de perforación de pozos multilaterales resulta en
extremo efectiva. En la mayoría de los casos, los
resultados económicos de la producción y recuperación de reservas superan las expectativas, de
modo que los operadores de Canadá y Venezuela
62
tienen proyectado seguir perforando y terminando pozos multilaterales en los próximos años.
Los operadores en América del Norte y América
del Sur también están considerando los sistemas
cuádruples RapidTieBack para aplicaciones de
terminación de pozos en yacimientos distintos a
los de petróleo pesado.
Fresado de ventanas orientadas
El sistema de terminación de pozos multilaterales
RapidAccess, que ofrece acceso selectivo al pozo
de drenaje, ayuda a orientar las ventanas fresadas
de salida de la tubería de revestimiento para los
tramos laterales terminados a agujero descubierto, las tuberías de revestimiento desprendidas
y las instalaciones de conexiones más complejas
(próxima página). Además, ofrece acceso selectivo a los tramos laterales para las operaciones
de re-entrada. Esta técnica de fresado de ventanas, simple y de bajo costo, utiliza un niple de
perfil característico, cupla o cople de tubería de
revestimiento indexado (ICC, por sus siglas en
inglés), que se instala en las sartas de revestimiento centrales para orientar las cuñas de desviación recuperables disponibles en el mercado.
La utilización de un cople ICC elimina la necesidad
de orientar las ventanas precortadas mediante el
girado y posicionamiento de una sarta de revestimiento desde la superficie.
El cople ICC de diámetro completo provee una
referencia permanente para el fresado de ventanas en las tuberías de revestimiento y la perforación de tramos laterales a partir de sartas de
revestimiento primarias de 7 y 95⁄8 pulgadas, u
otro diámetro estándar. La instalación de más de
un cople ICC permite la construcción de varias
conexiones laterales y permite múltiples penetraciones del yacimiento para un desarrollo
óptimo del campo. Cinco perfiles diferentes ofrecen puntos adicionales de comienzo de la desviación y acceso selectivo a los tramos laterales,
a fin de optimizar la construcción y terminación
del pozo, y lograr flexibilidad en la producción.
Los perfiles del cople ICC pueden instalarse en
cualquier secuencia y a cualquier profundidad
para verificar la orientación de la herramienta
durante toda la vida útil del pozo.
El cople ICC no requiere procedimientos de
instalación u operación especiales. Por el contrario, se instala y opera como una unión corta de
tubería de revestimiento. Este diseño integral
con las dimensiones para tubulares del Instituto
8. Stalder JL, York GD, Kopper RJ, Curtis CM, Cole TL y
Copley JH: “Multilateral-Horizontal Wells Increase Rate
and Lower Cost Per Barrel in the Zuata Field, Faja,
Venezuela,” artículo de la SPE 69700, presentado en el
Simposio Internacional de Operaciones Térmicas y de
Petróleo Pesado de la SPE, Portamar, Isla Margarita,
Venezuela, 12 al 14 de marzo de 2001.
ALBERTA
Calgary
CANADÁ
EUA
Caracas
VENEZUELA
Poz
o pr
inci
pal
Tub
reve ería
del stim de
tram ien
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tera
l
AMÉRICA
DEL SUR
6 pi
es
> Terminaciones de tramos laterales cuádruples. Los operadores han instalado más de 220 conexiones
cuádruples RapidTieBack en Venezuela y Canadá (izquierda). El emplazamiento de ventanas precortadas en una sección tangencial corta mejora el proceso de construcción de conexiones y facilita el
acceso a los tramos laterales. Este sistema ofrece la opción de terminar hasta cuatro tramos laterales
a agujero descubierto o con las tuberías de revestimiento conectadas al pozo principal mediante una
camisa de empalme mecánico, lo cual aumenta la resistencia y estabilidad de las conexiones (derecha). Un sistema de derivación orientado colocado en un perfil de referencia permite el acceso selectivo para reingresar en las ramificaciones laterales, a fin de realizar intervenciones en el pozo.
Oilfield Review
1
Instalar el cople de tubería
de revestimiento indexado (ICC).
3
Instalar la cuña de desviación recuperable y
fresar la salida de la tubería de revestimiento.
2
Limpiar el perfil del cople
ICC y determinar la orientación.
Sonda de
adquisición
de registros
Arreglo
de fresado
Imagen USI
Cuña de
desviación
Herramienta de
asentamiento
selectivo
ICC
Barrena
1 – Colocar el cople ICC en la tubería de revestimiento debajo de la profundidad del tramo lateral propuesta y cementar la tubería de revestimiento. El cople ICC no se orienta
con anticipación. Cementar la tubería de revestimiento.
2 – Perforar el cemento. Un revestimiento patentado impide la adherencia del cemento al perfil ICC. Normalmente el cople ICC se limpia con tapones limpiadores, pero también se dispone
de una herramienta de limpieza a chorro para limpiar los perfiles ICC. Determinar la orientación de un cople ICC con imágenes y registros adquiridos con las herramientas USI y CBT.
3 – Agregar la cuña de desviación recuperable y la herramienta de asentamiento selectivo al arreglo de fresado. Trabar la herramienta de asentamiento selectivo con la chaveta de
orientación ajustada para posicionar correctamente las herramientas en el perfil ICC. Liberar la cuña de desviación y fresar la ventana a través de la tubería de revestimiento.
Extraer el arreglo de fresado y recuperar la cuña de desviación.
5
Opciones de tuberías de revestimiento:
desprendidas, cementadas y sin cementar.
4
Instalar el sistema de derivación
y perforar la ramificación lateral.
6
Extraer la herramienta RDT
y la de asentamiento selectivo.
Pescasondas
Herramienta
de despliegue
de re-entrada
(RDT)
Barrena
4 – Limpiar el pozo principal. Colocar la herramienta de despliegue de re-entrada (RDT) y la de asentamiento selectivo en el cople ICC para desviar los arreglos de perforación y las
herramientas de adquisición de registros a través de la ventana de la tubería de revestimiento. Perforar el pozo lateral.
5 – Instalar la tubería de revestimiento en la sarta de perforación con la guía de la herramienta RDT para lograr la estabilidad de la perforación y el aislamiento zonal. Bombear cemento
a través de la columna de perforación y de la tubería de revestimiento dentro del espacio anular existente entre la tubería de revestimiento y la pared del pozo, hasta un punto ubicado
debajo del receptáculo de diámetro interior pulido (PBR), por encima de la tubería de revestimiento. Desenganchar la sarta de perforación de la tubería de revestimiento y
recuperar la herramienta de bajada al pozo antes de que fragüe el cemento.
6 – Recuperar la herramienta RDT y la de asentamiento selectivo.
> Fresado de ventanas en la tubería de revestimiento. El sistema RapidAccess utiliza un niple con un perfil característico, denominado cupla o cople de
tubería de revestimiento indexado (ICC, por sus siglas en inglés), instalado en la tubería de revestimiento primaria para fresar las ventanas de salida utilizadas para construir los tramos laterales. El cople ICC sirve como referencia permanente de la profundidad y de orientación direccional para las operaciones
de perforación y de re-entrada. Este sistema permite un acceso de diámetro completo en tuberías de revestimiento de 7 y 95⁄8 pulgadas y constituye un componente clave de las conexiones RapidConnect y RapidExclude.
Invierno de 2002/2003
63
Americano del Petróleo (API, por sus siglas en
inglés) simplifica la logística y permite la ejecución
de operaciones de cementación convencionales.
El cople ICC no restringe el diámetro interno del
pozo, ni limita el vaivén y la rotación de la tubería de revestimiento durante la cementación, lo
cual contribuye a garantizar la adecuada adherencia del cemento.
Después de cementada la tubería de revestimiento, las herramientas de ejecución de mediciones durante la perforación (MWD, por sus siglas
en inglés) o de registros adquiridos con cable eléctrico determinan la profundidad del cople ICC y la
orientación direccional, de manera que una herramienta de asentamiento selectivo puede orientar
una cuña de desviación y un arreglo para fresar en
una dirección específica a la profundidad seleccionada. La posición del cople ICC también puede
determinarse a partir de los datos del generador
de Imágenes Ultrasónicas USI, a menudo adquiridos durante las evaluaciones de adherencia del
cemento, lo cual elimina una carrera extra de
adquisición de registros.
Las técnicas de salida de la tubería de revestimiento anteriores requerían la instalación de un
empacador provisorio que servía como referencia
y plataforma para el fresado de ventanas en la
tubería de revestimiento. Con los sistemas basados en empacadores, la profundidad y la orientación direccional se pierden después de recuperar
el empacador. El acceso futuro al tramo lateral
resulta extremadamente costoso, por no decir
imposible. Ahora, el concepto ICC ofrece la verificación positiva de la orientación de la herramienta y otorga mayor confiabilidad durante el
proceso de construcción de pozos multilaterales.
Es posible fresar una ventana en la tubería de
revestimiento hasta 27 m [90 pies] por encima de
un cople ICC. Se pueden indexar dos o tres ventanas desde el mismo cople ICC a diferentes orientaciones siempre que se encuentren dentro de los
27 m de distancia. Las funciones redundantes de
recuperación de la herramienta aseguran el
acceso a los tramos laterales inferiores. La colocación del cople ICC a la profundidad correcta es
la consideración esencial durante la instalación.
Un proceso de dos etapas que utiliza una cuña
de desviación, seguida por una herramienta especial de despliegue de re-entrada (RDT, por sus
siglas en inglés), permite mejorar aún más el fresado de las ventanas y la construcción de las
conexiones, respecto de los sistemas que utilizan
sólo una cuña de desviación. El diámetro externo
de la herramienta RDT es más pequeño y en consecuencia, su recuperación es más fácil que la del
equipo estándar, lo cual minimiza el volumen de
escombros y los problemas de recuperación de
herramientas después de la perforación.
64
El cople ICC es un elemento importante en el
mantenimiento de pozos multilaterales, en la planificación del desarrollo de campos petroleros a largo
plazo y en el manejo de yacimientos. La colocación
de un derivador orientado en el cople ICC permite el
acceso selectivo a las conexiones para el reingreso
a los tramos laterales. Dado que constituye un
punto de referencia permanente y ofrece soporte
para el acceso a los tramos laterales a través de la
tubería de producción, el cople ICC reduce el costo
y riesgo de futuros trabajos de remediación y de
construcción de conexiones. Las conexiones de
pozo abierto RapidAccess son aplicables en lutitas
y en formaciones consolidadas competentes. El
cople ICC constituye además el fundamento del sistema de terminación de pozos multilaterales
RapidConnect de Schlumberger—que ofrece conectividad y acceso selectivo a los tramos de drenaje—y es la base de la conexión multilateral
RapidExclude para la exclusión de sólidos (véase
“Conectividad y estabilidad de las conexiones” próxima columna y “Resistencia de las conexiones y
exclusión de arena,” página 69).
Conectividad y estabilidad
de las conexiones
En las primeras conexiones multilaterales, el
mantenimiento del acceso selectivo a las ramificaciones sólo era posible con ventanas precortadas o conexiones más complejas. Esto
dificultaba la planificación de futuros tramos
laterales porque la profundidad de las conexiones tenía que determinarse por anticipado. Por
otra parte, las ventanas precortadas con camisas
perforables limitaban la integridad de la tubería
de revestimiento. Basadas en las soluciones de
fresado de ventanas RapidAccess, las conexiones RapidConnect y RapidExclude crean una
conexión estructural entre las tuberías de revestimiento de los tramos laterales y la tubería de
revestimiento primaria que permite el acceso
selectivo a las ramificaciones del pozo y al pozo
principal. Se entuban todas las ramificaciones
del pozo, pero sólo se cementa el pozo principal.
Los sistemas de anclaje convencionales con
colgadores de tuberías de revestimiento mecánicos o mecanismos de enganche, a menudo se
Tubería de revestimiento fresada convencional
La conexión sin soporte se desplaza
hacia el pozo principal después que la
formación colapsa sobre la conexión.
Deflexión de 3.51 pulgadas
en el pozo principal con
una carga de 10 lpc
Análisis por el método de elementos finitos
Sección transversal de la conexión
Conexión RapidConnect
Plantilla
Mantiene la integridad mecánica después que
la formación colapsa sobre la conexión.
Deflexión despreciable
con una carga
de 1000 lpc
Sección transversal de la conexión
Análisis por el método de elementos finitos
Conector
Tubería de revestimiento
> Comparación entre las conexiones RapidConnect y la tubería de revestimiento fresada. La construcción de una conexión lateral mediante el fresado de la parte superior de una tubería de revestimiento
que se extiende dentro del pozo principal plantea numerosas desventajas (arriba a la izquierda). Las
fuerzas de la formación tarde o temprano empujan las tuberías de revestimiento dentro del pozo principal, lo cual restringe el acceso por debajo de ese punto o hace colapsar completamente a la conexión. Los conectores y plantillas RapidConnect y RapidExclude mejoran la integridad mecánica y la
confiabilidad de la conexión (abajo a la izquierda). Estas conexiones toleran presiones entre 100 y 150
veces superiores a las toleradas por una conexión fresada. El peso que se ejerce sobre la conexión
se transfiere a la tubería de revestimiento primaria a través de los perfiles de bloqueo del conector y
de la plantilla. El análisis por el método de elementos finitos permitió verificar la integridad estructural
del sistema RapidConnect. Una carga de 69 kPa [10 lpc] sobre una conexión fresada produce más de
3.5 pulgadas de deflexión en la tubería de revestimiento de 95⁄8 pulgadas (arriba a la derecha). Sin
embargo, una carga de 6.9 MPa [1000 lpc] sobre una conexión RapidConnect produce una deflexión
despreciable (abajo a la derecha).
Oilfield Review
1
Instalar plantilla.
2
Instalar conector.
3
Conexión completa.
4
Instalar componentes
de terminación restantes.
5
Acceso y reingreso
opcionales al tramo lateral.
6
Aislamiento opcional
del tramo lateral superior.
Empacador superior
Conector RapidConnect
Niple de perfil
característico
Plantilla
Acceso selectivo
a través de la
tubería (STTA)
Plantilla RapidConnect
Herramienta de
asentamiento
selectivo
Conector
Empacador inferior
1 – Colocar la plantilla y la herramienta de asentamiento selectivo en el cople ICC o
en un empacador debajo de la ventana fresada después de bajar los componentes
de la terminación inferior. Posicionar la abertura de la plantilla en la ventana de
salida de la tubería de revestimiento. Recuperar las herramientas de bajada al pozo
de la plantilla.
2 – Insertar el conector en el fondo del pozo hasta que el extremo inferior engrane en
el receptáculo de diámetro interior pulido (PBR) instalado en el tope de la tubería
de revestimiento desprendida y hasta que el extremo superior se asiente en la
plantilla. Recuperar las herramientas de bajada al pozo.
3 – Completar la instalación de la conexión.
4 – Colocar la tubería de producción y el empacador para el tramo lateral superior.
Conectar al receptáculo PBR de la plantilla si se requiere aislamiento hidráulico
en la conexión.
5 – Colocar un dispositivo de acceso selectivo a través de la tubería de producción
(STTA) con un perfil de cierre y un sistema de desviación en la plantilla para dirigir
las herramientas hacia el interior del tramo lateral en caso de que se efectúen
intervenciones para trabajos de remediación.
6 – Instalar una camisa interna para aislar un tramo lateral del pozo principal.
> Conectividad y resistencia de las conexiones. Los sistemas RapidConnect y RapidExclude utilizan perfiles ICC RapidAccess para construir conexiones que
conectan las tuberías de revestimiento de los tramos laterales con las ventanas de salida fresadas en las columnas de revestimiento primarias. Una conexión de alta resistencia se construye en el pozo; no es prefabricada. Dos componentes principales se montan en el fondo del pozo para aproximarse a las
tolerancias dimensionales sin ventanas precortadas y orientando la tubería de revestimiento desde la superficie. El primer componente, una plantilla con
una ventana precortada y rieles guía, se coloca a través de una ventana fresada. El segundo componente, un conector, permite el anclaje físico de las tuberías de revestimiento de los tramos laterales a la plantilla.
extendían dentro del pozo principal, impidiendo el
acceso a éste y a los tramos laterales. Las tuberías
de revestimiento fresadas permitían el acceso provisorio al tramo lateral y al pozo principal, pero
estas conexiones con el tiempo colapsaban como
consecuencia de las cargas impuestas por las temperaturas y los esfuerzos existentes en el subsuelo,
la caída de la presión del yacimiento, la subsidencia y el alto diferencial de presión desarrollado
cuando se utilizan bombas eléctricas sumergibles
de gran volumen. Por el contrario, los diseños
RapidConnect y RapidExclude ofrecen integridad
mecánica en la conexión en caso de inestabilidad y
movimiento de la formación durante toda la vida
útil de un pozo (página anterior).
Estos dos sistemas logran la conectividad en
las ventanas fresadas de la tubería de revestimiento mediante el montaje de los componentes
de las conexiones en el fondo del pozo a fin de
cerrar las tolerancias dimensionales. Las conexiones resultantes, de alta resistencia, son aptas para
aplicaciones de pozos multilaterales perforados
en formaciones inestables, no consolidadas, poco
consolidadas o incompetentes. Estos sistemas
tienen dos componentes principales: una plantilla
y un conector que se ajustan entre sí para brindar
la conectividad consistente de las conexiones.
Invierno de 2002/2003
La plantilla con una ventana precortada y rieles guía se coloca al lado de una ventana de
salida fresada en la tubería de revestimiento.
Estos rieles se ajustan a los perfiles de un conector. La plantilla se instala en un cople ICC como
parte de la terminación del pozo principal y la
ventana precortada se orienta en forma adyacente a la ventana de la tubería de revestimiento
previamente fresada para construir un tramo lateral. La utilización de niples con perfiles ICC permite la orientación precisa de la herramienta
durante la instalación.
Los rieles guía y los perfiles del conector trabados orientan y desvían la tubería de revestimiento y el conector a través de la ventana de la
plantilla hacia el interior del tramo lateral. La
parte superior del conector luego se enclava en el
lugar adecuado, en la sección superior de la plantilla, para resistir el movimiento de la tubería de
revestimiento. El concepto es similar al de las
conexiones de tipo macho-hembra.
Esta técnica genera una fuerte conexión
estructural. La conexión RapidConnect logra una
resistencia al colapso de 10 MPa [1500 lpc]. La
suave transición del pozo principal a los tramos
laterales facilita las posteriores operaciones de
reingreso y reparación. El acceso integral a los tra-
mos laterales a través de la tubería de producción
y el aislamiento selectivo simplifican las operaciones futuras y facilitan el control de la producción.
Un cople ICC opcional, instalado con anticipación a un costo mínimo, otorga la flexibilidad
necesaria para perforar y terminar otras ramificaciones laterales en el futuro. A diferencia de las
ventanas precortadas, el cople ICC ofrece integridad total de la tubería de revestimiento hasta
que se fresa una ventana de salida. Si se requieren tramos laterales no planificados en un pozo
donde no existe cople ICC alguno, es posible instalar el sistema RapidConnect utilizando un
empacador convencional como punto de referencia y plataforma de herramientas.
Schlumberger evaluó el equipo y los procedimientos RapidConnect y RapidExclude en un pozo
experimental construido en las instalaciones del
Instituto de Tecnología del Gas (GTI, por sus
siglas en inglés) situado en Catoosa, Oklahoma,
EUA, a fin de validar el proceso de construcción
de conexiones para las ventanas fresadas en la
tubería de revestimiento (arriba). Esta prueba en
escala natural se sumó a las pruebas convencionales de aptitud de componentes, subarreglos y
nivel del sistema, realizadas durante el proceso
estándar de desarrollo de productos. La instala-
65
0
160
1280
Tubería de
revestimiento de 24 pulgadas
320
1120
960
N
640
800
800
640
960
480
Tubería de
revestimiento
de 9 5⁄8 pulgadas
1120
1280
1440
1600
Conexión RapidConnect
Tubería de
revestimiento
de 9 5⁄8 pulgadas
Tubería de
revestimiento
del tramo lateral
de 4 pulgadas
160
Tubería de revestimiento de 24 pulgadas
0
1760
320
Distancia norte-sur, m
Profundidad vertical verdadera (TVD), m
480
0
160 320 480 640 800 960 1120 1280
Distancia oeste-este, m
1920
Tramo lateral planificado
Pozo principal real
Pozo principal planificado
2080
2240
2400
0
Tubería de
revestimiento
5
de 9 ⁄8 pulgadas
200
400
600 800 1000 1200 1400 1600 1800
Distancia horizontal, m
Empacador de
producción QUANTUM
ÁFRICA
NIGERIA
Cemento
Plantilla RapidConnect
Lagos
Port
Harcourt
Cople de
tubería de
revestimiento
indexado
Conector RapidConnect
Camisa corrediza
PBR Collar con
con niple de
orificios
perfil característico
Collar con
orificios
Filtros de
exclusión de arena
Herramienta de
asentamiento
selectivo
Empacador de producción QUANTUM
Cemento
Empacadores externos
para tubería de revestimiento
Empacador de empaque de grava QUANTUM
Filtros de exclusión de arena
Empacador de empaque de grava QUANTUM
Tubería de
revestimiento
de 7 pulgadas
Filtros de exclusión de arena
Empacador de fondo
> Terminación de un pozo multilateral en un área marina de Nigeria. TotalFinaElf instaló un sistema RapidConnect
para la terminación del pozo Ofon 26 en Nigeria, África Occidental (centro). Se diseñó la trayectoria del pozo
principal para alcanzar dos zonas productivas; una sola ramificación lateral permitió explotar una sección
aislada por fallas de la zona superior (arriba). Las dos zonas inferiores se terminaron con filtros estándar de
exclusión de arena y ambas zonas se empacaron con grava en forma individual. El operador bajó una tubería
de revestimiento desprendida que consta de filtros de enrejado autónomos, un empacador externo para tubería de revestimiento primaria (ECP, por sus siglas en inglés) y uno de respaldo, para aislar la formación antes
de la cementación, dos collares con orificios, un receptáculo de diámetro interior pulido (PBR, por sus siglas
en inglés) y un dispositivo para desenganchar la sarta de bajada al pozo, así como una tubería de revestimiento provisoria de 41⁄2 pulgadas para estabilizar el tramo lateral durante las operaciones de terminación
(abajo). Luego se colocó una tubería de revestimiento de empalme de 4 pulgadas en el receptáculo PBR de
la tubería de revestimiento desprendida y se la trabó en la plantilla RapidConnect.
66
Oilfield Review
ción del sistema y la construcción de las conexiones resultaron exitosas y el sistema se mantenía
totalmente operativo luego de ser recuperado del
pozo de prueba. Varias instalaciones de conexiones RapidConnect efectuadas en el campo y una
prueba en escala natural de las conexiones
RapidExclude realizada en las instalaciones de
Catoosa, confirmaron el desempeño de las conexiones y los procedimientos de despliegue de las
mismas.9
Conexión RapidConnect: Nigeria
En marzo de 2000, TotalFinaElf bajó la primera
conexión RapidConnect de 7 pulgadas en el pozo
Ofon 26; un pozo nuevo ubicado en el área
marina de Nigeria (página anterior).10 El pozo
principal atravesó dos intervalos productivos.
Una sola ramificación lateral tenía como objetivo
una sección de la zona superior aislada por fallas.
El diseño del pozo requería un pozo principal
entubado y cementado con la tubería de revestimiento del tramo lateral conectada mecánicamente a la tubería de revestimiento primaria,
pero sin cementar en la conexión.
Antes de perforar y terminar el tramo lateral
en el intervalo superior, TotalFinaElf realizó el
empaque con grava de las dos zonas productivas
en el pozo principal debajo del tramo lateral propuesto. La colocación de un empacador de aislamiento entre los dos ensamblajes de filtro
permitía la producción selectiva desde cualquiera
de los dos intervalos. Para acomodar los componentes de pozos multilaterales y facilitar las operaciones de terminación, la tubería de revestimiento
de producción de 7 pulgadas del pozo principal,
asentada a 2883 m [9459 pies], incluía un cople
ICC que actuaría como punto de referencia de la
profundidad y facilitaría la orientación direccional.
El operador orientó una cuña de desviación
comercial en el cople ICC, fresó una ventana en
la tubería de revestimiento de 7 pulgadas, entre
1916 y 1920 m [6286 y 6299 pies], y perforó un
pozo de drenaje lateral de 6 pulgadas hasta los
2730 m [8957 pies]. El mantenimiento de la estabilidad de la formación y la conectividad del
tramo lateral a esta profundidad de la conexión y
con esta alta inclinación, constituía una de las
principales preocupaciones de la operación.
En el tramo lateral de 6 pulgadas se bajó una
tubería de revestimiento desprendida de 4 pulgadas, fijada a una tubería de revestimiento provisoria de 41⁄2 pulgadas. La tubería de revestimiento
superior impidió la pérdida de diámetro del pozo
o su colapso entre la ventana de la tubería de
revestimiento de 7 pulgadas y la tubería de reves-
Invierno de 2002/2003
timiento desprendida durante las operaciones de
cementación. Los filtros de exclusión de arena
autónomos sin empaque de grava controlaron la
entrada de arena y permitieron estabilizar suficientemente el intervalo productivo, sin embargo,
fue necesario aislar de la conexión una zona de
agua ubicada por encima del filtro. El operador
optó por utilizar empacadores externos para tubería de revestimiento a fin de aislar la formación
antes de la cementación. La utilización de collares con orificios permitió emplazar el cemento en
el espacio anular para aislar la zona de agua.
El ensamblaje de la tubería de revestimiento
de 4 pulgadas incluía filtros de enrejado estándar
para el control de la producción de arena, un
empacador externo para tubería de revestimiento
(EPC, por sus siglas en inglés) primario y otro de
respaldo, dos collares con orificios, un receptáculo de diámetro interior pulido (PBR, por sus
siglas en inglés) para acomodar una posterior
tubería de revestimiento de empalme y un dispositivo de desconexión rápida para liberar la tubería de revestimiento de 41⁄2 pulgadas. La
utilización de un tubo lavador interno de 23⁄8 pulgadas de diámetro facilitó la circulación de fluido
y la cementación. El empleo de una camisa corrediza en la tubería de revestimiento de 41⁄2 pulgadas permitió la circulación de cemento fuera del
espacio anular, debajo de la conexión.
La sarta de maniobras, la tubería de revestimiento de 41⁄2 pulgadas y el tubo lavador de 23⁄8
pulgadas fueron recuperados luego de cementar
la tubería de revestimiento desprendida y una vez
eliminado el excedente de cemento por encima
del PBR de empalme del lateral de 4 pulgadas.
Esto dejaba la tubería de revestimiento desprendida de 4 pulgadas en el tramo desnudo del pozo
de 6 pulgadas, a una distancia de 18 m [59 pies]
de la ventana de la tubería de revestimiento de 7
pulgadas. La conexión se desplegó en dos carreras: la primera, para colocar una plantilla
RapidConnect adyacente a la ventana fresada en
la tubería de revestimiento de 7 pulgadas; la
segunda, para efectuar el empalme de la tubería
de revestimiento desprendida y completar la
conexión con un conector RapidConnect.
En el primer viaje, la plantilla se asentó en el
empacador de aislamiento superior, debajo de la
conexión. En el segundo viaje, se insertó un sello
en la tubería de revestimiento de empalme dentro del PBR de 4 pulgadas instalado en la tubería
de revestimiento desprendida, y se trabó el
conector dentro de la plantilla. Una camisa corrediza colocada en la cánula RapidConnect y desplazada mediante tubería flexible permitió el
bombeo de geles químicos especiales dentro del
espacio anular para sellar aún más la conexión e
impedir el ingreso de agua.
Los tubulares de producción y los componentes de terminación para la porción superior del
pozo principal se conectaron al tope de la plantilla
RapidConnect, y se colocó una camisa de aislamiento en la conexión RapidConnect para aislar el
tramo lateral. La tecnología de pozos multilaterales logró aumentar la productividad de este pozo y
prolongar su vida útil ya que posibilitó la producción selectiva de múltiples zonas.
Conexión RapidConnect: Indonesia
El desarrollo de campos en áreas marinas remotas del Sudeste Asiático permite agregar considerable producción de petróleo y reservas
recuperables para la región. Sin embargo, estos
yacimientos a menudo se encuentran más allá de
los patrones de desarrollo existentes. Los operadores instalan plataformas pequeñas con instalaciones mínimas para reducir los costos, pero
esto limita las bocas de cabezales de pozo disponibles en la plataforma para la perforación de
pozos de desarrollo y de relleno.
9. Ohmer H, Brockman M, Gotlib M y Varathajan P:
“Multilateral Junction Connectivity Discussion and
Analysis,” artículo de la SPE 71667, presentado en la
Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE,
Nueva Orleáns, Luisiana, EUA, 30 de septiembre al
3 de octubre de 2001.
10. Ohmer et al, referencia 9.
67
Por ejemplo, la plataforma del campo East
Rama situada en el Mar de Java, Indonesia, tenía
ocho bocas para cabezales de pozos y una capacidad de carga limitada (abajo). Ya estaban utilizadas seis bocas cuando dos pozos verticales “de
sacrificio,” perforados por la embarcación de servicios multipropósito (MPSV, por sus siglas en
inglés) Bima de Schlumberger, identificaron un bloque de reservas de petróleo sin explotar. El desarrollo óptimo del campo y el drenaje de las reservas
exigían cinco puntos de entrada al yacimiento.
Repsol YPF, ahora China National Offshore
Operating Company (CNOOC), llegó a la conclusión
que la mejor solución era perforar dos pozos mul-
tilaterales. En carácter de contratista principal,
Schlumberger, en colaboración con Diamond
Offshore Drilling, M-I Drilling Fluids, TAM
International y Weatherford, llevaron adelante
este proyecto. Cada uno de los dos tramos laterales para el pozo East Rama AC-06—el primer
pozo multilateral—tenía como objetivo dos inter-
ASIA
1000
Planificada
Real
AUSTRALIA
M ar d
Yakarta
e J ava
INDONESIA
Tubería de
revestimiento
5
de 9 ⁄8 pulgadas
1000
Planificada
Real
Distancia norte-sur, pies
1000
Tubería de
revestimiento
de 16 pulgadas
1000
Tubería de
revestimiento
de 133⁄8 pulgadas
2000
3000
Conexión RapidConnect
4000
Tubería de
revestimiento
de 95⁄8 pulgadas
5000
Empalme
0
Tubería de
revestimiento
de 16 pulgadas
Profundidad vertical verdadera (TVD), pies
0
7497 pies MD
Tubería de
revestimiento
de 133⁄8 pulgadas
2000
6000
2000
Conexión
RapidConnect
Tubería de
revestimiento
de 95⁄8 pulgadas
Tubería de
revestimiento
de 7 pulgadas
N
1000
Empacador del colgador
de la tubería de revestimiento
Empacador externo
para tubería de
revestimiento
8655 pies MD
7499 pies MD
Tubería de
revestimiento
de 7 pulgadas
0
1000
2000
Desviación horizontal, pies
3000
Filtros de exclusión de arena
8655 pies MD
3000
Conector RapidConnect
Plantilla RapidConnect
1000
0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
Distancia oeste-este, pies
Filtros de exclusión de arena
Tubería de
revestimiento de 7 pulgadas
Empacador del colgador
de la tubería de revestimiento
> Terminación de un pozo multilateral en Indonesia. Repsol YPF, ahora China National Offshore Operating Company (CNOOC), instaló un sistema
RapidConnect para la terminación del pozo AC-06 del campo East Rama, en el Mar de Java, Indonesia (arriba a la izquierda). Cada ramificación
lateral tenía como objetivo dos intervalos productivos (izquierda y derecha). El tramo lateral inferior de 6 pulgadas se terminó con una tubería de
revestimiento que consta de un arreglo de filtro de exclusión de arena expansible (ESS, por sus siglas en inglés) de 4 pulgadas y camisa de aislamiento expansible (EIS, por sus siglas en inglés) Weatherford, y una cañería hermética de 41⁄2 pulgadas ubicada debajo de un empacador para
tubería de revestimiento de 7 pulgadas anclado a 2406 m [7894 pies] MD. La terminación del tramo lateral superior de 6 pulgadas se realizó con un
arreglo de tubería de revestimiento que consta de un filtro ESS de 4 pulgadas, 22 m [72 pies] de una camisa EIS de 4 pulgadas, una cañería hermética de 41⁄2 pulgadas y un empacador externo para tubería de revestimiento (ECP, por sus siglas en inglés) TAM International de 41⁄2pulgadas que se
conectó al pozo principal y a la plantilla RapidConnect mediante una tubería de revestimiento de empalme y el conector RapidConnect (centro).
68
Oilfield Review
valos productivos. Esta terminación no requería
aislamiento hidráulico en la conexión, de modo
que el operador optó por el sistema RapidConnect.
En enero de 2002, se instaló una conexión
RapidConnect durante la terminación del pozo
AC-06.11 Después de cementar la tubería de
revestimiento intermedia de 95⁄8 pulgadas a una
profundidad medida (MD, por sus siglas en
inglés) de 1875 m [6152 pies]—correspondiente
a una profundidad vertical verdadera (TVD, por
sus siglas en inglés) de 1196 m [3924 pies]—
Diamond Offshore Drilling perforó un pozo direccional de 81⁄2 pulgadas hasta 2430 m [7973 pies]
MD, justo por encima del yacimiento. El contratista de perforación luego cementó una sarta de
revestimiento de 7 pulgadas que incluía un cople
ICC primario y uno de respaldo con diferentes
perfiles. El primer cople ICC se colocó a 1890 m
[6201 pies] MD y el segundo cople ICC se instaló
19 m [62 pies] más abajo para cubrir posibles
contingencias.
El primer tramo lateral de 6 pulgadas se perforó direccionalmente hasta los 2608 m [8557
pies] MD utilizando un fluido de perforación sintético base petróleo de M-I Drilling Fluids y el sistema VISION475 de 43⁄4 pulgadas de ejecución de
mediciones y adquisición de registros durante la
perforación (MWD/LWD, por sus siglas en inglés)
de Schlumberger. Después de alcanzar la profundidad final (TD, por sus siglas en inglés), se instaló la tubería de revestimiento del tramo lateral
con un arreglo de filtro de arena expansible de 4
pulgadas (ESS, por sus siglas en inglés) y camisa
de aislamiento expansible (EIS, por sus siglas en
inglés) Weatherford, y una cañería hermética de
41⁄2 pulgadas, debajo de un empacador para tubería de revestimiento de 7 pulgadas a 2406 m
[7894 pies] MD.
Receptáculo de diámetro
interior pulido (PBR)
Secciones transversales
de las conexiones
Después de colocado el empacador para tubería de revestimiento y una vez expandidos el filtro
ESS y la camisa EIS, se colocó un empacador de
empaque de grava QUANTUM de 7 pulgadas con
un tapón en el pozo principal a 1920 m [6300 pies]
MD, para aislar el primer tramo lateral y la terminación inferior durante la perforación y terminación
del tramo lateral superior. Se hizo circular un fluido
de alta viscosidad por encima del empacador de
aislamiento como barrera para los escombros.
Una herramienta de asentamiento selectivo
bajada junto con el sistema VISION475 de
Schlumberger permitió determinar con exactitud
la orientación del cople ICC superior en el fondo
del pozo. En la bajada siguiente, se colocó la
herramienta de asentamiento selectivo y una
cuña de desviación Weatherford en la cupla ICC
superior a 1890 m MD. En la tubería de revestimiento de 7 pulgadas se fresó una ventana entre
1880 y 1884 m [6168 y 6181 pies] MD, en menos
de 21⁄2 horas, utilizando un motor de fondo orientable de potencia extendida PowerPak XP de
Schlumberger. El tramo lateral superior de 6 pulgadas se perforó direccionalmente con el mismo
tipo de fluido de perforación que el utilizado en el
tramo lateral inferior.
Se procedió a bajar un empacador QUANTUM
de 7 pulgadas y una tubería de revestimiento provisoria por encima de 78 m [256 pies] de un filtro
ESS de 4 pulgadas, 22 m [72 pies] de una camisa
EIS de 4 pulgadas, una cañería hermética de 41⁄2
pulgadas y un empacador externo para tubería de
revestimiento TAM International de 41⁄2 pulgadas,
que fue colocado a 6300 pies MD. Se expandieron el filtro ESS y la camisa EIS frente a la formación y se infló el empacador ECP con cemento.
Se soltó el dispositivo de desconexión de la tubería de revestimiento y se recuperaron el empaca-
Conexión
RapidExclude
dor superior QUANTUM y la tubería de revestimiento provisoria. También se recuperaron del
pozo la cuña de desviación y el tapón del empacador QUANTUM.
La instalación de una plantilla y un conector
RapidConnect en una tubería de revestimiento de
empalme permitió conectar el arreglo de terminación del tramo lateral superior con el pozo principal y terminar la conexión del Nivel 3. La
terminación finalizó con una bomba eléctrica
sumergible colocada en la tubería de revestimiento de 95⁄8 pulgadas, por encima del colgador
de la tubería de revestimiento de 7 pulgadas; se
mezcló la producción proveniente de cada ramificación lateral. Este pozo fue terminado en tiempo
récord; 36 días desde el inicio de la perforación
hasta la primera producción.
A un régimen estabilizado de 874 m3/d [5500
B/D] de petróleo y 128,864 m3/d [4.5 MMpc/D]
de gas, el pozo AC-06 produce tres o cuatro
veces más petróleo que los mejores pozos convencionales del campo. Este pozo multilateral
también alcanzó el nivel de productividad más
alto—0.74 m3/d/kPa [32 B/D/lpc]—para el
campo East Rama. Las productividades de los
pozos AC-02 y AC-03 terminados en forma convencional alcanzaron 0.16 y 0.28 m3/d/kPa [7 y 12
B/D/lpc], respectivamente. El incremento de la
productividad experimentado por este pozo
demostró que la tecnología de pozos multilaterales es eficaz en materia de costos para el desarrollo de campos satélites y la explotación de
reservas pasadas por alto.
Resistencia de las conexiones
y exclusión de arena
Las conexiones multilaterales pueden experimentar problemas de conectividad debido a la presencia de formaciones inestables y grandes
cargas mecánicas que afectan negativamente su
integridad mecánica. En formaciones propensas a
la producción de arena, las partículas de sólidos
que ingresan a través de las conexiones causan
problemas serios. Schlumberger desarrolló un sistema multilateral para construir conexiones que
excluyen la arena y soportan mejor las cargas creadas por la inestabilidad de la formación.
Basada en los conceptos comprobados de los
sitemas RapidAccess y RapidConnect, la conexión multilateral RapidExclude para exclusión de
sólidos impide la entrada de arena (izquierda).
> Conexiones de alta resistencia y de exclusión de la arena. El sistema RapidExclude se basa en los diseños RapidAccess y RapidConnect. Un perfil de riel guía modificado permite excluir la arena y ofrece
integridad mecánica adicional. Este sistema resiste cargas de hasta 17 MPa [2500 lpc] en las conexiones 11. Caretta F, Drablier D y O’Rourke T: “Southeast Asia’s First
Multilateral with Expandable Sand Screens,”Offshore
y excluye partículas de tan sólo 40 micrones. Este perfil transversal muestra el acople entre la plantilla y
Engineer (Abril de 2002): 55–56.
el conector de un sistema RapidExclude de 95⁄8 pulgadas (arriba). De izquierda a derecha, estas seccioTanjung E, Saridjo R, Provance SM, Brown P y O’Rourke
nes transversales representan cortes del arreglo desde arriba hacia abajo (abajo). Los dos componentes
T: “Application of Multilateral Technology in Drilling an
comienzan como tuberías concéntricas y luego divergen hasta convertirse en dos diámetros separados.
Offshore Well, Indonesia,” artículo de la SPE 77829, presentado en la Conferencia y Exhibición del Petróleo y el
Gas de la SPE del Pacífico Asiático, Melbourne,
Australia, 8 al 10 de octubre de 2002.
Invierno de 2002/2003
69
2
Expandir salidas de conexión.
1
Instalar conexión.
Sistema
RapidSeal
3
Instalar retenedor de cemento y cementar
la tubería de revestimiento primaria.
Herramienta
de expansión
operada por cable
Retenedor
de cemento
Tapones
limpiadores
1 – Perforar el pozo principal. Ensanchar y agrandar el tramo desnudo del pozo en la ubicación de la conexión. Colocar el sistema RapidSeal en la tubería de revestimiento primaria.
2 – Posicionar los soportes de la herramienta de expansión operada por cable en las salidas RapidSeal. Verificar la orientación direccional de la conexión para asegurar la correcta
expansión de las salidas. Controlar el proceso en tiempo real desde la superficie para confirmar la expansión simultánea y la geometría final de las salidas.
Recuperar la herramienta de expansión.
3 – Mediante la utilización del perfil RapidSeal para la verificación de la profundidad, colocar el retenedor de cemento transportado por cable por encima de la conexión para evitar
diferencias de presiones y aumentar la confiabilidad. Cementar la conexión.
> Integridad hidráulica de la conexión. El sistema RapidSeal se fabrica por anticipado—no se construye en el fondo del pozo—para lograr integridad
hidráulica. Este sistema TAML Nivel 6 incluye una sección prefabricada de tubería de revestimiento central con dos salidas más pequeñas. Las salidas
simétricas se comprimen para que pasen por la tubería de revestimiento precedente y luego se las hace retornar a su tamaño y geometría originales
(proceso de reformación) mediante una herramienta de expansión modular operada por cable. El proceso de expansión se controla desde la superficie
en tiempo real y se lleva a cabo en un solo viaje.
Este sistema constituye una herramienta de terminación adicional para yacimientos estratificados,
fallados y compartimentalizados, incluyendo pozos
que atraviesan zonas con diferentes grados de agotamiento. El acople permanente entre una plantillariel de fijación modificada y un perfil conector,
permite excluir los granos de formación y las partículas de sólidos. El sistema RapidExclude controla
la entrada de arena en yacimientos no consolidados
o poco consolidados. Esta conexión de alta resistencia también es estable frente a lutitas inestables
o en formaciones sometidas a grandes esfuerzos.
La mayoría de las conexiones convencionales
muestran una resistencia al colapso que varía entre
0.07 y 0.7 MPa [10 y 100 lpc] y poseen una abertura
de más de 2.5 cm [1 pulgada]. Esta conexión mejorada presenta una resistencia al colapso superior a
17 MPa [2500 lpc] y excluye granos de arena y partículas de sólidos de tan sólo 40 micrones.
En junio de 2002, se habilitó un sistema
RapidExclude de 95⁄8 pulgadas en las instalaciones
del GIT en Catoosa, Oklahoma. Se terminó un pozo
de prueba con tubería de revestimiento de 95⁄8 pulgadas que incluía un cople ICC RapidAccess. Se
utilizaron procedimientos comprobados en el
campo de instalaciones RapidConnect previas
para fresar la ventana de salida de la tubería de
revestimiento y construir una conexión a 295 m
[970 pies] en una arenisca arcillosa. Los componentes de la conexión fueron recuperados como
70
parte de esta prueba de aptitud en escala natural
para evaluar la reversibilidad de la instalación.
El conector se recuperó con un arpón convencional, aplicando un esfuerzo de tracción directo.
A continuación se recuperó la plantilla, también
con esfuerzo de tracción directo. Ambos componentes se hallaban en buen estado y funcionaban
perfectamente. El dispositivo de desviación para
el reingreso selectivo, las herramientas de intervención y una camisa de aislamiento se bajaron y
recuperaron con éxito, utilizando una unidad de
línea de acero para complimentar los requisitos
necesarios para su habilitación comercial. El
desempeño del sistema RapidExclude fue el
esperado y el mismo quedó aprobado para su instalación comercial. En noviembre de 2002,
Schlumberger instaló con éxito una conexión
RapidExclude en Venezuela.
Integridad hidráulica de la conexión
El sistema prefabricado de terminación de pozos
multilaterales RapidSeal, que provee acceso
selectivo al pozo de drenaje y conectividad con
una unión aislada hidráulicamente, forma una
conexión simétrica de alta resistencia con integridad hidráulica entre dos tramos laterales
adyacentes y el pozo principal. Este sistema se
desarrolló mediante un proyecto de investigación
y desarrollo conjunto entre Agip, una división de
Eni, y Schlumberger.
Las primeras conexiones del Nivel 6 constaban de dos tuberías de revestimiento de diámetro completo, adosadas a una conexión de
tubería de revestimiento primaria. Esta configuración permitió simplificar la construcción de las
conexiones, pero requería un pozo de gran diámetro que ocasionaba la pérdida de dos o más
diámetros de tuberías de revestimiento intermedias. El cambio abrupto de la gran tubería de
revestimiento central a las tuberías de revestimiento más pequeñas de los tramos laterales
también constituía una limitación.
Schlumberger y Agip lograron superar estas
limitaciones, desarrollando una tecnología innovadora de aleación de metales. A diferencia de los
sistemas RapidConnect y RapidExclude, que se
ensamblan en el fondo del pozo, una conexión
RapidSeal se fabrica por anticipado como una sola
pieza. Actualmente, este sistema combina dos
salidas de 7 pulgadas debajo de la tubería de
revestimiento de 95⁄8 pulgadas, o dos salidas de 95⁄8
pulgadas debajo de la tubería de revestimiento de
133⁄8 pulgadas, para formar una conexión.
El proceso de fabricación reduce el diámetro
externo inicial del sistema, ya que, en una prensa
mecánica especial, comprime plásticamente las
dos salidas laterales a diámetros menores que
sus diámetros expandidos. Esto garantiza distribuciones de esfuerzos uniformes, una geometría
consistente del sistema y tolerancias dimensio-
Oilfield Review
Perfil
RapidSeal
6
Perforar y terminar la
segunda salida lateral.
5
Perforar y terminar la
primera ramificación lateral.
4
Perforar retenedor de
cemento y tapones limpiadores.
Desviador
7
Terminar conexión e
instalar equipo de producción.
Sistema de
empacador
DualAccess
Barrena
Empacador del
colgador de la
tubería de
revestimiento
4 – Limpiar el pozo principal hasta el tope de las salidas de la conexión. El perfil RapidSeal provee un indicador de profundidad positivo.
5 – Colocar y orientar el desviador en el perfil RapidSeal para desviar la barrena y el arreglo de tubería de revestimiento hacia la primera salida. Limpiar el cemento y perforar el primer
tramo lateral. Bajar el empacador del colgador de la tubería de revestimiento y la tubería de revestimiento. Instalar el tapón con línea de acero en el niple de perfil característico
debajo del colgador de la tubería de revestimiento para aislar el tramo lateral. Recuperar el desviador.
6 – Colocar y orientar el desviador en el perfil RapidSeal para desviar la barrena y el arreglo de tubería de revestimiento hacia la segunda salida. Limpiar el cemento y perforar el
segundo pozo lateral. Bajar el empacador del colgador de la tubería de revestimiento y la tubería de revestimiento en la segunda ramificación lateral. Instalar el tapón con línea
de acero en el niple de perfil característico debajo del colgador de la tubería de revestimiento para aislar el tramo lateral. Recuperar el desviador.
7 – Colocar el sistema DualAccess en el pozo principal para la terminación de ambas ramificaciones laterales.
nales exactas, además de permitir que la conexión comprimida pase a través de la sarta de
revestimiento precedente, lo cual minimiza el
efecto telescópico del pozo.
El diseño híbrido único de esta conexión de
doble salida permite aumentar la resistencia
tanto a la presión interna como a las presiones de
colapso externas. Dos salidas se encuentran soldadas a un tensor, o miembro estructural, construido de material de alta resistencia. Sólo las
salidas dúctiles, no el tensor, soportan la deformación plástica. Un proceso patentado garantiza
la penetración completa de la soldadura a lo
largo de la interfaz tensor-salida.
El sistema RapidSeal utiliza una combinación
de componentes dúctiles resistentes para reducir
las averías y los esfuerzos en las salidas de los
tubulares, y mantener la resistencia de la conexión luego de ser comprimida y retornada a su
tamaño y forma cilíndrica originales (proceso de
reformación). Cuando este sistema se despliega
a la profundidad adecuada, una herramienta de
expansión operada por cable reforma las salidas
en un solo viaje (página anterior y arriba). En
comparación con los sistemas que utilizan un
mandril mecánico, esta técnica reduce sustancialmente el tiempo de instalación.
El proceso de reformación, que insume unos
45 minutos, es controlado en tiempo real desde la
superficie. Este procedimiento asegura una
Invierno de 2002/2003
expansión suave y confirma que la geometría
final de la salida satisfaga las especificaciones
API en lo que respecta a dimensiones internas de
los tubos. Los pistones de los dos soportes de la
herramienta de expansión aplican fuerza para
abrir y reformar simultáneamente ambas salidas
en forma simétrica. La energía eléctrica proveniente del cable hace funcionar una bomba en la
herramienta que provee suficiente presión
hidráulica para desarrollar una fuerza de 6.6
millones de N [1.5 millones de lbf] en una conexión RapidSeal de 133⁄8 pulgadas.
Un adaptador provee una transición suave de
una sola abertura a las dos salidas y conecta las
salidas a la abertura de la conexión principal. La
parte inferior del ensamblaje de la conexión es un
armazón de acero alojado dentro de una guía de
fibra de vidrio que funciona como una zapata guía
estándar y protege las salidas durante la instalación. El armazón de acero también actúa como
cuña de desviación para guiar las herramientas
fuera de los orificios de salida de la conexión
durante las operaciones de perforación y terminación de cada ramificación lateral.
El diseño simétrico de las conexiones
RapidSeal asegura una suave transición desde el
pozo principal hacia cada una de las ramificaciones, permitiendo que las herramientas de perforación y los ensamblajes de terminación estándar
pasen a través de la conexión. La presión de ser-
vicio para las conexiones RapidSeal de 95⁄8 y 133⁄8
pulgadas es de 8 MPa [1200 lpc] y 15 MPa [2200
lpc], respectivamente.
Luego de efectuar vastas pruebas de laboratorio, se instaló, expandió y cementó con éxito
una conexión RapidSeal con tubería de revestimiento central de 95⁄8 pulgadas y dos salidas de 7
pulgadas, en un pozo experimental desviado del
centro de pruebas del GTI en Catoosa,
Oklahoma.12 Desde la conexión, se perforaron dos
ramificaciones direccionales de 61⁄8 pulgadas. La
primera ramificación se terminó con una tubería
de revestimiento de 4 pulgadas, sin cementar, y
la segunda con una tubería de revestimiento de 4
pulgadas cementada. El objetivo de la prueba era
evaluar el sistema RapidSeal antes de la primera
instalación comercial en el campo. Durante la
ejecución de esta prueba, el desempeño de los
componentes, las herramientas y los procedimientos fue exitoso. El sistema RapidSeal de
133⁄8 pulgadas satisfizo los requisitos para su
habilitación comercial en pruebas de laboratorio.
12. Ohmer H, Follini J-M, Carossino R y Kaja M: “Well
Construction and Completion Aspects of a Level 6
Multilateral Junction,” artículo de la SPE 63116, presentado en la Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la
SPE, Dallas, Texas, USA, 1 al 4 de octubre de 2000.
71
Conexiones RapidSeal:
Brasil, Nigeria e Indonesia
Petrobras instaló el primer sistema RapidSeal
comercial en un pozo terrestre ubicado en
Macau, Brasil. Esta conexión de 95⁄8 pulgadas se
orientó e instaló por encima del yacimiento, a 518
m [1700 pies] MD. Las dos salidas se expandieron
hasta alcanzar su geometría circular original dentro de los valores de tolerancia dimensional API y
luego se cementaron en el lugar apropiado. El
proceso de expansión consumió 6 horas, incluyendo el tiempo de viaje, con sólo 30 minutos de
tiempo no productivo. El operador perforó direccionalmente dos ramificaciones laterales de 7
pulgadas, utilizando un motor de desplazamiento
positivo (PDM, por sus siglas en inglés) PowerPak
XP y barrenas excéntricas de 6 por 7 pulgadas de
un compuesto policristalino de diamante (PDC,
por sus siglas en inglés) (abajo).
La primera ramificación con una tubería de
revestimiento de 41⁄2 pulgadas se extendía 644 m
[2112 pies] y se cementó para lograr el aislamiento zonal. La segunda ramificación se extendía
568 m [1864 pies] y también se entubó con una
tubería de revestimiento de 41⁄2 pulgadas cementada. Un sistema DualAccess con empacadores de
aislamiento colocados en cada tramo lateral y un
empacador de producción MultiPort en el pozo
principal, fue conectado hidráulicamente mediante sartas de producción independientes a un
Empacador de producción
MultiPort de 95⁄8 pulgadas
Tubería de revestimiento de 95⁄8 pulgadas
Tubería de producción de 7 pulgadas
Macau
BRASIL
Discriminador de Intervención
Tubería de producción de 31⁄2 pulgadas
Válvulas hidráulicas de control
de flujo de 31⁄2 pulgadas
Río de Janeiro
Monitor de producción FloWatcher
de 31⁄2 pulgadas (presión,
temperatura y producción)
AMÉRICA
DEL SUR
Válvula de alivio
200
Disparos
Tubería de revestimiento de
41⁄2 pulgadas
Empacador externo para
tubería de revestimiento
Disparos
Profundidad vertical verdadera (TVD), m
Empacadores de colgadores
de tubería de revestimiento
de 41⁄2 pulgadas
Planificada
Real
300
400
500
Distancia norte-sur, m
Sistema de empacador
DualAccess de 95⁄8 pulgadas
Zona 2
Zona 1
300
150
N
Zona 2
Zona 1
450
Conexión
RapidSeal
de 95⁄8 pulgadas
0
150
0
Distancia este-oeste, m
600
700
800
900
Zona 1
Zona 2
0
100
200
Zona 1
Zona 2
300
400
500
Distancia horizontal, m
600
700
800
> Prueba de campo de un pozo multilateral Nivel 6 en Brasil. La primera instalación comercial de un
sistema RapidSeal de 95⁄8 pulgadas se llevó a cabo en tierra para Petrobras, en Macau, Brasil (parte
superior derecha). Cada tramo lateral tenía como objetivo dos intervalos productivos (parte inferior
derecha). Se instaló provisoriamente un sistema de terminación DualAccess para la realización de
pruebas intensivas y para la evaluación de equipos avanzados de control de flujo y de vigilancia rutinaria (izquierda). Este sistema consta de sartas de producción con arreglos de sello para cada tubería
de revestimiento del tramo lateral, un empacador para aislar el espacio anular entre las sartas de producción y la tubería de revestimiento primaria, y un Discriminador de Intervención para acceder
selectivamente a cada tramo lateral.
72
Discriminador de Intervención y a un empacador
de derivación MultiPort con orificios múltiples
ubicados por encima de los tramos laterales. Las
válvulas hidráulicas de control de flujo permiten
el aislamiento selectivo o la producción de las
ramificaciones laterales superior e inferior.
Sensores de producción integrados permanentes
FloWatcher vigilan rutinariamente la presión, la
temperatura y la producción de cada ramificación.
El sistema DualAccess es recuperable para
permitir el acceso al pozo principal y el reingreso
a ambas ramificaciones. Luego de realizar intensas y exitosas pruebas de ambos tramos laterales para verificar la integridad hidráulica y la
accesibilidad, se recuperó el equipo de terminación DualAccess para disparar (cañonear, punzar)
y terminar el pozo. La primera ramificación lateral se terminó con tubería de producción de 31⁄2
pulgadas y una bomba de cavidad progresiva
(PCP, por sus siglas en inglés). La terminación de
la segunda ramificación lateral se realizó con
tubería de producción de 31⁄2 pulgadas y una
bomba eléctrica sumergible.
Petrobras y Schlumberger están trabajando
en conjunto con el objetivo de desarrollar procedimientos para la instalación y operación en
áreas marinas de un sistema RapidSeal de 133⁄8
pulgadas en Brasil. Schlumberger también ha
instalado sistemas RapidSeal en Nigeria para
Agip y en Indonesia para CNOOC.
Agip instaló recientemente una conexión del
Nivel 6 para la terminación del pozo Idu ML 11,
en el campo Idu en el área continental de
Nigeria. El objetivo era explotar dos intervalos
independientes—Zonas I y L—con dos ramificaciones laterales de un pozo principal. Agip perforó hasta la profundidad propuesta de 2000 m
[6562 pies] para la instalación de la conexión y
ensanchó el pozo hasta 171⁄2 pulgadas para permitir la expansión del sistema RapidSeal.
La conexión se orientó antes de expandir las
salidas y cementar la tubería de revestimiento
primaria. El operador perforó ambas ramificaciones laterales con barrenas de PDC de 61⁄8 pulgadas, utilizando lodo sintético base petróleo
(OBM, por sus siglas en inglés) y cementó las
tuberías de revestimiento de 41⁄2 pulgadas en el
lugar adecuado. El primer lateral se extendió 693
m [2274 pies] y el segundo 696 m [2283 pies]. Se
conectó cada salida a la superficie en forma
independiente utilizando un sistema de empacador DualAccess (próxima página). Este pozo está
produciendo en forma más eficaz que lo previsto
originalmente y como si se tratara de dos pozos
direccionales independientes. La producción inicial de la Zona L alcanzó 358 m3/d [2250 bppd] y
la de la Zona I, 318 m3/d [2000 bppd].
Oilfield Review
Invierno de 2002/2003
ÁFRICA
NIGERIA
Lagos
Válvula de
seguridad
del subsuelo
controlada
desde la
superficie
(SCSSV)
Port
Harcourt
Zona I
0
300
Sistema de
empacador
DualAccess
Niple de perfil
característico
Discriminador
de Intervención
Conexión
RapidSeal de
95⁄8 pulgadas
Empacador del
colgador de
tubería de
revestimiento
de 41⁄2 pulgadas
600
900
1200
200
Tramo lateral 1
Tramo lateral 2
N
100
0
Tubería de
revestimiento
de 133⁄8
pulgadas
100
1500
Conexión
RapidSeal de
95⁄8 pulgadas
Tubería de
revestimiento
de 133⁄8
pulgadas
Tubería de
revestimiento de
185⁄8 pulgadas
Zona L
1800
Tubería de
revestimiento
de 41⁄2 pulgadas
2100
Disparos Zona I
2400
Disparos Zona L
Tubería de
revestimiento
de 185⁄8
pulgadas
Distancia norte-sur, m
Tubería de
revestimiento
de 95⁄8 pulgadas
Profundidad vertical verdadera (TVD), m
Los componentes de terminación de pozos de
vanguardia, o inteligentes, están evolucionando
cada vez más para satisfacer las necesidades de
los operadores; y las terminaciones de pozos multilaterales son cada vez más sofisticadas.
Muchos pozos ahora incluyen equipos de fondo
para vigilar rutinariamente la producción, controlar selectivamente el flujo proveniente de las
ramificaciones laterales y manejar los yacimientos en forma más eficaz.
CNOOC recientemente perforó y terminó el
primer pozo multilateral TAML Nivel 6 en
Indonesia y la primera terminación inteligente
Nivel 6 del mundo para incrementar las reservas
recuperables y reducir los costos de construcción
de pozos. Se instaló una conexión RapidSeal
durante la terminación del pozo NE Intan A-24 en
el Mar de Java (próxima página). La perforación
de este pozo, bajo 23 m [75 pies] de agua, requirió menos tiempo—sólo 25 días—y costó aproximadamente 1 millón de dólares estadounidenses
menos que el pozo AC-06, un multilateral Nivel 3
del campo East Rama, perforado hasta una profundidad similar y tramos laterales equivalentes
a los del pozo NE Intan A-24.
Luego de orientar, expandir y cementar la
conexión RapidSeal de 95⁄8 pulgadas a una profundidad de 2535 m [8317 pies], se perforaron
ambas ramificaciones laterales con lodo sintético
OBM de M-I Drilling Fluids. El primer tramo lateral se extendió 396 m [1300 pies] y se perforó con
una barrena de PDC de 61⁄8 pulgadas. El segundo
tramo lateral, que se extendió 701 m [2300 pies],
se perforó utilizando una barrena bicéntrica de 6
pulgadas por 7 pulgadas con un motor PowerPak
PDM que tenía un ajuste angular de 1.83°.
CNOOC terminó el primer tramo lateral con filtros
de control de producción de arena de 31⁄2 pulgadas, de calidad superior. Para el segundo tramo
lateral se utilizaron filtros de control de producción de arena de 41⁄2 pulgadas, también de calidad superior. Cada ramificación incluyó un
empacador ECP para el aislamiento zonal.
Los modernos componentes de terminación de
pozos, instalados por encima de la conexión, incluían válvulas hidráulicas de fondo para controlar el
flujo y sensores para medir la presión, la temperatura y la producción de cada ramificación del pozo.
Una bomba eléctrica sumergible de Schlumberger,
con una unidad de vigilancia rutinaria de fondo de
pozo MultiSensor para terminaciones con bomba
sumergible y un controlador de la velocidad instalado en la superficie, levanta los hidrocarburos
hasta la superficie a través de una tubería de producción de 41⁄2 pulgadas. Un sistema de control de
superficie y de adquisición de datos (SCADA, por
sus siglas en inglés) y medidores de flujo multifásico ubicados en la superficie, controlan los paráme-
0
100
Distancia este-oeste, m
Conexión
RapidSeal de
95⁄8 pulgadas
Zona L
Zona I
2700
0
300
Desviación horizontal, m
> Terminación de un multilateral Nivel 6 en Nigeria. Agip perforó dos ramificaciones laterales mediante
la utilización de una conexión RapidSeal en el pozo terrestre Idu ML 11 (arriba). La primera ramificación
se extendió 693 m [2274 pies]; el segundo tramo lateral se extendió 696 m [2283 pies] (derecha). Cada
salida se vinculó con la superficie en forma independiente, mediante la utilización de un sistema de
empacador DualAccess (izquierda).
tros de bombeo y el desempeño del pozo, y transmiten los datos a CNOOC en tiempo real a través
de la Red.
Consideraciones clave de diseño
El primer factor a considerar cuando se planifica
la terminación de pozos multilaterales es si se
trata de un pozo nuevo o uno existente. Los pozos
nuevos ofrecen a los ingenieros la libertad y flexibilidad de diseñar pozos multilaterales desde el
fondo hacia la superficie. El sistema de análisis
de la producción NODAL y el modelado de yacimientos ayudan a establecer la longitud de los
tramos laterales y el diámetro de la tubería de
producción óptimos, lo cual determina el diámetro de las tuberías de revestimiento primaria e
intermedia. Las opciones de terminación y las
configuraciones de los pozos resultan más limitadas en el caso de pozos existentes, pero aún así
muchos pozos viejos son candidatos para operaciones de re-entrada utilizando tecnología de
pozos multilaterales.
73
0
500
Bomba eléctrica sumergible
Tubería de revestimiento
de 133⁄8 pulgadas
500
Profundidad vertical verdadera (TVD), m
Válvula de seguridad del subsuelo
controlada desde la superficie (SCSSV)
Empacador de aislamiento
de zonas múltiples MZ
Válvula hidráulica de control de flujo
1000
1500
Lateral 1
Conexión
RapidSeal
de 95⁄8
pulgadas
Tubería de revestimiento
de 133⁄8 pulgadas
500
1000
N
Distancia norte-sur, m
0
Unidad MultiSensor
Lateral 2
2000
1500
2500
Conexión RapidSeal
de 95⁄8 pulgadas
1000
500
0
Distancia este-oeste, m
3000
Lateral 2
Lateral 1
Sensor FloWatcher
Dispositivo de
desconexión por
esfuerzo de corte
Perfil de restricción interior
0
1000
500
Distancia horizontal, m
ASIA
Conexión RapidSeal de 95⁄8 pulgadas
Desviador RapidSeal
Empacador del colgador de la
tubería de revestimiento RapidSeal
Empacador del colgador
de la tubería de
revestimiento RapidSeal
Receptáculo de diámetro interior pulido
AUSTRALIA
Yakarta
Empacadores externos
para tubería de revestimiento
M ar d
e J ava
INDONESIA
> Terminación del primer pozo multilateral inteligente Nivel 6 del mundo. Recientemente, CNOOC perforó y terminó el pozo NE Intan A-24, el primer multilateral Nivel 6 TAML perforado en el Mar de Java, Indonesia (parte inferior derecha). Después de orientar, expandir y cementar en el lugar adecuado la
conexión RapidSeal de 95⁄8 pulgadas a 2535 m [8317 pies], el operador perforó dos ramificaciones laterales (parte superior derecha). La primera ramificación se extendió 396 m [1300 pies]; el segundo tramo lateral se extendió 701 m [2300 pies]. Cada tramo lateral se terminó con un empacador externo para la
tubería de revestimiento y filtros de control de producción de arena. Un dispositivo de orientación, o desviador, permitió asegurar la inserción correcta de
los componentes de terminación en las salidas de la conexión. Componentes de terminación de vanguardia—válvulas hidráulicas de control de flujo y
sensores para medir la presión, la temperatura y la producción para cada ramificación del pozo, una bomba eléctrica sumergible Schlumberger con un
sistema de vigilancia rutinaria de extracción artificial Phoenix y un variador de velocidad controlado desde la superficie—convirtieron a éste en el primer
pozo multilateral Nivel 6 “inteligente” (izquierda).
Otra consideración a tener en cuenta es el
tipo de conexión, que depende del grado de integridad mecánica e integridad hidráulica requerido
en cada tramo lateral, de los esfuerzos en el
subsuelo y de la necesidad de reingresar en las
ramificaciones individuales. Un tramo lateral terminado a agujero descubierto sin conexión puede
ser suficiente cuando la producción del tramo
lateral se mezcla con la del pozo principal, o
cuando las conexiones se encuentran en formaciones competentes o no se requiere accesibilidad
al tramo lateral. Un sistema del Nivel 6 puede
resultar más adecuado si se desea producción o
74
inyección selectivas en cada tramo lateral, si la
conexión está ubicada en una formación poco consolidada o si se requiere accesibilidad al tramo
lateral.
El conocimiento del yacimiento es crítico
cuando se planifican pozos multilaterales. En los
pozos de exploración o en pozos que se encuentran en las primeras etapas de desarrollo, quizás
no se disponga de información suficiente para
planificar una trayectoria de pozo compleja. Ante
tales circunstancias, los operadores pueden perforar un pozo vertical de bajo costo con planes de
contingencias para uno o más tramos laterales,
acorde con la información obtenida durante la perforación y la terminación del pozo principal. Los
pozos horizontales y multilaterales también se utilizan en esta etapa para delinear mejor el yacimiento desde una sola localización de superficie.
13. Afilaka JO, Bahamaish J, Bowen G, Bratvedt K, Holmes JA,
Miller T, Fjerstad P, Grinestaff G, Jalali Y, Lucas C, Jiménez
Z, Lolomari T, May E y Randall E: “Mejoramiento de los
yacimientos virtuales,” Oilfield Review 13, no. 1
(Primavera de 2001): 26–47.
14. Brister R: “Screening Variables for Multilateral
Technology,” artículo de la SPE 64698, presentado en
la Conferencia y Exhibición Internacional del Petróleo y
el Gas de la SPE, Pekín, China, 7 al 10 de noviembre
de 2000.
Oilfield Review
Tecnología en evolución,
creciente aceptación
Siguiendo una tendencia similar a la aceptación de
los pozos horizontales acontecida a principios de
la década de 1990, los operadores comenzaron a
preguntarse a fines de la misma década “¿por qué
no perforar un pozo multilateral?” Hoy, en lugar de
preguntar si es aplicable un pozo multilateral, la
pregunta que a menudo se formula es “¿qué tipo
de configuración de pozo y sistema multilateral
resulta más adecuado para satisfacer las necesidades de desarrollo y producción de un campo
petrolero?” Los pozos multilaterales no constitu-
Invierno de 2002/2003
Pozo horizontal
convencional
Conexión del Nivel 6 y dos
tramos laterales opuestos
4000 pies
k1
2000 pies
k2
20
18
16
14
12
10
8
6
4
2
0
k2>k1
2000 pies
Dos tramos
laterales
opuestos
Pozo de drenaje
horizontal único
k1=k2
yen simplemente una tecnología aceptada sino
una herramienta esencial para el desarrollo de las
reservas de hidrocarburos en todo el mundo.
La explotación de yacimientos con pozos multilaterales representa una forma viable de reducir
las erogaciones de capital totales y los costos
operativos del campo, y constituye un modo de
aumentar sustancialmente la producción en los
entornos petroleros más desafiantes que plantea
la actualidad. A medida que aumente la confiabilidad en la tecnología de pozos multilaterales, se
desarrollarán yacimientos más pequeños con
pozos multilaterales, tales como los campos satélites actualmente considerados para su desarrollo
en el Mar del Norte y los campos de frontera
situados en el Golfo de México, el Sudeste
Asiático, África Occidental y Medio Oriente.
Los sistemas de terminación de pozos multilaterales varían en lo que respecta a complejidad.
Las conexiones RapidConnect y RapidExclude proveen características mejoradas de resistencia y
exclusión de arena para una mayor durabilidad y
un reingreso más confiable a las ramificaciones
laterales, tanto en pozos nuevos como en pozos
existentes. Los sistemas RapidSeal ofrecen la flexibilidad necesaria para optimizar el flujo proveniente de cada tramo lateral en lo que respecta a
control de producción, para explotar yacimientos
independientes con diferentes presiones iniciales
o para inyectar en un tramo lateral mientras se
hace producir el otro.
Existe una tendencia creciente hacia la minimización de las intervenciones convencionales con
equipo de perforación o terminación. Por ejemplo,
existen herramientas operadas con tubería flexible
estándar, tales como el sistema de herramientas
multilaterales Discovery MLT, que proveen acceso
selectivo a las conexiones laterales. Además, un
dispositivo activado por el flujo controla la orientación de la herramienta, mientras que la retroalimentación de la presión provee la confirmación en
tiempo real en la superficie de que se ha ingresado
en la ramificación correcta. La herramienta es
resistente al ácido. Por lo tanto, permite el emplazamiento de fluidos de tratamiento de pozo. Este
sistema facilita las operaciones de re-entrada, limpieza y estimulación en los tramos laterales terminados a agujero descubierto, tuberías de
revestimiento desprendidas o conexiones construidas en pozos existentes.
Las terminaciones de pozos multilaterales
constituyeron una de las tecnologías clave de la
industria petrolera que emergieron en la década
pasada. Es extremadamente importante clasificar
y seleccionar los sistemas de terminación de pozos
multilaterales, dentro del contexto de las condiciones de yacimiento, los requisitos de desarrollo del
Millón de barriles de petróleo en
condiciones de tanque (STB)
En las últimas etapas del desarrollo de un
campo, se dispone de un volumen considerable
de información de yacimientos, de manera que
se pueden diseñar trayectorias de pozos más
complejas para alcanzar formaciones específicas, compartimentos geológicos o reservas
pasadas por alto.
En términos económicos, los pozos multilaterales no representan dos o más pozos por el precio de uno. En ciertos casos, las terminaciones de
pozos multilaterales permiten duplicar la producción del pozo pero, en base a los promedios de la
industria, son más factibles aumentos del 30 al
60%. Históricamente, para que los pozos multilaterales resulten redituables, el incremento de las
erogaciones de capital no debería superar el 50%.
Esto significa que los resultados económicos globales de construcción de pozos debería mejorar
en un 40% aproximadamente. Las terminaciones
de pozos multilaterales óptimas se basan en la
evaluación económica de diversas alternativas
que dependen de pronósticos de desempeño del
yacimiento.
En muchos casos, es necesaria la simulación
numérica que utiliza un modelo de un solo pozo o
de todo el campo, para formular un pronóstico
exacto sobre el cual basar el análisis económico
del proyecto. La simulación numérica requiere un
mayor conocimiento del yacimiento, implica más
tiempo de configuración y demanda más tiempo
computacional que los modelos analíticos. Sin
embargo, los modelos numéricos pueden dar
cuenta de efectos tales como flujo multifásico y
efectos gravitacionales, geometrías de yacimientos complejas y yacimientos heterogéneos. El
módulo de pozos de segmentos múltiples del programa ECLIPSE de simulación de yacimientos
modela el flujo de fluidos y las pérdidas de presión por fricción a través del pozo, de los espacios anulares, de las ramificaciones laterales y de
las válvulas de terminación de pozos.13 Esta capacidad de modelado avanzado provee estimaciones más realistas del desempeño de pozos
multilaterales (arriba a la derecha).
Dos tramos
laterales opuestos
0
1
2
3
4
Tiempo, años
5
6
7
> Simulación de yacimientos y modelado de pozos
multilaterales. Mediante la utilización de la aplicación ECLIPSE de simulación de yacimientos y
de una retícula estructurada de baja resolución,
se efectuó una comparación entre un pozo horizontal convencional que tiene una sola sección
lateral de 1220 m [4000 pies] y un pozo multilateral
Nivel 6 que tiene dos tramos laterales opuestos
de 610 m [2000 pies] (arriba). La producción acumulada proveniente de un pozo lateral doble,
supera sustancialmente al volumen producido por
una sola perforación horizontal cuando la permeabilidad horizontal (k) varía (abajo). Para estimar
con exactitud los valores de producción, se debe
modelar en detalle el área que rodea al pozo.
Cada segmento discreto del pozo tiene su propia
presión local y sus propiedades de fluidos. El
simulador ECLIPSE también utiliza una retícula de
alta resolución y no estructurada para modelar
los segmentos del pozo y el flujo del yacimiento
en torno a trayectorias multilaterales complejas.
campo, el costo total y el riesgo global.14 Estas técnicas resultan de mayor utilidad a las compañías
de producción cuando se lleva a cabo un exhaustivo análisis de la relación riesgo-recompensa. Se
requiere un equipo multidisciplinario integrado
para planificar, diseñar e implementar adecuadamente los pozos multilaterales.
En la actualidad, las compañías de servicios
siguen invirtiendo en investigación y desarrollo de
nuevos productos con el objetivo de brindar a los
operadores herramientas y sistemas más confiables para instalar puntos de drenaje múltiples en
los yacimientos. En el corto plazo, quedan dos
desafíos por superar: mayor optimización de los
equipos y consistencia en la instalación. Esta tecnología se encuentra todavía en evolución, pero en
la medida que el incremento del valor presente
neto se mantenga como objetivo esencial del
negocio, la tecnología de perforación de pozos
multilaterales seguirá siendo una fuente líder de
ganancias económicas para toda la industria del
petróleo y el gas.
—MET
75