Cementos ultraligeros Datos sísmicos de

Oilfield Review
Otoño de 2001
Cementos ultraligeros
Datos sísmicos de excepcional calidad
Innovadoras soluciones de perforación
Empaque de grava en pozos horizontales
SMP-6089-S
La planificación inteligente reduce el tiempo no productivo
Durante muchos años, la industria de la perforación y la producción
ha intentado reducir los costos de perforación a través de mejoras
en la tecnología. Algunas iniciativas se orientan a hacer más eficientes las operaciones de perforación, mientras que otras se concentran en la reducción del tiempo no productivo (NPT, por sus
siglas en inglés). Como consecuencia de varios problemas de perforación diferentes, el NPT constituye cerca del 20% del tiempo de los
equipos de perforación y puede ser mucho mayor en campos difíciles. Si bien las fallas en los equipos suelen ser un motivo importante, las principales causas de pérdida de tiempo en las operaciones
de perforación de BP son las relacionadas con la formación, tales
como tuberías atascadas y pérdidas de circulación.
En 1988, un equipo de trabajo de BP se propuso reducir el efecto
en los costos causado por el atascamiento de las tuberías y llegó a
la conclusión de que muchos incidentes contaban con dos atributos. En primer lugar, las condiciones del pozo, tales como la presión de formación, el gradiente de fractura y la presencia de fallas,
a menudo eran distintas de lo que se había anticipado. En segundo
lugar, se contaba con escasa información para permitir a los ingenieros de perforación reaccionar de manera correcta frente a estos
incidentes imprevistos. Era claro que los incidentes debido al atascamiento de tuberías se podían evitar mediante una mejor detección de los problemas en desarrollo, si se advertía apropiadamente
a las personas adecuadas en el momento justo. Esto, combinado
con una mejor predicción de las condiciones del pozo, podría hacer
más precisos los planes de perforación de pozos y permitiría planificar mejor las contingencias. Estos principios también son relevantes cuando se trata de evitar otros problemas, tales como los
incidentes de control del pozo o de pérdidas de circulación.
A pesar de los importantes avances tecnológicos desarrollados en
la década pasada, BP aún enfrenta muchos de los mismos problemas
y cerca del mismo porcentaje de NPT. Para lograr un avance decisivo, BP y Schlumberger crearon en conjunto el programa Perforación
Sin Sorpresas, un enfoque pormenorizado que aprovecha la actual
tecnología de perforación, medición y comunicaciones. El objetivo
de BP para esta iniciativa fue la disminución del NPT causado por
incidentes inherentes al pozo a menos de un 5%. El Campo Mungo,
en el Mar del Norte, presentó un primer desafío a la iniciativa de
Perforación Sin Sorpresas, ya que en 1988 el NPT superaba el 40%.
Ahora es posible transmitir sofisticadas mediciones de la formación adquiridas durante la perforación, desde varios kilómetros debajo de la superficie de la tierra. Los parámetros pronosticados se pueden comparar con los valores medidos, tales como
las resistividades de la formación, las mediciones acústicas—
tanto sónicas como sísmicas—y las presiones de fondo del pozo.
También se monitorean las mediciones más tradicionales del
avance de la perforación, tales como el peso sobre la barrena, la
velocidad de penetración, la vibración, las tasas de flujo del lodo
y las mediciones del volumen de lodo. Este permanente diagnóstico del ambiente del pozo permite identificar mejor la aparición
de peligros y riesgos inminentes.
El programa Perforación Sin Sorpresas se basa en gran medida en
datos adquiridos en tiempo real, pero incluye mucho más que sólo
mediciones. La información debe ser enviada a las personas del equipo que la necesitan, en un formato que les permita tomar mejores
decisiones más rápidamente. El uso de gráficos tridimensionales ha
constituido un paso clave, permitiendo a los equipos de especialistas
interpretar el contenido de algunas bases de datos extremadamente
grandes y complejas. Las pantallas de visualización fueron utilizadas
en la reunión de planeamiento de uno de los pozos del Campo Mungo
para considerar siete posibles trayectorias que pudieran alcanzar
tres objetivos del yacimiento. En una sesión de un día, los riesgos y
peligros fueron aminorados con los aportes y la colaboración de
todos los miembros del equipo multidisciplinario: ingenieros de perforación, geólogos, expertos en geomecánica e ingenieros de yacimientos. Se ahorraron semanas de repeticiones y aumentó radicalmente la comprensión mutua. Reuniones de colaboración como ésta
crean una ventaja enorme: permiten diseñar el mejor plan posible a
partir de los datos disponibles, en el menor plazo posible.
Sin embargo, estos planes incluyen cierta incertidumbre, puesto
que los datos disponibles antes de la perforación son una guía imperfecta acerca de las condiciones del pozo. La iniciativa Perforación Sin Sorpresas proporciona un marco de trabajo y una metodología para comparar las predicciones con mediciones cruciales en
tiempo real. La continua actualización del plan lo convierte en un
plan de pozo activo, lo que permite que el equipo de Perforación
Sin Sorpresas planee anticipándose a las contingencias. Los riesgos
de los pozos vecinos ayudan a predecir posibles incidentes en el
pozo actual, pudiendo enfrentarlos de manera más eficaz durante la
perforación, e incluso preverlos y analizarlos en la reunión diaria.
La experiencia obtenida de los incidentes de NPT y los cuasi incidentes—incidentes de NPT que se evitaron—se almacena en una
base de datos para utilizarla en el planeamiento del siguiente pozo.
El futuro promete incluso muchas otras formas de lograr perforaciones exitosas. Los nuevos métodos de telemetría permitirán un
mayor ancho de banda para enviar a la superficie las mediciones
efectuadas durante la perforación. Los métodos mejorados para
obtener secciones sísmicas mediante la prospección durante la
perforación de lo que hay delante de la barrena, proporcionará
más y mejor información al personal a cargo de la perforación. El
ordenamiento eficiente de un creciente volumen de información se
convertirá en una necesidad absoluta, así como las pantallas independientes diseñadas específicamente para cada miembro del
equipo de perforación.
BP y Schlumberger han dado un gran paso hacia adelante. En el
Campo Mungo, el NPT se redujo a la mitad entre 1998 y 2000. El
programa Perforación Sin Sorpresas es más que un eslogan; es un
importante avance hacia una perforación inteligente.
Chris Rhodes
Vicepresidente de Tecnología
BP
Sunbury on Thames, Inglaterra
Chris Rhodes es el Vicepresidente de Tecnología y responsable de BP
Exploration para la perforación en todo el mundo. Chris comenzó su carrera en
BP en 1971 en refinación y luego fue transferido a perforación. Fue Líder de la
Unidad de Negocios para el proyecto Eastern Trough Area Project (ETAP) de
siete campos de petróleo y gas, incluido el Campo Mungo. Chris asistió al
Politécnico Glamorgan, Pontypridd, Gales, con una beca de BP. Allí recibió una
licenciatura en ingeniería química con honores y posteriormente obtuvo una
maestría en ingeniería del petróleo del Imperial College, Londres, Inglaterra.
Consejo editorial
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Operating Co., Bakú
George King
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Syed A. Ali
Chevron Petroleum Technology Co.
Houston, Texas, EUA
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Editor consultor
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Edición
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Subedición
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Revisión de la traducción
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Departamento de Mercadotecnia
México y América Central (MCA)
Oilfield Review es una publicación trimestral de Schlumberger destinada a los
profesionales de la industria petrolera, cuyo objetivo consiste en brindar información acerca de los adelantos técnicos relacionados con la búsqueda y producción de hidrocarburos. Oilfield Review se distribuye entre los empleados y
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Oilfield Review
2
Otoño de 2001
Volumen 13
Número 2
Ligero como una pluma, duro como una roca
Las formaciones débiles o con bajas presiones deben cementarse cuidadosamente para asegurar su aislamiento zonal y la protección ambiental. Hoy se
dispone de nuevas lechadas de cemento ultraligeras que evitan el fracturamiento de la formación y las pérdidas de circulación durante las operaciones
de perforación y terminación de pozos. Una vez fraguado, el cemento ultraligero alcanza la baja permeabilidad y la alta resistencia a la compresión necesarias para asegurar la integridad del pozo y el aislamiento de las formaciones.
16 Elevación de los estándares de calidad de los datos sísmicos
Una innovadora forma de adquirir datos sísmicos marinos produce imágenes
de excelente calidad para facilitar una interpretación detallada. Con el nuevo
sistema, cada paso de la adquisición marina ha cambiado: los cables sísmicos
con los receptores se pueden direccionar y posicionar de manera confiable y
repetible; los controladores de los cañones de aire regulan la calidad de la
fuente; las señales se registran en puntos receptores individuales en lugar de
en grupos para reducir el ruido y mejorar la señal. Las imágenes resultantes
son notablemente claras y están estableciendo nuevos estándares de calidad
para los datos sísmicos marinos.
32 Prevención de problemas durante la perforación
Perforar pozos sin incidentes ya es suficientemente costoso, pero los imprevistos pueden destruir rápidamente un presupuesto. Un nuevo proceso de
perforación puede mitigar los problemas de perforación al adquirir los datos
correctos en el momento adecuado y comunicar esta información a las personas apropiadas. Los estudios de casos del Golfo de México y de los Mares Caspio y del Norte ilustran la eficacia de este nuevo proceso de perforación en
ambientes de perforación difíciles.
52 Empaques de grava en pozos horizontales de alta productividad
Hasta hace poco, el uso de caños filtro era el método predominante para el
control de la producción de arena en pozos horizontales abiertos. Sin embargo, hoy los operadores empacan con grava una mayor cantidad de estos
pozos, ya que muchas terminaciones en las que sólo se han utilizado cedazos
han fallado prematuramente. Este artículo describe el uso de caños filto, el
empaque con agua, la tecnología Alternate Path y la remoción del revoque de
filtración, incluyendo los desplazamientos en el pozo y la limpieza simultánea
con fluidos a base de agua. Se analizan nuevas herramientas, el desarrollo de
fluidos a base de aceite y las técnicas emergentes como los filtros de grava
expandibles.
76 Colaboradores
80 Próximamente en Oilfield Review
81 Nuevas publicaciones
1
Ligero como una pluma, duro como una roca
Hasta hace poco, era imposible diseñar y preparar lechadas de cemento de alta
calidad cuya densidad se acercara a la del agua. Los nuevos cementos ligeros
logran las bajas permeabilidades y la alta resistencia a la compresión necesarias
para garantizar la integridad del pozo y el aislamiento de las formaciones con
densidades lo suficientemente bajas como para impedir el fracturamiento de la
formación y las pérdidas de circulación.
Abdullah Al-Suwaidi
Christian Hun
Abu Dhabi Company for Onshore Oil Operations
Abu Dhabi, Emiratos Árabes Unidos
José Luis Bustillos
Ciudad del Carmen, México
Dominique Guillot
Joel Rondeau
Pierre Vigneaux
Clamart, Francia
Husam Helou
Abu Dhabi, EAU
José Antonio Martínez Ramírez
José Luis Reséndiz Robles
Petróleos Mexicanos (PEMEX)
Ciudad del Carmen, México
Por su colaboración en la preparación de este artículo, se
agradece a Wassim Assaad y Mohamed Jemmali, Ahmadi,
Kuwait; Jean Marc Boisnault, Philippe Drecq, Bruno
Drochon, Martin Hyden, Bernard Piot y Benoit Vidick,
Clamart, Francia; Leo Burdylo, Andre Garnier, Roger Keese,
Erik Nelson y Dwight Peters, Sugar Land, Texas, EUA; Sherif
Foda y Philippe Revil, Abu Dhabi, EAU; Greg Garrison,
Houston,Texas; Stephan Harris, Nueva Orleáns, Luisiana,
EUA; y Robert Roemer, Aberdeen, Escocia.
CBL Adviser, CBT (herramienta de Adherencia del Cemento),
CemCADE, CemCRETE, CET (herramienta de Evaluación de
la Cementación), LiteCRETE, PAL (registro de Análisis de la
Tubería), SFM (sistema de Monitoreo de la Fracción Sólida),
USI (Imágenes Ultrasónicas) y Variable Density son marcas
de Schlumberger. Windows es una marca de Microsoft
Corporation.
2
El cemento del pozo que proporciona un completo aislamiento de las formaciones, protege el
medio ambiente, aumenta la seguridad de las
operaciones de perforación y ayuda a optimizar
la producción. Sin un cemento de alta calidad
que llene el espacio anular entre la tubería de
revestimiento y la formación, los acuíferos de
agua dulce que se encuentran por debajo o
encima del yacimiento podrían verse contaminados por fluidos provenientes de otras formaciones. La tubería de revestimiento no protegida por
cemento puede verse expuesta a la corrosión que
causan los fluidos de la formación. Los fluidos de
perforación cuyas densidades superan el gradiente de fractura de la formación pueden inducir
al fracturamiento de la misma. Durante las operaciones de perforación y cementación se pueden
producir pérdidas de circulación, y por lo tanto se
puede perder el control del pozo, lo que significa
que los fluidos no retornan a la superficie, particularmente si las formaciones débiles no están
protegidas de la densidad del lodo o de lechadas
que superen el gradiente de fractura de la formación. En esos casos, los fluidos de perforación se
pierden en las fracturas y no vuelven al sistema
de circulación de fluidos. La producción podría
verse afectada si los hidrocarburos fluyen hacia
cualquier parte que no sea el pozo mismo.
Las lechadas CemCRETE, introducidas en
1995, mantienen estándares de alto rendimiento
en condiciones extremas en el campo petrolífero,
con un diseño de la distribución del tamaño de
las partículas especialmente concebido para asegurar gran resistencia a la compresión y un completo aislamiento de las formaciones para un
amplio rango de densidades.1 Recientemente, la
versión ligera de la tecnología CemCRETE, conocida como tecnología LiteCRETE, ha sido mejorada y actualizada para proporcionar propiedades
físicas comparables a la de una lechada cuya
densidad es similar a la del agua.
La tecnología mejorada LiteCRETE funciona
eficazmente en situaciones operacionales difíciles. Quizás el mayor desafío en los ambientes de
cementación ligera es controlar las pérdidas de
circulación. Incluso los lodos de perforación más
livianos y las lechadas de cemento más ligeras
se pueden perder en formaciones débiles o fracturadas. La cementación de zonas de pérdidas de
circulación usualmente implica gastos extra para
herramientas de trabajo en etapas, operaciones
de remediación y otros métodos que aseguren el
aislamiento de las formaciones débiles y de los
acuíferos.2
La tecnología de cementación ligera de alta
eficiencia mejora el aislamiento de las formaciones. Los cementos ultraligeros protegen las fuentes de agua dulce y protegen la tubería de
revestimiento de la corrosión, ya que permiten
columnas más altas en el espacio anular que las
lechadas convencionales, incluso en áreas con
tendencia a pérdidas de circulación extremas.
Las formaciones débiles se pueden cementar
completamente utilizando lechadas LiteCRETE
que no exceden los bajos gradientes de fractura
de la formación. Los tapones de LiteCRETE son lo
suficientemente fuertes como para emplearse
como tapones de desviación o cucharas desviadoras, y las tuberías de revestimiento cementadas con los sistemas LiteCRETE se pueden
perforar fácilmente sin provocar fracturamiento.
La permeabilidad del cemento fraguado es menor
Oilfield Review
que la del cemento Portland convencional Clase
G, y la resistencia a la compresión es comparable
a la del cemento Portland. Las aplicaciones de la
tecnología LiteCRETE son eficaces a temperaturas que varían de 80 a 450°F [27 a 232°C], presiones de fondo del pozo de hasta 8000 lpc [55.15
MPa] y lechadas cuyas densidades varían de 8.2
a 12.5 lbm/gal [0.98 a 1.50 g/cm3].
Este artículo describe la tecnología de cementación de alto rendimiento, analiza cómo se han
logrado crear y aplicar con éxito lechadas más
ligeras que el agua y demuestra el papel que ha
jugado la nueva tecnología de Monitoreo de la
Fracción Sólida (SFM, por sus siglas en inglés) en
hacer posibles las operaciones de cementación
ultraligeras sin utilizar un sistema de cemento
energizado. También se analizan los recientes éxitos operacionales logrados en Abu Dhabi y otras
áreas de Medio Oriente, y México.
1. Para una introducción a la tecnología CemCRETE, consulte: Boisnault JM, Guillot D, Bourahla A, Tirlia T, Dahl T,
Holmes C, Raiturkar AM, Maroy P, Moffett C, Pérez Mejía
G, Ramírez Martínez I, Revil P y Roemer R: “Concrete
Developments in Cementing Technology,” Oilfield Review
11, no. 1 (Primavera de 1999): 16-29.
2. Las herramientas de trabajo en etapas se utilizan en las
operaciones de cementación por etapas, las que por lo
general se realizan al cementar formaciones débiles que
no pueden soportar una alta columna de fluidos. Las
herramientas permiten que la lechada de cemento de la
primera etapa se aplique a través de la zapata de flotación o zapata guía y hacia arriba del espacio anular, pero
no más allá de la herramienta de etapa. Luego, se lanza
una herramienta de apertura, la que abre orificios en la
herramienta de etapa e impide el acceso por debajo de
la herramienta de apertura. La lechada de segunda etapa
se bombea dentro de la tubería de revestimiento, pasa
por los orificios y se dirige hacia arriba en el espacio
anular, completando así la operación de cementación.
En ocasiones puede requerirse un trabajo de llenado del
espacio anular entre la formación y la tubería de revestimiento. Estos trabajos consisten en bombear cemento
dentro del espacio anular desde la superficie, en lugar
de bombear dentro de la columna de perforación para
que el cemento luego ascienda por el espacio anular.
Otoño de 2001
asegura una alta calidad del cemento fraguado.
Para crear estas lechadas de alto rendimiento, se
mezclan partículas de varios tamaños para maximizar la cantidad de partículas sólidas en un volumen de lechada dado (abajo). Las propiedades
Aliviar la carga
La tecnología CemCRETE es una tecnología de
lechada de concreto que optimiza el comportamiento de la lechada durante su aplicación y que
> Distribución optimizada del tamaño de las partículas. Las partículas pequeñas ocupan el espacio vacío entre las partículas más grandes, lo
cual resulta en una fracción más alta de sólidos
en la lechada y en una menor permeabilidad del
cemento fraguado.
3
Densidad de la lechada, lbm/gal
25
20
15
10
Densidad del agua,
8.3
Ligero
convencional
Ultraligero
Puro
Pesado
Densificado
Ultrapesado
5
Sistemas de cementos
> Clasificación del cemento por densidad de la lechada.
Equipos de cementación convencional
Camión de cementación
Unidad de cementación
montada sobre patines
Equipos de cementación energizada
Lechada seca
Agua para
la lechada
Purga de cemento energizado
Unidad de
cementación
Cabezal del pozo
Generador de espuma
Densitómetro no
radioactivo
Bomba
energizante
Paquete
mezclador
Tanque de nitrógeno
de 2000 galones,
180,000 pc
Tanque de nitrógeno
de 2000 galones,
180,000 pc
Purga de nitrógeno
Bomba de
nitrógeno
Válvula de aislamiento
de nitrógeno
Computadora
de control
del proceso
> Equipo de cementación. Las lechadas convencionales se pueden mezclar y bombear utilizando una unidad de bombeo montada sobre patines o sobre un camión
(arriba), con la lechada seca almacenada en silos en el sitio del pozo. Las operaciones de cementación energizada (abajo) requieren una bomba de nitrógeno, tanques
de nitrógeno y un contenedor para los aparatos electrónicos, medidores de flujo y
otras herramientas, además del equipo utilizado para las operaciones de cementación comunes. Debido a la variedad de equipos de perforación, el equipo de cementación energizada se instala de manera diferente para cada trabajo, según sea el
espacio disponible en el equipo de perforación.
4
volumétricas del cemento, tales como la densidad,
dependen de las propiedades de las partículas
más gruesas. Las partículas intermedias se seleccionan para ofrecer una respuesta química específica, como resistencia química o estabilidad
térmica. Las partículas más pequeñas aseguran
propiedades de matriz específicas, entre las que
se incluyen la estabilidad, el control de pérdida de
fluidos y la permeabilidad. Se pueden combinar
varios tipos de partículas y distribuciones del
tamaño de las partículas para lograr una densidad
de lechada específica y que a la vez mantenga la
reología deseada; la lechada debe ser homogénea, estable y fácil de bombear.3 Se han mezclado
y bombeado con éxito lechadas de CemCRETE con
un máximo de 65% de lechada seca y una densidad de hasta 24 lbm/gal [2.88 g/cm3].
En el otro extremo del espectro, se están
desarrollando lechadas cuyas densidades son
cada vez menores para responder a situaciones
de cementación difíciles (arriba a la izquierda).
Anteriormente, la densidad de la lechada se
podía reducir solamente agregando agua o
usando un sistema de cemento con espuma
(cemento energizado). Sin embargo, aumentar el
contenido de agua de una lechada de cemento
Portland común produce cemento fraguado con
alta permeabilidad, baja resistencia a la compresión y escasa protección de la tubería de revestimiento contra la corrosión.
El cemento energizado se desarrolló hace
más de 20 años para aplicaciones de cementación ligera, y aún es útil en ciertas situaciones.4
Los sistemas de cemento energizado requieren
equipos especiales para incorporar nitrógeno o
aire a la lechada para reducir la densidad
(izquierda). Se agrega un surfactante a la lechada
para generar y estabilizar la espuma hasta que se
fragüe el cemento. Se han bombeado cementos
energizados con densidades que varían de los 3.5
a los 15.0 lbm/gal [0.42 a 1.80 g/cm3].5 Sin
embargo, el cemento energizado con una calidad
3. Maroy P y Baret JF: “Oil Well Cement Systems, Their
Preparation and Their Use in Well Cementing
Operations,” Patente europea 621,247 (7 de julio de 1999).
4. Para obtener mayor información acerca del cemento
energizado, consulte: de Rozières J y Griffin TJ: “Foamed
Cement” en Nelson EB: Well Cementing. Sugar Land,
Texas, EUA: Schlumberger Dowell (1990): 14-1–14-19.
5. Referencia 4: 14-1.
6. La calidad de la espuma es la relación entre el volumen
de gas y el volumen total del sistema, expresada como
porcentaje.
Para obtener mayor información acerca de la caracterización del cemento energizado, consulte: de Rozières J
y Ferrière R: “Foamed-Cement Characterization Under
Downhole Conditions and Its Impact on Job Design,” SPE
Production Engineering 6, no. 3 (Agosto de 1991): 297-304.
Oilfield Review
de la espuma mayor al 30%, o una densidad de
aproximadamente 9.0 lbm/gal [1.08 g/cm3] no
logra la baja permeabilidad y la resistencia de los
cementos LiteCRETE (abajo).6 Los cementos energizados se desempeñan adecuadamente en un
número limitado de aplicaciones específicas,
tales como el control de flujos de agua desde
capas cercanas a la superficie al perforar en
zonas de aguas profundas, pero los sistemas
LiteCRETE de fraguado rápido también se desempeñan bien en estas condiciones.
La distribución optimizada del tamaño de las
partículas y las partículas especiales de baja densidad de las lechadas LiteCRETE permiten el
ajuste de las propiedades de la lechada, independientemente del contenido de agua. Las lechadas
LiteCRETE más ligeras tienen densidades menores a 8.34 lbm/gal [1.00 g/cm3], suficientemente
ligeras como para que un cubo de cemento fra-
guado flote en el agua. A pesar de sus bajas densidades, estas nuevas lechadas ultraligeras contienen 60% de sólidos y 40% de agua cuando son
bombeadas. Una vez fraguados, los cementos
ultraligeros LiteCRETE logran la baja permeabilidad y alta resistencia a la compresión de la primera generación de cementos LiteCRETE.
Innovación para el control de calidad
Un factor importante para la aplicación exitosa
de la lechada de baja densidad y para lograr las
propiedades ideales del cemento fraguado es el
control de calidad. Una medida clave de la calidad de las lechadas de cemento es la fracción
sólida, es decir, el porcentaje de mezcla seca de
la lechada. La fracción sólida se puede calcular
dividiendo el volumen de lechada seca por el
volumen de la lechada de cemento, y multiplicando por cien. La fracción sólida más la porosi-
dad, o contenido de agua en la lechada, equivalen al 100%. En una operación de cementación
individual, los densitómetros miden la densidad
de la lechada, y la fracción sólida se calcula a
partir de las mediciones de densidad. En lechadas ultraligeras, sin embargo, las densidades de
la lechada seca y el agua de la mezcla son casi
iguales, por lo que los densitómetros no pueden
distinguir entre agua y sólido. La densidad sería
la misma incluso si la lechada estuviera compuesta completamente por agua. Aunque los trabajos pequeños se pueden mezclar por tandas
bajo estricto control de calidad en un laboratorio,
esto resulta poco práctico para trabajos que
requieren grandes volúmenes de lechada. El
equipo de ingeniería que desarrolló los sistemas
LiteCRETE de baja densidad reconoció la importancia de inventar una tecnología complementaria de control de calidad.
> Comparación de la permeabilidad del cemento fraguado. Los cubos de 8.0 lbm/gal [0.96 g/cm3] de cemento energizado y LiteCRETE flotan inicialmente en el
agua, como se muestra en la fotografía de la izquierda. Después de un período de segundos a minutos, la mayor permeabilidad del cemento energizado permite absorber el agua y provoca su hundimiento, como se muestra en las fotografías de lapsos de tiempo.
Cemento energizado
Cemento energizado
Cemento LiteCRETE
Logaritmo de la permeabilidad, mD
Resistencia a la compresión, lpc
3000
2500
2000
1500
1000
500
0
Cemento LiteCRETE
3
3500
2
1
0
-1
-2
-3
-4
8
9
10
11
Densidad, lbm/gal
12
13
8
9
10
11
Densidad, lbm/gal
12
13
> Comparación de la resistencia a la compresión y de la permeabilidad de cementos fraguados energizados y LiteCRETE.
Otoño de 2001
5
(4) Fracción sólida a partir de las densidades = (ρLechada– ρAgua de la lechada) / (ρMezcla– ρAgua de la lechada)
(5) Fracción sólida a partir de las tasas de flujo = (QLechada– QAgua de la lechada) / QLechada.
Ejemplos de cálculo de la fracción sólida a partir de las densidades
(8.38 – 8.34) / (8.45 – 8.34) = 36%
(8.42 – 8.34) / (8.45 – 8.34) = 72%
> Cálculos de la fracción sólida a partir de densidades y tasas de flujo. La porosidad
de la lechada y la fracción sólida se definen como la relación entre el volumen de
agua de la mezcla y de lechada seca, y el volumen de la lechada. La porosidad de la
lechada y la fracción sólida suman el 100%, como se muestra en las primeras tres
ecuaciones. La fracción sólida se puede calcular a partir de las densidades (cuarta
ecuación) o las tasas de flujo (quinta ecuación). Los ejemplos de cálculos de la fracción sólida de densidades de lechada cercanas a la densidad del agua demuestran
que una diferencia de +/- 0.02, o la resolución de un densitómetro, pueden producir
valores de la fracción sólida que varían entre el 36 y el 72%.
6
se ha mantenido dentro del 2% del objetivo de la
fracción sólida.
La tecnología SFM ha sido utilizada en 55 trabajos, 39 de los cuales incluyen sistemas
LiteCRETE, en Medio Oriente, México, Indonesia
y Francia. El sistema SFM se encuentra disponible en todo el mundo para su uso en lechadas
convencionales y LiteCRETE.
Evaluación de los cementos ligeros
El control de calidad durante la mezcla y el bombeo de lechadas es de fundamental importancia,
pero la evaluación del cemento fraguado es también clave para el éxito de un aislamiento de las
formaciones de larga duración. Una vez que la
lechada ha sido bombeada y se convierte en
cemento fraguado, es importante evaluar el
cemento para confirmar el éxito de su aplicación
70
1200
60
Slurry volume, bbl
1000
Caja de
conexiones
Medidor de flujo de agua
Pumpimg pressure, psi
El sistema SFM, inventado y patentado por
ingenieros del Centro de Productos Riboud de
Schlumberger en Clamart, Francia, es un nuevo
método para efectuar un control de calidad en
tiempo real de las lechadas, el cual determina
con precisión las relaciones entre líquido y
sólido, independientemente de la densidad de la
lechada.7 El sistema fue creado durante un proceso de desarrollo del producto con un plazo muy
ajustado de sólo 90 días, y se utilizó por primera
vez en Abu Dhabi. El sistema mide la proporción
de agua en la lechada y el flujo de la lechada y
calcula la fracción sólida a partir de dichas mediciones (arriba). Aunque la tecnología SFM fue
diseñada específicamente para operaciones de
cementación ligera, es eficaz para lechadas de
cualquier densidad.
La tecnología SFM permite que el personal a
cargo de la cementación mantenga las propiedades deseadas de la lechada mientras se mezclan y
bombean de manera continua grandes volúmenes
de lechada. El sistema requiere un medidor de
flujo para lechadas, el cual puede ser el densitómetro no radioactivo ya disponible en las unidades
de cementación, además de sensores adicionales
(un sensor que muestre el nivel de la lechada en el
tubo y un medidor de flujo de agua). Estos elementos se pueden agregar fácilmente a los equipos de mezclado terrestres o marinos (derecha).
Un programa de computación basado en Windows
contribuye a que el personal a cargo de la cementación monitoree y ajuste la lechada cada vez que
sea necesario, utilizando exactamente los mismos
procedimientos que en el mezclado convencional
(página siguiente). En una aplicación de campo del
sistema SFM, el 98% del volumen de la lechada
800
600
400
200
SFM
50
40
30
Solid fraction, %
(2) Fracción sólida (%) = VolumenMezcla/VolumenLechada x 100
(3) Fracción sólida + Porosidad = 100 %
Slurry rate, bbl/min
(1) Porosidad (%) = VolumenAgua en la lechada /VolumenLechada x 100
y su capacidad para satisfacer los objetivos. En la
mayoría de los casos, el cemento se aplica para
soportar la tubería de revestimiento, aislar zonas
de agua e hidrocarburos y proteger la tubería de
revestimiento de la corrosión o la erosión. Las
pruebas hidráulicas simples—pruebas de presión en la zapata de la tubería de revestimiento,
pruebas de formación con tubería de perforación
“secas” para determinar si el cemento evitará
que los fluidos entren al pozo, o pruebas a través
de los disparos para comprobar la comunicación
del espacio anular—no pueden asegurar que se
cumplan todos estos objetivos, de modo que se
han desarrollado herramientas de adquisición de
registros para evaluar el cemento, las que miden
las propiedades acústicas del cemento fraguado.8
Los registros acústicos se utilizan para evaluar la calidad de los trabajos de cementación,
midiendo la propagación de ondas de sonido en
las proximidades del pozo. Las herramientas
ultrasónicas miden la impedancia acústica—la
densidad del material multiplicada por la velocidad de la onda de compresión—del material que
se encuentra detrás de la tubería de revestimiento. En la mayoría de los casos, el material
sólido (cemento fraguado) muestra una impedancia acústica mayor que los líquidos (lodo, fluido
espaciador o cemento líquido). Por lo tanto, las
herramientas ultrasónicas se pueden utilizar para
diferenciar los sólidos de los líquidos a través de
un contraste de impedancia acústica. Si un material sólido se distribuye uniformemente alrededor
de la tubería de revestimiento a lo largo de
alguna longitud mínima requerida, se asegura el
aislamiento hidráulico.
Las herramientas sónicas se basan en un
principio diferente: la onda se propaga a lo largo
de la tubería de revestimiento. Las herramientas
sónicas responden a la impedancia acústica del
material sólido que se encuentra detrás de la
Slurry density, lbm/gal
Cálculos de la fracción sólida
20
10
0
0
8:01 8:06 8:11 8:16 8:21 8:26 8:31 8:36 8:41 8:46 8:51 8:56 9:01 9:06 9:11 9:17
Days
Sensor del nivel
del tubo
Densitómetro
Mezcladora
Tasa de flujo del agua
de la mezcla (Qw)
Tubo de 6 bbl
Tasa de flujo de
la lechada (Qs)
> Equipo SFM. Las unidades de cementación se pueden equipar con el sistema
SFM en cuestión de horas.
Oilfield Review
0.00 bbl/min
56.0%
59%
3.28
49%
0.00
0.00 bbl/min
54%
0.00 bbl/min
0.0 lbm/gal
0.0 bbl/min
16:18:27
> Control de calidad en tiempo real. Una computadora portátil (abajo) con el
programa SFM muestra instantáneamente datos cruciales en formatos convenientes y fáciles de leer (arriba).
tubería de revestimiento. Mientras más alta sea
la impedancia del material adherido al revestimiento, mayor será la atenuación de la onda. Sin
embargo, la atenuación se ve afectada por otros
parámetros, tales como la distribución de los
materiales sólidos y líquidos alrededor de la
tubería de revestimiento. Por ello, la interpretación de las mediciones de atenuación obtenidas
con herramientas sónicas por lo general es
mucho más difícil que la interpretación de un
mapa acústico proveniente de una herramienta
ultrasónica. La combinación de herramientas
sónicas y ultrasónicas es más efectiva cuando se
obtienen registros de cementos ligeros, ya que el
registro de Densidad Variable (VDL, por sus siglas
en inglés) de la herramienta sónica es la única
medición que proporciona información acerca de
la adherencia del cemento a la formación.
Entre las mediciones sónicas se incluyen los
registros de adherencia del cemento, tales como
los de la herramienta de Adherencia del Cemento
CBT, que se utilizan para evaluar la adherencia
entre la tubería de revestimiento y el cemento,
mediante ondas que se propagan de manera
paralela al revestimiento. Un transmisor envía
energía acústica y un receptor mide las señales
que retornan de ondas que se desplazan a través
de la tubería de revestimiento, el cemento, el
Otoño de 2001
lodo de perforación o alguna combinación de
éstos. Entre los elementos que caracterizan una
buena respuesta sónica se encuentran una amplitud o atenuación que corresponda a la impedancia acústica esperada para el cemento ubicado
detrás de la tubería de revestimiento, señales
inexistentes o débiles de la tubería de revestimiento en el registro VDL, y señales buenas a
potentes de la formación en el registro VDL.
Entre las herramientas ultrasónicas se
encuentran los dispositivos de Imágenes
Ultrasónicas USI y la herramienta de Evaluación
de la Cementación CET, que emiten ondas de alta
frecuencia que se propagan perpendicularmente
a la tubería de revestimiento. La energía que
retorna a los receptores depende de las impedancias acústicas de la tubería de revestimiento,
del fluido dentro de la tubería y del material en el
espacio anular. Puesto que las impedancias acústicas de la tubería de revestimiento y el fluido
que se encuentra en su interior son conocidas, es
posible determinar la impedancia acústica del
material en el espacio anular. A partir de esto, se
evalúa la adherencia entre la tubería de revestimiento y el cemento. Las mediciones de impedancia acústica se expresan por lo general en
Megarayleighs (Mrayl), o 106 kg/m2s. Una buena
respuesta ultrasónica es simplemente una impe-
dancia acústica superior a la del umbral de
líquido a sólido en toda la zona que rodea a la
tubería de revestimiento. Cuando se obtienen
estas respuestas satisfactorias a lo largo de un
tramo mínimo, se considera que las formaciones
que están debajo de ella se encuentran asiladas
hidráulicamente de las formaciones que se
encuentran por encima.
Un aspecto clave de las evaluaciones exitosas consiste en comprender las propiedades del
cemento fraguado que se esperan de una mezcla
dada. Los cementos LiteCRETE no están compuestos en un 100% de partículas de cemento.
Tienen una menor impedancia acústica que los
sistemas convencionales de cemento Portland de
1.90 g/cm3 [15.8 lbm/gal]; densidad comúnmente
utilizada para cementar las columnas de producción. Es más difícil interpretar registros de los
sistemas LiteCRETE que de los sistemas convencionales de cemento Portland de 1.9 g/cm3,
debido a que se reduce el contraste de impedancia acústica entre sólidos y líquidos. Puesto que
la densidad influye en la impedancia acústica
más que la velocidad, mientras más baja es la
densidad, más serio es el problema. Sin
embargo, los sistemas LiteCRETE también tienen
una mayor impedancia acústica—debido a la
mayor fracción sólida—que los sistemas de
cemento convencionales con la misma densidad,
de modo que es más fácil obtener registros en
ellos que en cualquier otro sistema de cemento
diseñado con la misma densidad.
Existen dos razones principales por las que se
pueden malinterpretar los registros acústicos
que pasan por los sistemas LiteCRETE. En primer
lugar, se espera que la respuesta sea tan buena
como para un sistema convencional de cemento
Portland de 1.9 g/cm3. Esta expectativa es incorrecta si se basa en el hecho de que estos dos
sistemas tienen casi la misma resistencia a la
compresión, ya que, de hecho, la respuesta de
los registros acústicos no tiene nada que ver con
la resistencia a la compresión. En segundo lugar,
la configuración predeterminada para algunas
herramientas se basa en la respuesta de un sistema de cemento Portland convencional de 1.9
g/cm3. Para evitar malinterpretar los registros
ultrasónicos de cualquier cemento ligero, se
puede determinar la impedancia acústica basándose en el tiempo de tránsito, la densidad y la
temperatura antes de obtener los registros.
7. Rondeau J y Vigneaux P: “Fluid Mixing System,”
Solicitud de patente de los EUA 09/726,784, ingresada el
11 de noviembre de 2000.
8. Para obtener mayor información acerca de la evaluación
de la cementación, consulte: Jutten J y Morriss S:
“Cement Job Evaluation,” en Nelson EB: Well
Cementing. Sugar Land, Texas, EUA: Schlumberger
Dowell (1990): 16-1–16-44.
7
IRAK
IRÁN
KUWAIT
Go
lf o
P ér
sic o
Go
ARABIA SAUDITA
lf o d
e O m án
EMIRATOS
ÁRABES UNIDOS
OMÁN
0
N
0
150
200
300 millas
400 km
> Medio Oriente. Varias formaciones de carbonatos de Medio Oriente son
zonas de hidrocarburos altamente productivas, pero expuestas a las pérdidas
de circulación.
Profundidad, pies
Pérdida de flujo, Corriente parásita, Corriente parásita, Pérdida de flujo,
arreglo superior arreglo superior
arreglo inferior
arreglo inferior
V
V
V
V
5
0
5
0
5
3600
3700
> Evidencia de corrosión. La corrosión exterior ocurre cuando fluidos agresivos pasan a través de cemento permeable. La corrosión se puede advertir en
las fotografías de la tubería de revestimiento (izquierda) y en las lecturas del
registro de Análisis de la Tubería PAL (derecha). La pérdida de flujo es un indicador de corrosión total; la pérdida de corriente parásita es una señal de
corrosión interna. La corrosión en la parte superior de la tubería de revestimiento es baja, excepto por un pequeño hueco alrededor de los 3602 pies. En
la parte inferior de la tubería de revestimiento, hay una corrosión interna masiva, indicada por la alta pérdida de flujo de 3712 a 3744 pies, y una corrosión
interna menor en el mismo intervalo.
8
El tiempo de tránsito del cemento fraguado se
puede medir usando un analizador ultrasónico de
cemento (UCA, por sus siglas en inglés); la impedancia acústica del cemento se puede calcular a
partir del tiempo de tránsito. Como alternativa,
se puede utilizar el módulo de diseño y evaluación de la cementación CBL Adviser del programa
CemCADE, para estimar la impedancia acústica
antes de que comiencen las operaciones de
cementación. Luego se puede ajustar la escala
del registro, o simplemente se puede interpretar
considerando cómo la impedancia acústica afectará las mediciones. Para registros ultrasónicos,
es cuestión de ajustar adecuadamente el umbral
de impedancia acústica entre líquidos y sólidos
como una función de la impedancia acústica del
lodo que fue desplazado y el cemento fraguado
que se encuentra detrás de la tubería de revestimiento. Además, la escala máxima de los mapas
de impedancia acústica y cemento se debe adaptar a la impedancia acústica del cemento fraguado. Para registros sónicos, se utiliza el
módulo CBL Adviser para predecir el 100% de la
amplitud de adherencia o atenuación con la cual
se comparan los valores medidos.
Quizás la información más significativa obtenida de las iniciativas de evaluación de las
cementaciones es si el trabajo de cementación
primaria es adecuado. Ésta es la base para determinar si son necesarias las operaciones de
cementación correctivas. En regiones con pérdidas de circulación extremas, la definición de
“adecuado” puede variar desde un cemento que
cubre la zona crítica hasta una adherencia del
100% desde la profundidad total hasta la zapata
del revestimiento anterior.
Prevención de la corrosión en
formaciones débiles de Abu Dhabi
Las formaciones Simsima y Umm El Radhuma de
Abu Dhabi, EAU, están compuestas por rocas
débiles de carbonato proclives a pérdidas de circulación masivas durante las operaciones de perforación y cementación (arriba a la izquierda). La
empresa Abu Dhabi Company for Offshore
Operations (ADCO) aborda esta situación de
manera adicional a las regulaciones locales, con
diseños de revestimientos específicos, y programas de fluidos que reducen al mínimo las pérdidas de circulación y la corrosión de la tubería de
revestimiento.9
Las salmueras corrosivas de la formación
pueden atacar la tubería de revestimiento, a
menos que la capa de cemento aísle y proteja la
tubería de revestimiento completamente
(izquierda). La práctica convencional consiste en
cementar la tubería de revestimiento en dos eta-
Oilfield Review
pas y efectuar un trabajo de llenado del espacio
anular si el cemento no llega a la superficie. Sin
embargo, las operaciones por etapas y los trabajos de llenado del espacio anular no son muy
deseables para el aislamiento a largo plazo. Las
operaciones de cementación por etapas son complicadas y tienen una tasa de falla relativamente
alta. La herramienta de trabajo en etapas, que es
similar a un manguito deslizable, tiende a ser un
punto débil y proclive a la corrosión. Más tarde
en la vida útil del pozo pueden desarrollarse filtraciones en la tubería de revestimiento en el
punto de la herramienta de trabajo en etapas.
Pozo de desarrollo
Instalación ligera
Pozo de desarrollo
Instalación pesada
La cementación hasta la superficie en una
operación de una sola etapa es el método ideal,
ya que elimina la posibilidad de que ocurran filtraciones desde una herramienta de trabajo en
etapas y la posibilidad de una cobertura lineal o
radial inadecuada efectuada por el trabajo de llenado del espacio anular. La selección de una
cementación primaria de la mayor calidad posible es una inversión práctica, ya que reduce la
necesidad de operaciones de cementación
correctivas durante la vida útil del pozo. Es igualmente importante que el cemento fraguado proteja el medio ambiente después del abandono
Pozo de gas
o de evaluación
Caliza de Dammam
Zapata de
revestimiento de
133⁄8 pulgadas
en o sobre Rus
Anhidrita/dolomita/
caliza de Rus
Zapata de
revestimiento de
133⁄8 pulgadas
en Fiqa
Zonas de pérdida de
circulación en las calizas
de Simsima y
Umm El Radhuma
Marga y lutita/
caliza de Fiqa
Caliza de Shilaif
Zapata de
revestimiento de
95⁄8 pulgadas sobre
la zona productiva
Lutita Nahr Umr
Revestimiento de
95⁄8 pulgadas
a través de la
zona productiva
Zonas productivas
> Diseños específicos de revestimiento y cementación en Abu Dhabi. Para los pozos de desarrollo se
puede instalar un revestimiento de 133⁄8 pulgadas bajo la formación Dammam (izquierda) o las formaciones Simsima y Umm El Radhuma (centro). La tubería de revestimiento de producción de 95⁄8 pulgadas
se instala bajo la lutita de Nahr Umr, la que es sensible a los fluidos a base de agua y requiere presión
hidrostática para su control. En ambos diseños, el desafío consiste en lograr la mejor calidad posible
de la cementación. Para pozos de gas o de evaluación, se instala un revestimiento de 133⁄8 pulgadas
debajo de las formaciones Simsima y Umm El Radhuma antes de penetrar la zona productiva (derecha).
En todos los casos, las lechadas ligeras LiteCRETE se pueden bombear hasta la superficie, resolviendo
los problemas de pérdidas de circulación y a la vez, proporcionando un completo aislamiento de las
formaciones.
Otoño de 2001
del pozo aislando las zonas de agua dulce, evitando la migración de fluidos hacia la superficie y
manteniendo la integridad de las adherencias de
la tubería de revestimiento con el cemento y del
cemento con la formación hasta mucho después
del abandono del pozo.10 Para este fin, ADCO considera que el ciclo de vida de un pozo dura 50
años.
El emplazamiento del cemento es difícil, ya
que las pérdidas de circulación ocurren rutinariamente en las formaciones Simsima y Umm El
Radhuma. El lodo a base de aceite o los fluidos
de perforación aireados, con densidades de 8.0
lbm/gal [0.96 g/cm3]—menos que la densidad
del agua—reducen las pérdidas durante la perforación; las lechadas de cemento ligeras son
necesarias para evitar pérdidas de fluidos
durante las operaciones de cementación.
Además, el cemento fraguado debe tener baja
permeabilidad para reducir al mínimo las posibilidades de corrosión en la tubería de revestimiento.
ADCO utiliza tres esquemas distintos de
revestimiento y cementación, según el pozo se
destine a una instalación ligera o pesada, o para
fines de evaluación o pozos de gas (izquierda).
Los sistemas ligeros LiteCRETE son parte clave
de cada diseño, ya que se pueden bombear a la
superficie sin fracturar la formación o provocar
pérdidas de circulación. Las propiedades de
cemento fraguado, particularmente la baja permeabilidad y la solubilidad extremadamente baja
al ácido, protegen la tubería de revestimiento de
la corrosión.
Puesto que se esperaba que el volumen bombeado en cada trabajo de cemento superara los
500 bbl [80 m3], la capacidad de producir lechada
de manera continua era crucial. El sistema SFM
fue aplicado por primera vez en Abu Dhabi, y a
junio de 2001, se habían efectuado allí 27 trabajos con LiteCRETE. De éstos, 25 tuvieron retorno
de cemento a la superficie.
9. Mukhalalaty T, Al-Suwaidi A y Shaheen M: “Increasing
Well Life Cycle by Eliminating the Multistage Cementer
and Utilizing a Light Weight High Performance Slurry,”
artículo de la SPE 53283, presentado en la Convención
Petrolera de Medio Oriente de la SPE, Bahrain, 20 al 23
de febrero de 1999.
10. Para obtener mayor información acerca del abandono
permanente de pozos, consulte: Slater HJ, Stiles DA y
Chmilowski W: “Successful Sealing of Vent Flows with
Ultra-Low-Rate Cement Squeeze Technique,” artículo de
las SPE/IADC 67775, presentado en la Conferencia y
Exhibición de Perforación de las SPE/IADC, Amsterdam,
Holanda, 27 de febrero al 1 de marzo de 2001.
9
Una de las tantas operaciones con LiteCRETE
realizadas con éxito en Abu Dhabi tuvo lugar en
un pozo que requería una tubería de revestimiento de 95⁄8 pulgadas en una sección de 121⁄4
pulgadas que se extendía desde los 1670 hasta
los 8355 pies [509 a 2547 m]. ADCO deseaba
cementar la tubería de revestimiento en una ope-
ración de una sola etapa. Se propuso la lechada
ligera LiteCRETE como lechada de bombeo inicial,
cuya densidad variaba de 8.3 a 9.5 lbm/gal [0.99
a 1.14 g/cm3].11 La tecnología SFM permitió al
personal a cargo del trabajo mantener una fracción sólida de aproximadamente el 55% (abajo).
La lechada de cola11 fue de cemento Portland
70
1200
30
400
20
200
Fracción sólida, %
40
600
Densidad de la lechada, lbm/gal
Presión de bombeo, lpc
Volumen de la lechada, bbl
50
800
Tasa de flujo de la lechada, bbl/min
60
1000
10
0
0
8:01 8:06 8:11 8:16 8:21 8:26 8:31 8:36 8:41 8:46 8:51 8:56 9:01 9:06 9:11 9:16
Tiempo, horas y minutos
3000
200
18
2700
180
16
2400
160
2100
140
14
12
10
8
6
1800
1500
1200
Temperatura, °C
20
Resistencia a la compresión, lpc
Tiempo de tránsito, µseg/pulgadas
> La tecnología SFM asegura un contenido de sólidos consistente. Las operaciones de cementación
en Abu Dhabi requerían una lechada ligera para evitar pérdidas de circulación. En este ejemplo, la
densidad de la lechada de bombeo inicial (curva verde) se mantuvo en valores sustancialmente menores a 10 lbm/gal [1.20 g/cm3], mientras que la fracción sólida (curva roja) se mantuvo relativamente
constante.
100
80
60
600
40
2
300
20
0
0
0
4
11. “Lechada de bombeo inicial” se refiere a la primera
lechada bombeada durante las operaciones de cementación primaria. “Lechada de cola” se refiere a la última
lechada bombeada durante las operaciones de cementación primaria. Por lo general, la lechada de cola cubre
la zona productiva y es más densa que la lechada de
bombeo inicial.
12. Los retornos son una indicación de la calidad de la operación de cementación y el único indicador de que
están ocurriendo pérdidas. Si se observan retornos y
las presiones de bombeo permanecen dentro del rango
esperado durante la operación, no se esperan problemas. Si no se observan retornos, o sólo se observan
retornos parciales, han ocurrido pérdidas durante la
operación. En este caso, el tope del cemento no será
tan alto como se planeó y puede necesitarse una
cementación correctiva.
Para obtener mayor información acerca de las operaciones de cementación, consulte: Piot BM y Loizzo M:
“Reviving the Job Signature Concept for Better Quality
Cement Jobs,” artículo de las IADC/SPE 39350, presentado en la Conferencia sobre Perforación de las
IADC/SPE, Dallas, Texas, EUA, 3 al 6 de marzo de 1998.
120
900
Clase G de 15.8 lbm/gal de densidad. Ambas
lechadas fueron desplazadas a 12 bbl/min [1.9
m3/min] por las bombas del equipo de perforación sin pérdidas, y 30 bbl [4.7 m3] de lechada
retornaron a la superficie.12 Una prueba de adherencia de la zapata efectuada a 1650 lpc [11.4
MPa] resultó exitosa.
Para asegurar el aislamiento de las formaciones y la cobertura de la tubería de revestimiento,
se corrieron las herramientas USI, CBT y de
Densidad Variable de manera conjunta, con el fin
de demostrar la calidad de la cementación. Sin
embargo, fue necesario estimar las lecturas de
mapas de cemento para los sistemas LiteCRETE
antes de la adquisición de los registros, de modo
que se pudieran incorporar a la evaluación valores de corte razonables para determinar la calidad de la cementación. Se utilizó la herramienta
UCA para medir la impedancia acústica del
cemento LiteCRETE. Las amplitudes del CBT para
adherencias de 100% y 80% con un sistema
LiteCRETE se estimaron utilizando el programa
CemCADE de simulación de la cementación
antes de obtener los registros. Los registros indican claramente que un cemento de alta calidad
llenó el espacio anular y cubrió toda la zona
(página siguiente). Los resultados también coincidieron con las predicciones formuladas en la
etapa de planificación. La resistencia a la compresión del cemento LiteCRETE superó los 2100
lpc [14.5 MPa] después de 22 horas de ejecutada
la operación, (abajo a la izquierda).
0
2
4
6
8
10
12
14
16
18
20
22
24
26
Tiempo, hr
> Desarrollo de la resistencia a la compresión de un cemento ultraligero. La lechada LiteCRETE de 8.3
a 9.5 lbm/gal comenzó a fraguar en 16 horas. Finalmente desarrolló una resistencia a la compresión de
más de 2100 lpc [14.5 MPa].
10
Oilfield Review
Amplitud
máxima
20 0 dB 75
Radio
Radio
interno interno
máximo máximo
5 pulg. 4 4 pulg. 5
Espesor
promedio
0.1 pulg. 0.6
Amplitud
Rev. Speed promedio
6 RPS 8 0 dB 75
Radio
Radio
interno interno
promedio promedio
5 pulg. 4 4 pulg. 5
Espesor
mínimo
0.1 pulg. 0.6
Amplitud
Excent. mínima
0 pulg.0.5 0 dB 75
Radio
Radio
externo externo
promedio promedio
5 pulg. 4 4 pulg. 5
Rayos
gamma,
API
0 pulg. 70
CCL
-20
Prof.
(pies)
4900
Radios
internos
menos radio
promedio
Amplitud
de eco
menos
el máximo
Líquido
MicroGas
or dry
espacio
microanular
seco
annulus
o de gas
Adherido
Impedancia
acústica
base
Mapa de cemento
con clasificación
de impedancia
5000
5100
5200
5300
5400
Prof.
(pies)
5200
0
mV
100
Registro de Densidad Variable
< Evaluación de una cementación en Abu Dhabi.
El mapa de cemento, Carril 9 en el registro USI
(arriba), muestra que el cemento se encuentra
distribuido uniformemente alrededor de la tubería
de revestimiento. El Carril 1 muestra la excentricidad de la herramienta (rojo) y el localizador de
los collares de la tubería de revestimiento (azul).
Los indicadores de procesamiento del registro
USI aparecen en el Carril 2 y la amplitud aparece
en el Carril 3. El Carril 4 muestra los diámetros de
la tubería de revestimiento. El mapa de diámetros
de la tubería de revestimiento se muestra en el
Carril 5. En el Carril 6, la curva azul indica el espesor máximo de la tubería de revestimiento, el
mínimo se muestra en rojo y el espesor promedio
se muestra en negro. Los rayos gamma se muestran en verde. El Carril 7 muestra la impedancia
acústica, aproximadamente 4 Mrayl. El índice de
adherencia se muestra en el Carril 8.
Los datos de la herramienta de Adherencia
del Cemento CBT (abajo) incluyen rayos gamma
(verde) y los tiempos de tránsito (azul y rojo) en
el Carril 1. El localizador de los collares de la tubería de revestimiento (verde) y la tensión del
cable (negro) aparecen en el Carril 2. La amplitud
se muestra en el Carril 3 y la imagen de Densidad
Variable, en el Carril 4.
La amplitud, 35 milivoltios (mV), es superior a
los 10 mV esperados para esta combinación de
cemento y tubería de revestimiento. Esta respuesta ocurre por lo general en casos de canalización, contaminación de cemento o la presencia
de un microespacio anular (micro anillo), el cual
es un pequeño espacio entre la tubería de revestimiento y el cemento. El cemento continuo, confirmado por el registro USI, elimina la posibilidad de
un canal. La impedancia acústica es ligeramente
superior a los 3 Mrayl, medidos en el laboratorio,
haciendo poco probable la contaminación, ya que
ésta generalmente disminuye la impedancia acústica. Por lo tanto, la respuesta del CBT refleja la
presencia de un microespacio anular entre el cemento y la tubería de revestimiento.
El microespacio anular fue creado durante las
pruebas de presión después de que el cemento
fraguara. Este ejemplo demuestra claramente la
importancia de combinar las herramientas CBT y
USI, ya que la herramienta USI es menos sensible
al microespacio anular lleno de líquido que la
herramienta CBT. Las respuestas de la formación,
presentes en todo el registro de Densidad Variable, pero más evidentes entre los 5232 pies y los
5274 pies, indican que el cemento está al menos
parcialmente adherido a la formación.
5300
Otoño de 2001
11
0
N
0
25
25
lf o
Go
50 millas
50
75 km
é
de M
xic o
Cantarell
MÉXICO
MÉXICO
> Campo Cantarell, México.
Cementación ultraligera en México
El gigantesco Campo Cantarell, ubicado en las
costas de México en Bahía de Campeche, es el
mayor campo petrolero de México (arriba).
Descubierto en 1979, produce aproximadamente
1.6 millones de barriles [407,000 m3] de petróleo
por día—42% de la producción diaria de
México—de formaciones fracturadas o cavernosas de carbonatos del Paleoceno y del Cretácico
Superior. Este campo también contribuye con el
30% de la producción de gas de las zonas marinas
de México. Las pérdidas de circulación durante
las operaciones de perforación y cementación en
este campo constituyen un gran desafío para el
operador—PEMEX Exploración y Producción—
debido a la posibilidad de inducir fracturas. Existe
la posibilidad de un aislamiento de las formaciones inadecuado, ya que es difícil emplazar una
columna de lechada de cemento lo suficientemente alta en el espacio anular.
Se han intentado muchas técnicas de cementación con cementos convencionales, pero los
resultados no han sido completamente satisfactorios. El emplazamiento inadecuado de las
lechadas de bombeo inicial y de cola en operaciones convencionales tuvo como resultado altos
costos de cementación correctiva, y aún así no
fue posible cubrir toda la sección revestida.
12
La adición de un empaquetador de revestimiento
ayudó a eliminar la cementación correctiva en la
parte superior de la tubería de revestimiento, pero
el emplazamiento de la lechada en el resto de la
sección siguió siendo un desafío, incluso cuando
se utilizaron dos tipos de lechadas. Las operaciones que utilizaron una única lechada convencional
de 1.35 g/cm3 [11.3 lbm/gal] tuvieron como resultado un aislamiento inadecuado de la formación
expuesta y sólo una modesta mejora en la altura
de la columna de cemento en el espacio anular.
El gradiente de fractura de la formación La
Brecha es de 5.88 kPa/m [0.26 lpc/pie]. La permeabilidad de la formación puede llegar a 5 darcys. La
formación se perfora utilizando un fluido de perforación con 65% de emulsión diesel y una densidad
de 0.89 g/cm3 [7.4 lbm/gal]. Las pérdidas de circulación son tan grandes que ningún fluido retorna a
la superficie durante la perforación. El fluido de
perforación de baja densidad puede ayudar a desplazar los recortes de perforación hacia fracturas y
cavidades naturales, limitando las pérdidas de fluidos durante las operaciones de cementación.
Puesto que no hay otra manera de mantener el
control del pozo durante la perforación y la cementación, se bombea agua de mar hacia el interior del
espacio anular durante la perforación, con el fin de
controlar la migración de gas.
En esta área son esenciales las lechadas de
cemento con una densidad similar a la del fluido
de perforación para reducir al mínimo las pérdidas posteriores hacia la formación. No es práctico el uso de cemento energizado, debido a sus
poco adecuadas propiedades al fraguar con tan
baja densidad. Las lechadas LiteCRETE se endurecen en sólo 3 horas, alcanzan una alta resistencia a la compresión, de 2000 lpc [13.8 MPa],
en 16 horas, tienen una pérdida de fluidos relativamente baja (26 cm3/30 minutos) y poseen densidades extremadamente bajas; propiedades
apreciadas por el operador.
Las lechadas ultraligeras se han utilizado con
éxito en tres pozos del Campo Cantarell. Por ejemplo, se utilizó una lechada LiteCRETE de 1.1 g/cm3
[9.2 lbm/gal] en el Pozo 2091, que había sido profundizado hasta los 2905 m [9531 pies] y se había
desviado 56° en busca de reservas adicionales de
petróleo. Se penetraron varias zonas de pérdidas
de circulación, perdiéndose 15,300 bbl [2430 m3]
de fluidos de perforación. Sin embargo, se
cementó con éxito una tubería de revestimiento
de 5 pulgadas, utilizando una lechada LiteCRETE
de 1.1 g/cm3 (página siguiente). Se utilizó la tecnología SFM para mezclar la lechada y controlar
su calidad de manera continua. Por primera vez en
este campo, la lechada cubrió completamente el
Oilfield Review
Collares
Amplitud
Tensión CBL sintético
Rayos gamma
discriminado Min
lbf
Max
0
API 100 0 100 0
mV 100 200 µsec 1200
Parte superior
de la tubería de
revestimiento
de 5 pulgadas
a 2361 m
Intervalo abierto
de 2485 a 2510 m,
pérdida total de
circulación
Tubería de
revestimiento de
75⁄8 pulgadas
a 2565 m
Tope del cemento
a 2490 m (70 m
encima de la
zapata de
revestimiento de
75⁄8 pulgadas)
, Aislamiento de la zona productiva en el Pozo
Cantarell 2091. La evaluación de la cementación
con el registro CBT confirmó que, por primera
vez en el Campo Cantarell, el cemento cubrió
toda la sección detrás de la tubería de revestimiento de 5 pulgadas, como se muestra en el
diagrama esquemático del pozo (izquierda) y su
registro (derecha). El Carril 1 muestra el registro
de rayos gamma (verde), los tiempos de tránsito
(azul y rojo) y el localizador de los collares de la
tubería de revestimiento (negro). La tensión del
cable se indica en el Carril 2. La amplitud, que se
muestra en el Carril 3, es relativamente baja por
debajo de los 2490 m, lo que confirma la presencia de cemento detrás de la tubería de revestimiento. Los datos de Densidad Variable se indican en el Carril 4, con señal de la tubería de
revestimiento débil o inexistente y respuestas de
la formación por debajo de los 2490 m, indicando
cemento detrás de la tubería de revestimiento.
La mayor amplitud y las fuertes respuestas de la
tubería de revestimiento por encima de los 2490
m demuestran que no hay cemento arriba de los
2490 m. El registro de adherencia de cemento no
alcanzó la profundidad total, debido a que el
pozo fue desviado 56º.
Línea de
adherencia
Registro de
Densidad
Variable
Parte inferior de
la tubería de
revestimiento de
5 pulgadas
a 2901 m
Otoño de 2001
13
de que las pérdidas de fluidos de perforación totalizaron 14,800 bbl [2350 m3]. Se obtuvieron registros del tope del cemento en la parte superior de la
tubería de revestimiento y el registro CBT mostró
más de un 90% de adherencia a lo largo de la sección cementada (izquierda). Nuevamente, se aplicó
la tecnología SFM, registrando una fracción sólida
y densidad estables durante el mezclado continuo.
PEMEX tiene planes para perforar 90 pozos
más en el Campo Cantarell. Se espera que otro
proyecto futuro, el desarrollo de reservas de
petróleo más profundas en la trampa Sihil bajo el
Campo Cantarell, también se beneficie de la tecnología de cementación ultraligera.
Parte superior de la
tubería de revestimiento
de 5 pulgadas a 2460 m
Intervalo abierto de
2520 a 2545 m, pérdida
total de circulación
Eliminación de la cementación
en etapas múltiples
Las prácticas óptimas de cementación pueden
resolver problemas mediante la eliminación de
operaciones de cementación en etapas múltiples, limitando la necesidad de aplicar cementación correctiva y proporcionando excelente
aislamiento de las formaciones con lechadas
ligeras. En muchos campos de Medio Oriente la
cementación de pozos es un desafío, especialmente el logro de retornos del cemento a la
superficie. Las pérdidas de circulación y el bajo
gradiente de fractura de las formaciones carbonatadas requieren el uso de cemento ligero. Las
gradientes de fractura pueden llegar a ser tan
bajos como 8.2 lbm/gal, lo que significa que
hasta una columna de fluidos compuesta sólo por
agua puede fracturar estas formaciones.
Para complicar aún más las cosas, en varias
formaciones existe el potencial de corrosión de
la tubería de revestimiento por el agua de formación si el aislamiento no resulta adecuado.
Tubería de revestimiento
de 7 pulgadas a 2596 m
Pérdida parcial a total
de circulación durante
la perforación
Parte inferior de la
tubería de revestimiento
de 5 pulgadas a 3004 m
> Éxito continuo. El Pozo Cantarell 61 también tiene cemento LiteCRETE en la
parte superior de la tubería de revestimiento de 5 pulgadas, a pesar de los desafíos planteados por las grandes pérdidas de circulación. El Carril 1 muestra
el registro de rayos gamma (verde), los tiempos de tránsito (azul y rojo) y el
localizador de los collares de la tubería de revestimiento (negro). La tensión
del cable se indica en el Carril 2. La amplitud se muestra en el Carril 3 y los
datos de Densidad Variable se indican en el Carril 4. El tope del cemento aparece por encima de los 2550 m, evidenciado por el gran aumento de amplitud
arriba de dicha profundidad y por el abrupto cambio de la respuesta del
registro de Densidad Variable.
espacio anular, un logro clave en este ambiente
lleno de desafíos. La zapata se probó con éxito a
500 lpc [3447 kPa].
En el Pozo Cantarell 53D, las pérdidas de
fluido durante la perforación totalizaron 7100 bbl
[1130 m3]. Se cementó con éxito una tubería de
revestimiento de 95⁄8 pulgadas a través de varias
zonas de pérdida de circulación, utilizando
lechada LiteCRETE de 1.1 g/cm3, la cual se mez-
14
cló de manera continua. El sistema SFM aseguró
que la lechada tuviera un 53% de fracción sólida
y fuera homogénea, estable y fácil de bombear.
En el Campo Cantarell, es común no tener retornos, pero durante este trabajo se observaron
retornos parciales.
La tubería de revestimiento de 5 pulgadas en
un tercer pozo, el Pozo Cantarell 61, fue cementada
utilizando lechada LiteCRETE de 1.1 g/cm3 después
13. El cemento puzolánico está compuesto de material silíceo producido por actividad volcánica o quema de hulla.
14. Para obtener mayor información acerca de los sistemas
de cemento, consulte: Le Roy-Delage S, Baumgarte C,
Thiercelin M y Vidick B: “New Cement Systems for
Durable Zonal Isolation,” artículo IADC/SPE 59132, presentado en la Conferencia sobre Perforación de las
IADC/SPE, Nueva Orleáns, Luisiana, EUA, 23 al 25 de
febrero de 2000.
Baumgarte C, Thiercelin M y Klaus D: “Case Studies of
Expanding Cement to Prevent Microannular Formation,”
artículo de la SPE 56535, presentado en la Conferencia y
Exhibición Técnica Anual de las SPE, Houston, Texas,
EUA, 3 al 6 de octubre de 1999.
Thiercelin MJ, Dargaud B, Baret JF y Rodríguez WJ:
“Cement Design Based on Cement Mechanical
Response,” artículo de la SPE 38598, presentado en la
Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE, San
Antonio, Texas, EUA, 5 al 8 de octubre de 1997.
15. Mohammedi N, Ferri A y Piot B: “Deepwater Wells
Benefit from Cold-Temperature Cements,” World Oil 222,
no. 4 (Abril de 2001): 86, 88 y 91.
Piot B, Ferri A, Mananga S-P, Kalabare C y Viela D: “West
Africa Deepwater Wells Benefit from Low-Temperature
Cements,” artículo de las SPE/IADC 67774, presentado
en la Conferencia y Exhibición Anual sobre Perforación
de las SPE/IADC, Amsterdam, Holanda, 27 de febrero al
1 de marzo de 2001.
Oilfield Review
90
9
80
8
70
7
60
6
50
5
40
4
30
3
20
2
10
1
Densidad de la lechada, lbm/gal
10
Tasa de flujo de la lechada, bbl/min
Fracción sólida, %
100
0
0
0
5
10
15
20
25
Tiempo, minutos
30
35
40
45
100
90
88% del volumen +/–2% del objetivo de fracción sólida
99% del volumen +/–0.2 lbm/gal
80
Volumen, %
70
60
Previamente, pozos similares se cementaban con
operaciones en tres etapas. Un objetivo clave fue
aislar una zona de poca profundidad y expuesta a
pérdidas de circulación. El pozo se perforó con un
fluido de perforación de 8.6 lbm/gal [1.03 g/cm3],
de modo que primero se bombearon 315 bbl [50
m3] de lechada LiteCRETE de 8.4 lbm/gal [1.00
g/cm3], seguida de 30 bbl [4.7 m3] de cemento
común Portland Clase G de 15.8 lbm/gal. Las
operaciones de cementación se llevaron a cabo
sin dificultades según lo diseñado, con 98% de
retorno de lechada de bombeo inicial y 100% de
retorno de lechada de cola en la primera etapa de
la operación. El objetivo de un 54% de fracción
sólida se mantuvo utilizando la tecnología SFM
(izquierda). La resistencia a la compresión de la
lechada LiteCRETE a las 24 horas fue de 1300 lpc
[8963 kPa] a 119°F [48°C]. La segunda etapa, que
consistió en bombear 152 bbl [24 m3] de lechada
puzolánica de 13.5 lbm/gal [1.62 g/cm3], tuvo un
retorno del 100%.13
50
40
30
20
10
0
0
10
20
30
40
50
60
Fracción sólida, %
70
80
90
100
> Operaciones según lo diseñado. La tecnología SFM (arriba) ayudó a los ingenieros de campo a mantener el objetivo de un 54% de fracción sólida (abajo) en todas las operaciones de cementación.
Como en cualquier otra región, el balance
entre el costo y la calidad es importante para los
operadores de Medio Oriente; la cementación
correctiva agrega gastos y complica las operaciones del campo. Dada la necesidad de un cemento
fraguado de alta calidad y una lechada de baja
densidad, los operadores han usado la tecnología
CemCRETE por varios años.
Las lechadas LiteCRETE más ligeras permiten
a los operadores combatir la corrosión de la tubería de revestimiento, lograr un buen aislamiento
de las formaciones y evitar el flujo transversal
entre zonas de pérdidas de circulación y formaciones débiles. Las lechadas ligeras permiten
una cementación en una sola etapa con una
lechada que, una vez fraguada, muestra una
buena resistencia a la compresión y una baja permeabilidad a los fluidos de la formación.
En muchos casos, las operaciones en dos etapas son necesarias debido a la gran longitud—
que a menudo supera los 3500 pies [1067 m]—de
espacio anular no cementado y a la debilidad de
Otoño de 2001
las formaciones. En un pozo, la primera etapa
consistió en 71 bbl [11 m3] de lechada LiteCRETE
de 8.2 lbm/gal bombeada delante de la lechada
de cola de 15.8 lbm/gal [1.9 g/cm3]. En la
segunda etapa, 240 bbl [38 m3] de lechada
LiteCRETE de 8.2 lbm/gal precedieron a los 131
bbl [21 m3] de lechada de cemento convencional
de 12.5 a 15.8 lbm/gal [1.50 a 1.90 g/cm3]. La
operación se llevó a cabo sin dificultades, con
retornos parciales a la superficie. Un trabajo de
llenado del espacio anular de 20 bbl [3 m3] llevó
el cemento hasta la superficie, indicando que el
tope del cemento logrado con el trabajo
LiteCRETE fue relativamente alto. Anteriormente,
se requerían tres o cuatro trabajos de llenado
del espacio anular para llevar el cemento a la
superficie. La resistencia a la compresión de
la lechada LiteCRETE a las 24 horas fue de 1175
lpc [8101 kPa].
En otro pozo, se cementó una tubería de
revestimiento de 133⁄8 pulgadas desde los 3368
pies [1027 m] hasta la superficie en dos etapas.
Desarrollos futuros
La tecnología LiteCRETE está teniendo éxito en
ambientes en que otros cementos ligeros y ultraligeros han probado no ser óptimos, haciendo
posible el aislamiento de zonas de baja presión
que no pueden tolerar fluidos más pesados que el
agua. A junio de 2001, se habían llevado a cabo
más de 35 trabajos con LiteCRETE con densidades menores a 10 lbm/gal [1.20 g/cm3] en Europa, Medio Oriente, y América Central y del Sur.
La mayoría de estas operaciones incluyeron mezclado continuo con la nueva tecnología SFM. El
volumen total bombeado utilizando la tecnología
SFM supera los 25,000 bbl [3970 m3] sin fallas.
El éxito del diseño de la distribución del tamaño de las partículas está abriendo el camino al
desarrollo de tecnologías para aplicaciones de
cementación más exigentes. Las nuevas aplicaciones de esta tecnología ofrecen cementos más
duros y flexibles.14 La cementación en aguas
profundas a bajas temperaturas también está
mejorando, a medida que se modifican nuevas
tecnologías de cementación para ajustarlas a las
condiciones de cementación más extremas.15 La
cementación a altas temperaturas sigue siendo
un desafío, pero se está trabajando en la dirección correcta para satisfacer las exigencias específicas de los ambientes de cementación más
difíciles.
—GMG
15
Elevación de los estándares
de calidad de los datos sísmicos
Los datos sísmicos han mejorado, gracias a un grupo de ingenieros y geofísicos que
desarrollaron el sistema de adquisición sísmica marina más avanzado del mundo.
Hay que ver la nitidez de las nuevas imágenes para creerlo.
Phil Christie
David Nichols
Ali Özbek
Cambridge, Inglaterra
Tony Curtis
Leif Larsen
Alan Strudley
Gatwick, Inglaterra
Randall Davis
Houston, Texas, EUA
Morten Svendsen
Asker, Noruega
16
Durante los últimos 20 años, la industria del
petróleo y del gas se ha beneficiado de notables
avances en las técnicas sísmicas. En lugares en
que antes los levantamientos sísmicos cubrían un
fragmento bidimensional del subsuelo, ahora es
posible ver volúmenes tridimensionales. La adquisición marina de datos que comenzó con un único
cable de sensores que se llevaba a remolque;
ahora implica la instalación de un conjunto de
cables sísmicos marinos que cubren un área del
tamaño de un campo de golf. Los levantamientos
sísmicos marinos y terrestres son preprocesados
a bordo o en el campo, reduciendo el tiempo de
entrega de los datos de años a semanas. Los
cables para fondo marino con múltiples componentes registran las ondas de compresión y de
cizalla para el análisis de la litología y del conte-
nido de fluidos del yacimiento. Un sofisticado procesamiento de datos y mejores capacidades de
computación permiten a los geofísicos extraer
imágenes de ambientes geológicos notablemente
difíciles, como zonas de fallas complejas, áreas
bajo domos salinos y por debajo de yacimientos
someros de gas. Los registros adquiridos para
aplicar la técnica de lapsos de tiempo ayudan a
los científicos a comprender y rastrear los cambios en los fluidos, las presiones y los esfuerzos a
medida que se producen los hidrocarburos, facilitando una óptima explotación de las reservas.
Estas innovaciones están ayudando a hacer
de los datos sísmicos una herramienta vital para
cada etapa de las iniciativas de Exploración y
Producción (E&P, por sus siglas en inglés), en un
momento en que muchas compañías petroleras
Por su colaboración en la preparación de este artículo, se
agradece a Mark Egan, Olav Lindtjorn y Steve Morice,
Gatwick, Inglaterra; y Peter Canter, Leendert Combee
James Martin y Nils Lunde, Asker, Noruega. Se extiende un
reconocimiento especial a todos los miembros de los
Dominios de Adquisición Central, Posicionamiento y
Recepción del Centro de Tecnología de Oslo, Noruega, por
su contribución a la excelente iniciativa de ingeniería descrita en este artículo.
Monowing, Q, Q-Fin, Q-Marine y TRINAV son marcas de
WesternGeco.
Oilfield Review
Nivel decreciente de ruido por debajo de la señal
Variación de sensibilidad del sensor,
pérdidas de nivel del hidrófono
Ruido del oleaje
Variación fuente-señal
Direccionalidad de la fuente
Precisión del posicionamiento
Repetibilidad del posicionamiento
Monitoreo del yacimiento mediante la
técnica de lapsos de tiempo
Interpretación estratigráfica
Interpretación estructural
> Fuentes significativas de ruido detectadas en datos sísmicos marinos. Las barras
horizontales muestran los niveles de ruido presentes en los datos estándar procesados. Los efectos del ruido del oleaje y la variación fuente-señal se pueden aminorar
mediante un procesamiento que reduce el ruido a los niveles indicados por las flechas.
Las bandas de color vertical muestran el nivel de ruido que se puede tolerar en diferentes aplicaciones de datos sísmicos interpretados. Para la interpretación estructural, se pueden tolerar niveles de ruido mayores que para la interpretación estratigráfica, y la interpretación de datos sísmicos para monitoreo de yacimientos mediante la
técnica de lapsos de tiempo requiere los menores niveles de ruido posibles.
están poniendo énfasis en mejorar la producción
de los activos existentes.
La optimización y el rápido desarrollo de nuevos activos a partir de una cantidad menor de
pozos, aumentan la dependencia en la geofísica
de los yacimientos para construir modelos del
subsuelo que tengan un poder predictivo real.
Debido a que un gran número de los usos
recientemente inventados—procesamiento de
imágenes para ubicación de pozos, predicción de
la presión de poro y monitoreo de los frentes de
fluidos—requieren datos extremadamente precisos, existe una creciente demanda de datos de la
mayor calidad posible. Para datos sísmicos, la
alta calidad se define como una alta relación
señal-ruido y un gran ancho de banda, o rango de
frecuencias contenido en la señal. A lo largo de
los años, se ha puesto una gran atención y cuidado en el desarrollo de programas de diseño de
levantamientos sísmicos y de esquemas eficaces
de procesamiento de datos, con el objetivo de
aumentar la calidad de la señal al mejorar el
ancho de banda y las amplitudes de la señal
obtenida, y suprimir el ruido para aprovechar al
máximo cada bit de datos que se obtenga. Pero
Otoño de 2001
cabe la siguiente pregunta, ¿es posible obtener
datos sísmicos aún mejores? La respuesta es sí,
pero para comprender cómo, primero debemos
examinar el problema del ruido.
¿Qué causa el ruido?
Hace unos 10 años, los científicos e ingenieros
de lo que hoy es WesternGeco comenzaron a
examinar el origen del problema del ruido.
Propusieron una iniciativa de dos etapas y conceptualmente simple para mejorar la calidad de
los datos marinos. En primer lugar, identificar
cada fuente significativa de ruido en los datos
sísmicos y luego suprimirla o minimizarla.
A través de un exhaustivo análisis de los
datos obtenidos a partir de los sistemas de adquisición existentes y de un modelado adicional,
fueron capaces de cuantificar el nivel de ruido en
relación con la señal para cada tipo de ruido
(arriba). Se tuvieron en cuenta docenas de causas
potenciales, incluidos el posicionamiento de la
fuente y del receptor, las distorsiones debidas a
las variaciones de la fuente, la sensibilidad del
receptor, los sistemas electrónicos de grabación y
el movimiento de las embarcaciones y del agua.
Se determinó que las fuentes predominantes de
ruido fueron la acción del oleaje en la superficie,
la variación en las características de la fuente y
los errores de posicionamiento asociados con los
grupos de recepción. En algunos casos, los niveles de ruido fueron lo suficientemente altos como
para dificultar la interpretación de las imágenes
obtenidas. Sólo mediante la reducción del ruido a
su nivel más bajo posible, se pueden utilizar los
datos sísmicos para una interpretación estratigráfica confiable mediante la técnica de lapsos
de tiempo.
Este artículo detalla los esfuerzos de los geofísicos, ingenieros y expertos en procesamiento
de señales para reducir al mínimo estas fuentes
de ruido, mejorar la calidad de la señal y producir imágenes adecuadas para una interpretación
en detalle. Se describe cómo los métodos tradicionales de adquisición de datos y de supresión
de ruidos resultan insuficientes y cómo los avances en los sistemas de adquisición de datos—
especialmente un nuevo enfoque de punto
receptor—están contribuyendo a obtener un salto
significativo en la calidad de los datos sísmicos.
17
Adquisición tradicional de datos marinos
Los levantamientos sísmicos marinos se obtienen
mediante embarcaciones que remolcan cables
sísmicos, o cables instrumentados, para grabar
señales de tiros disparados a medida que la
embarcación maniobra a lo largo del objetivo
(derecha). Un típico cable sísmico marino tiene
una longitud de 3000 a 8000 m [9800 a 26,200
pies] y, en la adquisición convencional de datos,
arrastra cientos de grupos receptores de 12 a 24
hidrófonos que alimentan un canal de registro
único (abajo). En principio, la suma de las señales
detectadas antes de efectuar el registro—un
paso llamado formación del conjunto—mejora la
relación señal-ruido. Sin embargo, la formación
del conjunto puede dañar de manera irreparable
la fidelidad de la señal y reducir la eficacia de los
pasos de procesamiento subsiguientes, destinados a atenuar el ruido que pasa por el cable sísmico. Para reducir al mínimo el ruido de las olas en
la superficie del mar, los cables sísmicos se remolcan a una profundidad especificada en la etapa de
planeamiento del levantamiento, usualmente de
6 a 10 m [20 a 33 pies]. El remolque a menores
profundidades puede aumentar el contenido de
alta frecuencia de la señal registrada, pero por lo
general también aumenta el nivel de ruido.
Las embarcaciones para alto rendimiento de
adquisición de datos pueden remolcar de 12 a 16
cables sísmicos, con una separación de 50 a 100
m [160 a 330 pies] entre sí. Los deflectores basados en la tecnología Monowing de cables sísmicos múltiples, se instalan en la parte delantera del
cable sísmico para ayudar a mantener el espacio de
separación entre los cables.1 Mientras los deflectores Monowing controlan la separación de los
cables sísmicos en la parte delantera, lo que ocurre después de ese punto es cosa de la naturaleza.
Actualmente, las mareas y otras fuerzas pueden hacer que los cables sísmicos se levanten o
se desplacen hacia los lados desde las posiciones
programadas y, en casos extremos, se pueden
enredar. Los cables sísmicos enredados se deben
> Cables sísmicos marinos, o cables instrumentados, para registrar señales a medida que la embarcación
sísmica avanza a lo largo del objetivo.
llevar nuevamente a las embarcaciones y desenredarse en forma manual, generando tiempo no
productivo.
Cualquier aplicación de datos sísmicos
requiere información precisa acerca de la posición, y algunos usos, como el monitoreo sísmico
mediante la técnica de lapsos de tiempo, exigen
un posicionamiento repetitivo. Para asegurar que
la disposición para la adquisición de datos se
encuentre documentada con precisión, se utilizan
sensores de posicionamiento para determinar la
posición de cada fuente y receptor en cada punto
de tiro a medida que avanza la embarcación. Las
mediciones a través del Sistema de Posicionamiento Global (GPS, por sus siglas en inglés) utilizan satélites para detectar y apuntar la posición
de la embarcación con una resolución de tres
Grupos análogos convencionales
Grupo convencional único, 24 hidrófonos individuales
16.12 m
longitud del grupo
metros. Con los sistemas tradicionales, las posiciones de las fuentes y los receptores sísmicos en
relación con la embarcación se calculan utilizando
información enviada por sensores acústicos y
sensores de cabecera montados en las redes de
cables sísmicos, al comienzo y al final de cada
cable (página siguiente, extremo derecho). Las
posiciones delantera y trasera de los cables sísmicos se conocen con precisión. Sin embargo, las
posiciones de sensores individuales se estiman a
partir de la forma de un cable sísmico marino, que
se calcula mediante el uso de sensores de cabecera montados en cables sísmicos ubicados en
unos pocos puntos a lo largo del cable, lo que
puede introducir errores significativos.
La típica fuente sísmica es un conjunto compuesto por subconjuntos, cada uno de los cuales
12.5 m
intervalo del grupo
16.12 m
longitud del grupo
> Grupos intercalados de hidrófonos que alimentan un canal de registro único. Las señales de cada hidrófono en un grupo se suman para producir una única
traza registrada por grupo.
18
Oilfield Review
contiene hasta seis cañones de aire, separados
por unos 3 m [10 pies] (abajo). Como los cables
sísmicos marinos, los conjuntos de cañones de
aire son remolcados a una profundidad de 6 a 10
m. Los conjuntos arrastrados a menor profundidad producen resultados insuficientes; en lugar
de una ráfaga de cañones de aire que se propaga
en dirección descendente, sólo se producen burbujas en la superficie del mar, ya que no hay suficiente presión hidrostática para formarlas de
manera adecuada. Las fuentes producen señales
que son alteradas por interferencias destructivas
entre las ondas de sonido directas descendentes
y las ascendentes primero, y se reflejan en la
superficie marina—fantasmas—sólo unos cuantos milisegundos después. De manera similar, los
receptores sufren interferencias entre las reflexiones ascendentes y los fantasmas descendentes, reflejados en la superficie marina. Mientras
más cerca de la superficie se encuentren la
fuente o el cable sísmico, habrá mayor contenido
de alta frecuencia en la señal registrada, pero
será mayor la pérdida de bajas frecuencias de
penetración profunda y también será mayor el
ruido. Mientras más profundo se encuentren la
fuente o el cable sísmico, mayor será el contenido de baja frecuencia y menor el ruido, pero a
costa de perder señales de alta frecuencia. La
señal de un conjunto de fuentes puede variar de
disparo a disparo, dependiendo de las variaciones en los tiempos individuales de disparo del
cañón, la presión de la cámara del cañón, la geometría del conjunto y la imposibilidad de hacer
un disparo. Estas variaciones de disparo a disparo pueden reducir la precisión y la capacidad
de repetición de los levantamientos sísmicos.
1. Beckett C, Brooks T, Parker G, Bjoroy R, Pajot D, Taylor P,
Deitz D, Flatten T, Jaarvik LJ, Jack I, Nunn K, Strudley A y
Walker R: “Reducing 3D Seismic Turnaround,” Oilfield
Review 7, no. 1 (Enero de 1995): 23-37.
2. Svendsen M y Larsen L: “True 4D-Ready-Seismic Utilizing
Q-Marine,” artículo de la OTC 13163, presentado en la
Conferencia de Tecnología Marina, Houston, Texas, EUA,
30 de abril al 3 de mayo de 2001.
> Posicionamiento de redes en las partes delantera (arriba) y posterior (abajo) de los cables sísmicos. Los sensores del Sistema de
Posicionamiento Global (GPS, por sus siglas
en inglés), las brújulas y los sensores acústicos proporcionan mediciones que ayudan a
calcular la posición de las fuentes y de los
receptores en el conjunto de cables sísmicos.
Fuente
Cable sísmico marino
Hidrófono
Brújula
Flotación
Giróscopo
Adquisición marina mejorada
Los geofísicos e ingenieros de WesternGeco diseñaron varias maneras de suprimir el ruido relacionado con los cables sísmicos, el posicionamiento y
las fuentes; ruido que dificulta la adquisición tradicional. Varios equipos del Centro de Tecnología de
Oslo, Noruega, cooperaron para superar los enormes desafíos técnicos que implicaban perfeccionar
la tecnología Q de punto receptor. El resultado de
su trabajo, el sistema Q-Marine, proporciona datos
sísmicos marinos de calidad insuperada hasta
ahora. El nuevo sistema incluye mejoras en la sensibilidad del receptor y de la precisión del posicionamiento, cables sísmicos direccionables, un
mejor control de la fuente y una adquisición de
punto receptor que proporciona de manera consistente datos repetibles de alta calidad.
Para solucionar el problema de la variación de
sensibilidad de los receptores, los ingenieros de
fabricación crearon nuevos hidrófonos tubulares
de alta fidelidad, con especificaciones de sensibilidad estrictas y estables. Por lo general, los
hidrófonos sufren presiones hidrostáticas que
con el tiempo pueden afectar la sensibilidad o
incluso destruir los sensores. Los nuevos hidrófonos tienen una capacidad mucho mayor de supervivencia a cierta profundidad y sensibilidades
más estables, ya que se prueban en el proceso de
fabricación y se desempeñan de manera constante en lo sucesivo. Cada hidrófono tiene su propio certificado de calibración, y todos los valores
de sensibilidad se almacenan en los dispositivos
electrónicos del cable sísmico para calibración
automática de datos.2
Red delantera
Distancia de 3000 m
Configuración típica
Subconjun
to de 18.5
seis posici
m,
ones de ca
ñón por su
bconjunto
Profundidad
de remolque
de 6 a 10 m
Separación
de
los subcon
junt
de 15 a 20 m os
Red posterior
> Cada subconjunto de cañones de aire contiene seis cañones de aire. La calidad de cada disparo
sísmico depende del tamaño, de la ubicación y del tiempo de disparo de cada cañón del conjunto.
Otoño de 2001
19
Con los avances recientes acontecidos en la
electrónica y en las redes de fibra óptica, el sistema puede registrar más de 4000 hidrófonos por
cable sísmico de 12 kilómetros [8 millas], para un
máximo de 80,000 canales. La cuadruplicación
resultante en la capacidad del ancho de banda, en
comparación con los sistemas de adquisición tradicionales, abre la posibilidad de subir al barco los
datos de punto receptor recién adquiridos, para
efectuar un procesamiento avanzado con algoritmos digitales de formación de grupos, los cuales
se abordarán más adelante en este artículo.
El nuevo sistema de adquisición lleva un sistema de establecimiento de rangos acústicos en
toda la longitud del cable sísmico. Las fuentes
acústicas distintivas ubicadas cada 800 m [2600
pies] a lo largo de los cables sísmicos emiten
señales que se pueden grabar en cualquier hidrófono sísmico. La temporización relativa de cada
llegada de datos permite computar un conjunto de
rangos o distancias entre la fuente y los hidrófonos a través de toda la red (abajo a la izquierda).
Los rangos acústicos se usan como información de
entrada para un ajuste de los rangos de la red que
se extienden entre lecturas del GPS. El resultado
es una precisión absoluta de posicionamiento
dentro de los 4 m [13 pies] en cualquier punto a lo
largo de los cables sísmicos. El esfuerzo computacional necesario para resolver el ajuste de la red
en el mar es muchas veces mayor que el necesario para alcanzar una solución convencional.
Mientras todos los sistemas tradicionales de
adquisición de datos permiten controlar la
profundidad del cable sísmico, sólo el método
Q-Marine permite un direccionamiento horizontal activo además del control de profundidad.
Sistemas de establecimiento de rangos acústicos
Separación de los cables sísmicos, m
400
300
200
100
0
–100
–200
–300
–400
10,000
8000
6000
4000
2000
0
Distancia de la embarcación, m
> Nuevo sistema de posicionamiento Q-Marine implementando una completa red acústica a
lo largo de todo el cable sísmico. Ahora se puede calcular el posicionamiento del receptor dentro de los 4 m [13 pies] en cualquier punto a lo largo de los cables sísmicos. Además de la información de rango (naranja) de las redes posteriores (izquierda) y delanteras (derecha), la
red completa de cables sísmicos para esta configuración de 10 cables sísmicos calcula rangos de cientos de puntos intermedios (azul).
10 cm
4 pulgadas
> Dispositivo de direccionamiento Q-Fin para controlar la separación y la posición de los
cables sísmicos mediante el direccionamiento horizontal y vertical del cable sísmico.
20
Oilfield Review
Controlador del posicionamiento
Datos del rango
Datos del
posicionamiento
Sistema de navegación TRINAV
Datos de
navegación
Cables sísmicos
Posiciones del
cable sísmico medidas
Posiciones del cable
sísmico requeridas
Controlador de direccionamiento
> Flujo de los datos de direccionamiento de los cables sísmicos. Los datos de posicionamiento que provienen
del cable sísmico se ingresan al controlador del posicionamiento, el que calcula las posiciones del cable sísmico en términos de rangos, o distancias, entre hidrófonos. El sistema de navegación TRINAV usa los rangos
para calcular las posiciones reales, las cuales se registran como datos de navegación, y además entrega las
posiciones al controlador del direccionamiento para retroalimentar los cambios, si fuese necesario.
La orientación del cable sísmico se puede modificar lateralmente para lograr una cobertura
óptima, permitiendo que los cables sísmicos
sean remolcados con separaciones tan pequeñas
como de 25 m [82 pies], lo que reduce en gran
medida el riesgo de enredos. Una separación
pequeña entre cables sísmicos permite un muestreo de mayor resolución para lograr un mejor
procesamiento de imágenes, y el equipo marino
se puede dirigir de manera segura cerca de peligros potenciales, tales como las instalaciones de
superficie. Los cables sísmicos direccionables
son ideales para levantamientos sísmicos de
yacimientos, ya que permiten giros de embarcaciones significativamente más rápidas, logrando
un ahorro de tiempo de gran importancia en
Otoño de 2001
levantamientos efectuados sobre superficies
relativamente pequeñas. El control de la dirección mejora la logística de la instalación y la
recuperación de los cables sísmicos, otorgando
mayor seguridad a la cubierta trasera. Las operaciones de adquisición de datos son más seguras,
ya que requieren menor tiempo operativo sobre
la cubierta trasera.3
Los dispositivos de direccionamiento se ubican cada 400 a 800 m [1300 a 2600 pies] a lo
largo del cable sísmico. El sistema de direccionamiento Q-Fin de WesternGeco tiene aletas
controlables de manera independiente para dirigir los cables sísmicos hacia arriba, hacia abajo y
hacia los lados (página anterior, abajo). A diferencia de los dispositivos tradicionales, que se
sujetan con abrazaderas debajo del cable sísmico, el ensamblaje del sistema Q-Fin es parte
integral del cable sísmico. Esta innovadora configuración maximiza la elevación hidrodinámica y
ayuda a reducir el ruido acústico asociado con la
dirección del cable sísmico.
El mecanismo Q-Fin se controla mediante un
controlador de dirección, el que compara las posiciones de los cables sísmicos calculadas en el
sistema de navegación con las posiciones deseadas y ajusta la orientación del cable sísmico
según se requiera (arriba). El controlador calcula
las fuerzas que se requieren para que cada aleta
3. Swinsted N: “Una mejor manera de trabajar,” Oilfield
Review 11, no. 3 (Otoño de 1999): 50-64.
21
Levantamiento sísmico 1
Levantamiento sísmico 2
> Dos levantamientos sísmicos (izquierda y derecha) con posiciones de cables sísmicos repetidas en una prueba con cuatro
cables sísmicos. Para cada levantamiento se calculan las posiciones para los cuatro cables sísmicos (arriba), mostrando una
separación constante entre ellos. Las fuerzas que se requieren para lograr las posiciones deseadas se indican con flechas
blancas (abajo).
direccionadora coloque a todos los cables sísmicos en sus ubicaciones adecuadas (arriba).
La capacidad de dirección de los cables sísmicos Q-Marine reduce la necesidad de líneas de
relleno; las líneas que se disparan para llenar
vacíos después de que se completa la mayor
parte de la adquisición de datos. Esto se traduce
en un menor tiempo de ejecución de los levantamientos y en un menor tiempo no productivo. Un
mejor direccionamiento también produce datos
de mayor calidad, ya que un espaciado de líneas
sísmicas consistente proporciona una cobertura
de área más uniforme.
Para reducir aún más el ruido, los expertos en
fuentes sísmicas han diseñado mejoras en los
conjuntos marinos de cañones de aire, que generan tanto energía sísmica como ruido no deseado.
Las variaciones de un disparo al siguiente a la
salida de un conjunto de cañones de aire producen ruido no deseado en las señales registradas.
Los sistemas de control de los conjuntos de cañones están diseñados para evitar que esto ocurra,
pero los eventos fuera de las tolerancias de los
sistemas de control pueden conducir a niveles
22
inaceptables de variación en la salida del conjunto. Los cambios menores de presión de aire en
diferentes cañones y la acción de las olas en la
superficie del mar pueden provocar una señal de
fuente impredecible. Para compensar estas situaciones, se deben medir y calibrar las variaciones
en el campo de presión que rodea los cañones de
aire, debido a la presencia de otros cañones de
aire y otras variaciones de la presión hidrostática.
Puesto que la señal de fuente se debe eliminar, o deconvolucionar, de los datos registrados
antes de un procesamiento más detallado, la
falta de una señal completamente predecible ha
obligado a los geofísicos a confiar en técnicas de
deconvolución basadas en métodos estadísticos.
Sin embargo, estas técnicas proporcionan sólo
respuestas aproximadas y pueden no dar cuenta
de las variaciones generadas por la fuente. La
solución para este problema consiste en un avanzado sistema de control de fuente y en una técnica de estimación de la señal.
Los dispositivos electrónicos de control de
fuente en los subconjuntos de cañones de aire
sincronizan y activan cada cañón, basándose en
su salida acústica. La comunicación con la
embarcación se efectúa mediante líneas de fibra
óptica, reemplazando los sistemas bidireccionales convencionales que pueden temporizar de
manera errónea el disparo de los cañones a
medida que envían señales desde y hacia la
embarcación. Las antenas del Sistema de
Posicionamiento Global instaladas en cada subconjunto proporcionan un posicionamiento preciso de los cañones de aire.
La señal de presión cerca de cada cañón se
mide para proporcionar información a una técnica de estimación de las señales.4 Una disposición de hidrófonos patentada, adyacente a cada
elemento del cañón de aire registra las presiones
acústicas y define, para cada elemento del cañón
de aire, una señal base que no contiene los efectos de los cambios de presión provenientes de
otros cañones. Es posible computar una señal de
campo lejano o la salida de fuente efectiva
detectada por los hidrófonos del cable sísmico,
sumando las señales base de todos los cañones
de aire junto con las reflexiones libres de fantasmas de superficie.
Oilfield Review
Un ejemplo de la potencia de la técnica de
fuente marina calibrada (CMS, por sus siglas en
inglés), proviene de la Cuenca Orca en las aguas
profundas del Golfo de México. En esta cuenca,
un cuerpo de sal sobresale en el lecho marino,
aumentando la salinidad de las aguas más profundas. El contraste de la salinidad del agua
marina genera una reflexión fuerte, aislada y horizontal a 3.0 segundos de tiempo de tránsito doble
(ida y vuelta), cerca de 200 milisegundos antes de
la reflexión del lecho marino (abajo). Sin calibración de fuente marina, las variaciones en las burbujas generadas por la fuente básica son
evidentes alrededor de los 3.15 segundos. Estas
variaciones, aunque parecen mínimas, afectan las
señales posteriores y pueden llevar a interpretaciones erróneas. Después de la deconvolución
CMS, se minimizan las amplitudes de burbuja y
sus variaciones, de modo que las señales de los
reflectores más profundos sean más claras.
Esta combinación de sensibilidad de receptor
calibrada, mejor capacidad de registro, mejor
posicionamiento de los cables sísmicos, mejor
control de la fuente y estimación de las señales,
fija las bases para una tecnología de avanzada
que distingue al sistema Q-Marine de otras técnicas de levantamiento sísmico marino. Esto es
la adquisición de punto receptor. La adquisición
con la técnica de punto receptor registra las trazas de receptores individuales, mientras que la
adquisición convencional suma las trazas de un
grupo de receptores en un paso llamado formación análoga de grupo, y luego graba esa suma
(véase “Problemas del registro sísmico al utilizar
conjuntos de sensores,” página 24).
La idea de adquirir datos de cada sensor individual en lugar de un grupo no es nueva. A fines de
la década de 1980, los geofísicos de Shell propusieron un método similar y analizaron los beneficios potenciales.5 Se habían dado cuenta de que la
técnica tradicional que usaba un sistema de
adquisición compuesto por grupos de cables convencionales no producía datos óptimos. También
mostraron cómo el procesamiento de señales, o la
formación digital de grupos, podía reproducir los
efectos de filtrado deseados de la formación analógica de grupo. Sin embargo, reconocieron que la
solución ideal—un sistema de un canal por hidrófono—requeriría profundos cambios en los equipos y en las capacidades de procesamiento, y no
sería adoptada inmediatamente por la industria. El
sistema Q-Marine de WesternGeco es el primero
en hacer realidad la visión de punto receptor.
4. Ziolkowski A, Parkes G, Hatton L y Haughland T:
“The Signature of an Airgun Array: Computation from
Near-Field Measurements Including Interactions—Part 1,”
Geophysics 47 (1982): 1413-1421.
5. Ongkiehong L y Huizer W: “Dynamic Range of the
Seismic System,” First Break 5, no. 12 (Diciembre de
1987): 435-439.
Ongkiehong L: “A Changing Philosophy in Seismic Data
Acquisition,” First Break 6, no. 9 (1988): 281-284.
Tiempo de tránsito doble (ida y vuelta), segundos
(continúa en la página 26)
Eliminación de burbujas, aguas profundas del Golfo de México
2.7
2.8
2.9
3.0
3.1
3.2
3.3
3.4
Variación de burbujas de fuente básica
Variación de burbujas después de la
deconvolución de la estimación de señal de fuente
> Fuente marina calibrada en el Golfo de México. El principal reflector en esta sección sísmica
es el contraste de salinidad que se ilustra a los 3.0 segundos (arriba). El acercamiento muestra
las señales de burbuja que llegan de 3.1 a 3.15 segundos, con tiempos y amplitudes de llegada
variables (sección media). La calibración de fuente marina ayuda a eliminar las variaciones en
la burbuja (abajo), de modo que la interpretación de los reflectores más profundos se pueda
efectuar de manera más confiable.
Otoño de 2001
23
Problemas del registro sísmico al utilizar conjuntos de sensores
Hidrófonos convencionales agrupados. Espaciado del grupo: 12.5 m
1.0
Tiempo de tránsito doble (ida y vuelta), segundos
Desde la década de 1930, cuando las ondas sísmicas reflejadas se utilizaron por primera vez
para la exploración de petróleo en tierra, las
señales se han adquirido con grupos, o conjuntos de sensores. Esta técnica, diseñada para
facilitar la adquisición de datos en tierra, fue
adoptada posteriormente para la adquisición
marina. Una breve reseña de los aspectos básicos de la adquisición muestra las ventajas y desventajas del método.
La energía de una fuente sísmica de exploración se irradia de diferentes maneras. En tierra,
las ondas de compresión y cizalla, llamadas
ondas internas, pasan a través de la tierra, rebotan en las capas del subsuelo y vuelven a los
sensores de superficie; éstas son las ondas más
útiles para el procesamiento de imágenes sísmicas. En las áreas marinas, sólo se generan ondas
de compresión. No toda la energía registrada
por los sensores de superficie es utilizable para
el procesamiento de imágenes. Las ondas que se
desplazan directamente hacia el sensor sin
rebotar se consideran ruido, ya que no contribuyen con energía a la imagen de la reflexión.
Además de estas llegadas directas, otras fuentes
de energía pueden llegar como ruido. En tierra,
las ondas de superficie, llamadas ruido de
superficie, se desplazan a través de la superficie
terrestre y agregan ruido de alta amplitud. En
adquisición marina, las ondas que se originan
en los cables sísmicos y se desplazan a lo largo
de ellos constituyen ruido.
Cuando la superficie de reflexión en el subsuelo es horizontal, las ondas de compresión y
de cizalla retornan a los sensores a lo largo de
trayectos casi verticales, mientras que gran
parte del ruido llega casi horizontalmente. Los
2.0
3.0
4.0
5.0
6.0
7.0
8.0
> Registro de disparo adquirido bajo condiciones climáticas relativamente adversas, con hidrófonos agrupados de manera convencional. Es posible observar
ruido de onda de alta amplitud que parece incoherente en muchas trazas de
casi todos los arribos.
Mediante el registro digital de las señales en cada posición
receptora, la muestra correcta de campo de onda entrante puede
procesarse utilizando sofisticados algoritmos, conteniendo tanto
la señal como el ruido. Este paso de procesamiento de la señal,
que mejora la capacidad de supresión del ruido de un conjunto
con cables convencionales, recibe el nombre de formación digital
de grupos. La formación digital de grupos puede utilizar técnicas
de procesamiento más poderosas que la suma lineal.
1. Özbek A: “Adaptive Beamforming with Generalized
Linear Constraints,” Expanded Abstracts, Exposición
Internacional SEG y 70º Reunión Anual, Calgary, Alberta,
Canadá, 6 al 11 de agosto de 2000: 2081-2084.
24
Oilfield Review
Datos Q-Marine de punto receptor. Espaciado estrecho entre sensores
Tiempo de tránsito doble, segundos
1.0
2.0
3.0
4.0
5.0
6.0
7.0
8.0
> Registro de disparo adquirido simultáneamente con los datos adquiridos en
la figura de la página anterior, pero con hidrófonos de punto receptor Q-Marine
estrechamente espaciados. Se observa ruido de onda de alta amplitud, pero aparece de manera coherente y se puede filtrar a través del procesamiento.
Formación digital de grupo Q-Marine
Tiempo de tránsito doble, segundos
1.0
2.0
3.0
4.0
5.0
6.0
7.0
8.0
> Datos Q-Marine. El registro de disparo de la salida de datos de puntos receptores dispuestos en conjuntos formados digitalmente, con un mayor espaciado de trazas, muestra que casi ninguno de los ruidos de alta amplitud ha
contaminado el registro de disparo convencional, con respecto al registro de
disparo de un conjunto con cables convencionales.
Otoño de 2001
geofísicos descubrieron que las diferentes direcciones de llegada se podían usar para disminuir
la amplitud del ruido entrante. En lugar de
registrar las llegadas a un receptor en un punto,
instalan un grupo—llamado conjunto de cables
convencionales—de receptores separados por
no más de la mitad de la longitud de onda dominante del ruido que se espera recibir. Esta simple suma analógica de señales que llegan a cada
receptor del grupo atenúa gran parte del ruido
coherente que llega de manera horizontal, pero
desafortunadamente también puede atenuar las
frecuencias más altas de señales que llegan de
manera no vertical, tales como las que provienen de un reflector inclinado.
Mediante el registro digital de señales en
cada posición receptora, se puede procesar la
muestra correcta de campo de onda entrante
utilizando sofisticados algoritmos, conteniendo
tanto la señal como el ruido. Este paso de procesamiento de la señal, que mejora la capacidad
de supresión del ruido de un conjunto con
cables convencionales, recibe el nombre de formación digital de grupos. La formación digital
de grupos puede utilizar técnicas de procesamiento más poderosas que la suma lineal.1
La comparación de los resultados de conjuntos formados digitalmente con los de conjuntos
con cables convencionales muestra lo bien que
funciona la nueva técnica. Un registro de disparo adquirido con hidrófonos agrupados convencionalmente con un espaciado de grupo
estándar de 5 m [41 pies] muestra altos niveles
de ruido residual relacionado con las condiciones climáticas, el que aparece de manera incoherente y por lo tanto es difícil de filtrar
(página anterior). Al mismo tiempo, un cable
sísmico Q-Marine, con trazas digitales estrechamente espaciadas, registró los mismos disparos
bajo las mismas condiciones climáticas (arriba
a la izquierda). El ruido, del que se recogieron
muestras de manera correcta, es coherente y se
puede filtrar a través del procesamiento y sin
afectar la señal. Los datos del conjunto formado
digitalmente, que se emiten desde un canal
cada 12.5 m, han reducido de manera significativa los niveles de ruido residual que dominaban
el registro de disparo convencional (izquierda).
25
Tiempo de tránsito doble, segundos
Línea convencional 3 en Garden Banks
Línea Q-Marine 3 en Garden Banks
2.0
3.0
> Comparación de una sección sísmica convencional con otra registrada mediante la tecnología Q-Marine. Panel bidimensional (2D) de un levantamiento tridimensional (3D) adquirido en 1997 con cables sísmicos convencionales (izquierda) en el área Garden Banks del Golfo de México que muestra varias reflexiones del subsuelo. Los resultados de un levantamiento 3D debieran ser superiores a los de una línea 2D, pero en este caso la línea
2D adquirida en el año 2000 con tecnología Q-Marine (derecha) revela más acerca del subsuelo.
Ver la diferencia
La combinación de los avances introducidos con
el sistema Q-Marine aporta una claridad inigualada a las imágenes sísmicas resultantes. Un
ejemplo del área Garden Banks en el Golfo de
México muestra las mejoras respecto a la calidad y resolución de señal que se pueden lograr
mediante las técnicas de reducción de ruido y
optimización de la señal (arriba). Un levantamiento sísmico tridimensional (3D) convencional
efectuado a mediados de 1997 para varios clientes produjo una imagen aparentemente satisfactoria. Con la tecnología Q de adquisición y
procesamiento sísmico, se logró una imagen
notablemente mejor en el año 2000, a pesar de
26
que la nueva sección proviene sólo de una línea
2D. La sección sísmica Q-Marine ilumina más
capas y características de pequeña escala que la
sección adquirida de manera convencional. Las
reflexiones que eran imperceptibles en el levantamiento anterior son claras y definidas en la
nueva imagen.
Otra comparación, correspondiente al Campo
Diana, también muestra la superior resolución y
poder de procesamiento de imagen que se puede
lograr con el sistema Q (página siguiente, arriba).
La imagen producida de un levantamiento convencional efectuado en 1999 muestra el prospecto como una función de alta amplitud en el
flanco de un domo salino. Un levantamiento Q-
Marine efectuado sobre la misma línea muestra
una imagen del yacimiento y de los terrenos de
cobertura con una resolución mucho mayor.
Con la tecnología Q-Marine, se preservan
más señales de alta frecuencia en todas las profundidades (página siguiente, abajo). Mientras
los levantamientos convencionales pueden contener señales utilizables de 60 Hz a la profundidad objetivo, el sistema Q proporciona
frecuencias de hasta 85 Hz a la misma profundidad. Esta mejora en la resolución permite una
interpretación más detallada de características
sutiles, tales como los cambios estratigráficos
laterales y las variaciones del yacimiento ocurridas a través del tiempo.
Oilfield Review
Datos Q-Marine del Campo Diana
Datos convencionales del Campo Diana
Tiempo de tránsito doble, segundos
2.0
3.0
> Datos sísmicos convencionales (izquierda) y datos Q-Marine (derecha) correspondientes al Campo Diana, en el Golfo de México. El Campo Diana
aparece como un reflector inclinado de alta amplitud en la parte inferior derecha de cada panel. El levantamiento Q-Marine muestra una imagen del
campo y las capas que lo rodean con mayor resolución que la que se puede obtener con la adquisición convencional.
Espectro de frecuencias. Datos Q-Marine
0
–10
–10
Decaimiento de la amplitud, dB
Decaimiento de la amplitud, dB
Espectro de frecuencias. Datos convencionales
0
–20
–30
–40
–50
–60
–20
–30
–40
–50
–60
–70
–70
–80
–80
0
20
40
60
Frecuencia, Hz
80
100
120
0
20
40
60
80
100
120
Frecuencia, Hz
> Espectros de amplitud promedios para los datos del Campo Diana adquiridos de manera convencional y con tecnología Q. Los datos convencionales (izquierda) contienen señal utilizable (al menos –30 dB) hasta 60 Hz en la profundidad objetivo. La adquisición y procesamiento
Q-Marine (derecha) preservan las señales de alta frecuencia de hasta 85 Hz a la misma profundidad. Los espectros de frecuencia corresponden a señales registradas en el intervalo de 3.3 a 3.7 segundos.
Otoño de 2001
27
Tiempo de tránsito doble, segundos
Tiempo de tránsito doble, segundos
Prospecto Diana
Adquisición
convencional
3.4
3.6
Adquisición
Q-Marine
3.4
3.6
> Acercamiento sísmico del prospecto Diana. El levantamiento adquirido de manera convencional (arriba)
muestra una reflexión de alta amplitud relativamente continua a nivel del yacimiento, mientras que la imagen derivada del levantamiento Q (abajo) revela un reflector menos continuo.
Al efectuar un acercamiento al prospecto
Diana, se observa que el levantamiento QMarine agrega resolución en la profundidad objetivo para ayudar a delinear características que
pueden afectar la continuidad de las capas
(arriba). La sección adquirida de manera convencional muestra un reflector de aspecto bastante
continuo, mientras que la imagen Q revela posibles discontinuidades en el yacimiento. La mejor
calidad de la imagen lograda en los levantamientos Q ha provocado que muchos operadores se
lamenten por lo que pueden haber perdido en
levantamientos convencionales anteriores en
otras áreas.
28
Repetibilidad para el
monitoreo de yacimientos
Además de mejorar el procesamiento de
imágenes para la interpretación estructural y
estratigráfica, el sistema Q-Marine proporciona
levantamientos que se pueden utilizar en el
monitoreo de yacimientos mediante la técnica de
lapsos de tiempo. El uso de datos sísmicos para
monitorear cambios en los yacimientos se basa
en la evaluación de las diferencias entre dos
levantamientos sísmicos adquiridos en diferentes momentos, separados por un período durante
el cual algún aspecto del yacimiento, tal como la
saturación de fluidos, la presión o el esfuerzo
sobre la roca, ha cambiado. El monitoreo
mediante la técnica de lapsos de tiempo atribuye
todos los cambios observados al yacimiento, no
al sistema de registro sísmico o al ruido de
fondo. Esta técnica se basa en la premisa de que
dos levantamientos adquiridos a intervalos
durante los cuales no han ocurrido cambios en el
yacimiento debieran ser semejantes.
El posicionamiento repetible de los cables
sísmicos es clave para efectuar levantamientos
confiables para utilizar la técnica de lapsos de
tiempo. Cuando los cables sísmicos están
siquiera levemente fuera de posición, las líneas
sísmicas adquiridas incluso con una separación
de un par de días entre sí pueden mostrar diferencias que no tienen relación con los cambios
del subsuelo (página siguiente, arriba). La capacidad de repetir correctamente las posiciones de
los cables sísmicos minimiza las diferencias
entre levantamientos realizados uno después del
otro (página siguiente, abajo).
Oilfield Review
Posición del cable sísmico
Levantamiento 1
Levantamiento 2
Diferencia
Levantamiento 1
Levantamiento 2
Diferencia
. Falta de repetición en la posición del cable sísmico. Cuando los
cables sísmicos están levemente
fuera de posición al repetir los levantamientos no se obtienen datos
verdaderamente repetibles. El diagrama (arriba) muestra las posiciones del cable sísmico para dos
disparos adquiridos con un intervalo de dos días entre sí (izquierda
y centro). Al restar los datos obtenidos por un disparo a los obtenidos por el otro, (derecha) aparecen diferencias relacionadas sólo
con variaciones en la adquisición,
puesto que no hubo cambios en
el subsuelo durante los dos días.
Posición del cable sísmico
. Datos repetibles con posicionamiento repetible. Cuando el posicionamiento se repite adecuadamente, el levantamiento repetido
muestra cambios reales en el subsuelo. Los disparos del Levantamiento 1 (izquierda) y del Levantamiento 2 (centro) fueron
adquiridos con un posicionamiento repetible de cables sísmicos.
Su diferencia (derecha) muestra
correctamente que no hubo variaciones en el subsuelo en ese
lapso de tiempo.
Otoño de 2001
29
Sección apilada inicial 2D
1.8
Tiempo de tránsito doble, segundos
2.0
2.2
2.4
2.6
2.8
3.0
3.2
3.4
3.6
3.8
Sección apilada repetida 2D
1.8
Tiempo de tránsito doble, segundos
2.0
2.2
2.4
2.6
2.8
3.0
3.2
3.4
3.6
3.8
> Sección apilada inicial (arriba) adquirida con mar calmo para efectuar una prueba de repetibilidad. El levantamiento repetido (abajo) fue adquirido bajo las mismas condiciones climáticas
dos días después para cuantificar la repetibilidad.
En otro ejemplo del Golfo de México, se
adquirió una línea sísmica 2D para servir como
levantamiento de comparación (arriba). Dos días
después, se adquirió una segunda línea, bajo las
mismas condiciones de mar calmo que la primera. Los datos se adquirieron desde puntos
receptores y se procesaron de manera idéntica,
utilizando deconvolución de fuente-señal y formación digital de grupos. Al restar una línea de
la otra surge una imagen de la diferencia entre
ambos levantamientos (próxima página).
Se pueden definir las mediciones de repetibilidad para cuantificar la semejanza de las dos trazas.6 Una posible medición es el cuadrático
medio normalizado (NRMS, por sus siglas en
inglés; esto es, la raíz cuadrada de la media de
30
los cuadrados) de dos trazas dentro de una ventana de tiempo dada. Mientras más bajo sea el
NRMS, más semejantes son las trazas. Otro
parámetro, la predictibilidad, es una función de
la potencia correlacionada entre dos trazas.
Mientras más alta sea la predictibilidad, más
semejantes son las trazas. El diagrama de diferencias muestra los altos valores de repetibilidad
en la mitad izquierda de la imagen y la baja repetibilidad en la derecha.7
Para esta prueba no se controló la posición de
los cables sísmicos. Las fuertes corrientes hicie-
ron que los cables sísmicos se desviaran de sus
posiciones óptimas, dificultando la reproducción
de la posición de los cables sísmicos en el paso de
repetición. Cuando las ubicaciones de los cables
sísmicos no se reproducen de un levantamiento
al siguiente, se ve afectada la repetibilidad. Las
fuertes similitudes de trazas corresponden a
datos para los cuales las trazas adquiridas de
punto medio común (CMP, por sus siglas en
inglés) se encuentran en la misma ubicación. Hay
similitudes de trazas menores cuando las ubicaciones CMP difieren de un levantamiento al otro.
6. Morice S, Ronen S, Canter P, Welker K y Clark D: “The
Impact of Positioning Differences on 4D Repeatability,”
Expanded Abstracts, Exposición Internacional y 70º
Reunión Anual de la SEG, Calgary, Alberta, Canadá, 6 al
11 de agosto de 2000: 1161-1164.
7. Kragh E y Christie P: “Seismic Repeatability, Normalized
RMS and Predictability,” presentado en la Exposición
Internacional y 71ra Reunión Anual de la SEG, San
Antonio, Texas, EUA, 9 al 14 de septiembre de 2001.
Oilfield Review
Porcentaje
50
0
0
Metros
Predictibilidad
100
NRMS
Inicial
500
1000
Ubicaciones CMP (desplazamiento de 0 a 4.5 km)
Repetición
Diagrama de diferencias
1.8
Tiempo de tránsito doble, segundos
2.0
SP1
2.2
2.4
2.6
2.8
3.0
3.2
3.4
3.6
3.8
> Mediciones de repetibilidad (arriba), ubicaciones de puntos medios comunes (sección media) y
diagrama de diferencia (abajo). Al restar la línea de repetición de la línea inicial aparece la diferencia entre los dos levantamientos. En el lado izquierdo del diagrama de diferencias, las amplitudes
son pequeñas porque las ubicaciones de los puntos medios comunes que contribuyen a los datos
apilados son similares. SP1 es la ubicación del punto del primer disparo. En el lado derecho de la
línea, las diferencias son grandes, ya que los puntos medios comunes diferían considerablemente
en los dos levantamientos. La predictibilidad y las curvas de NRMS son indicadores de similitudes y
diferencias, respectivamente, entre las líneas que se comparan.
Máximo aprovechamiento
de los datos sísmicos
El interés en el nuevo sistema Q-Marine está creciendo rápidamente. La embarcación Geco Topaz,
la primera nave adaptada para servicios comerciales, comenzó la adquisición de datos 3D con la
técnica Q-Marine en el Golfo de México en enero
de 2000. Tiene programado un verano completo
de operaciones en el Mar del Norte adquiriendo
varios levantamientos repetidos y conjuntos de
datos en 3D de alta resolución con la técnica QMarine. Actualmente, se está acondicionando
una segunda embarcación, la Western Pride,
Otoño de 2001
para el sistema Q-Marine, la cual estará disponible en agosto de 2001. Una tercera nave estará
equipada con tecnología Q-Marine antes de finalizar el año 2001.
Los primeros resultados están cumpliendo e
incluso superando las expectativas de calidad de
datos y repetibilidad. La potencia y resolución de
procesamiento de imágenes observadas en los
datos de los levantamientos Q-Marine se han
convertido en los nuevos parámetros de medición
de la calidad de los datos. A medida que se
adquieran más levantamientos con la tecnología
Q, los intérpretes geofísicos terminarán con-
fiando en la claridad de la nueva técnica de
cables sísmicos direccionables, de punto receptor y de fuente calibrada. Se encuentran en desarrollo o implementación sistemas para adquisición
en tierra, pozo y lechos marinos, utilizando los
mismos principios que los utilizados por la tecnología Q-Marine. Finalmente, todos los yacimientos, incluso los que se encuentran en ambientes
notablemente difíciles, se podrán beneficiar de la
iluminación optimizada que proveen las señales
de subsuelo muestreadas correctamente. —LS
31
32
Oilfield Review
Prevención de problemas
durante la perforación
Recopilar información relevante en el marco de tiempo requerido para perforar un
pozo. Comunicar los datos a todas las partes involucradas para realizar su análisis e
interpretación. Anticiparse a los imprevistos y actualizar continuamente el plan. Este
enfoque puede parecer simple y lógico, pero en el pasado, su aplicación en forma
continua y coherente ha resultado difícil. Hoy, un nuevo proceso puede mejorar en
gran medida los resultados de la perforación.
Tom Bratton
Stephen Edwards
Houston, Texas, EUA
John Fuller
Laura Murphy
Gatwick, Inglaterra
Shuja Goraya
Sugar Land, Texas
Toby Harrold
BP
Sunbury on Thames, Inglaterra
Jonathan Holt
BP
Aberdeen, Escocia
John Lechner
Stavanger, Noruega
Hugh Nicholson
BP
Stavanger, Noruega
William Standifird
Lafayette, Luisiana, EUA
Bill Wright
Clamart, Francia
Otoño de 2001
Una típica tormenta, que ni siquiera se acercaba
a la categoría de huracán, se estaba desplazando
por la región este del Golfo de México. Era inminente la evacuación del equipo de perforación
semi sumergible, pero antes el personal tenía
que asegurar el pozo que se estaba perforando.
Hacía dos días que la barrena había penetrado
una formación permeable, causando una manifestación; es decir, el influjo indeseado de fluidos
hacia el pozo.
Inmediatamente después de la manifestación, los perforadores comenzaron un procedimiento de control del pozo conocido como
“esperar y ponderar.” Para determinar la presión
de poro, los perforadores cerraron el pozo, esperaron que se estabilizara la presión del espacio
anular y a continuación hicieron circular lodo de
mayor densidad para equilibrar la presión. Este
procedimiento requirió hacer retornar el lodo al
circuito de flujo a través de un estrangulador de
superficie más pequeño que la línea de retorno
normal. Desafortunadamente, el lodo de perforación se espesó durante el período de espera y la
mayor resistencia causada por el pequeño diámetro del estrangulador aumentó la contrapresión en el pozo lo suficiente como para inducir
una fractura en un intervalo en algún punto de la
sección de pozo abierto. No hubo retorno de flui-
dos a la superficie. El lodo de perforación se desplazaba hacia la formación por la fractura inducida tan rápido como era bombeado.
La tormenta se acercaba al sitio de perforación, y para entonces el pozo tenía dos problemas; una zona fracturada y una formación de alta
presión expuesta. La presión del fondo del pozo
tenía que ser lo suficientemente alta como para
equilibrar la presión de poro de la zona permeable, pero a la vez lo suficientemente baja como
para evitar el crecimiento de la fractura. Se creía
que la fractura estaba cerca de la zapata de la
tubería de revestimiento, pero se desconocía su
posición y tamaño exactos. El operador inyectó
un bache de fluido viscoso, seguido de uno de
cemento para aislar la sección debajo de la tubería de revestimiento, extrajo la sarta de perforación, cerró el pozo y evacuó el equipo de
perforación. De este modo, el pozo podía enfrentar la tormenta de manera segura.
Una tormenta tropical no es la única circunstancia difícil que se puede presentar durante las
operaciones de perforación. En ningún lugar las
condiciones son más desafiantes que en aguas
profundas, en donde perforar un pozo puede costar
entre 30 y 50 millones de dólares. A estos precios, sería inadecuado construir simplemente un
conducto desde el yacimiento hasta la superficie.
Por su colaboración en la preparación de este artículo, se
agradece a Walt Aldred, Iain Cooper, Cengiz Esmersoy y
Andy Hawthorn, Sugar Land, Texas, EUA; Dan Bordelon,
Nueva Orleáns, Luisiana, EUA; Ian Bradford, John Cook y
Christoph Ramshorn, Cambridge, Inglaterra; Steve Brooks,
MI Drilling Fluids, Houston, Texas; Pat Hooyman y Dick
Plumb, Houston, Texas; Evangeline Manalac, Gatwick,
Inglaterra; y Tim Schofield, BP, Aberdeen, Escocia.
AIT (herramienta de Inducción de Arreglo), APWD (Presión
Anular Durante la Perforación), ARC (herramienta de
Resistividad de Arreglo Compensada), BOS (Barrena en la
Sísmica), Drill-Bit Seismic, Drilling Office, DrillMAP, DrillViz,
DSI (herramienta Sónica Dipolar), ECS (herramienta de
Espectroscopía de Captura Elemental), GPIT (herramienta
de Inclinometría), iCenter, InterACT Web Witness, MDT
(Probador Modular de la Dinámica de la Formación), NGS
(Espectrometría Natural de Rayos Gamma), PERFORM,
RiskTRAK, SeismicMWD y WellTRAK son marcas de
Schlumberger. Form-A-Set AK es una marca de M-I, LLC.
Drilling the Limit es una marca de Shell Oil Company.
33
El pozo terminado debe ser capaz de producir
hidrocarburos a una velocidad suficiente como
para satisfacer o superar el retorno de la inversión esperado por el operador. Cada oportunidad
para mejorar la probabilidad de obtener éxito
debe ser considerada, y es necesario anticiparse
a los problemas con planes de contingencia. Esto
incluye documentar tanto los problemas como los
aciertos, de modo que la perforación y los proyectos de construcción de pozos futuros se lleven
a cabo sin grandes dificultades.1
Con este fin, BP y Schlumberger unieron fuerzas y crearon el programa “Perforación Sin
Sorpresas,” o NDS, por sus siglas en inglés), iniciativa que incorpora técnicas desarrolladas por
ambas compañías. Mediante la combinación de
la experiencia de uno de los operadores de mayor
envergadura del mundo y la amplia base de
herramientas y experiencia de Schlumberger, se
desarrollaron y probaron rápidamente varias aplicaciones diseñadas para objetivos específicos.
La iniciativa NDS proporciona un marco de
trabajo completo para mejorar los resultados de
la perforación en cualquier lugar, especialmente
en aguas profundas y en pozos de alto costo y alto
riesgo. Equipos multidisciplinarios de operadores
de compañías de servicios aplican avanzadas tec-
nologías dentro de un proceso estructurado que
enfatiza la comunicación y la colaboración. El
equipo del programa Perforación Sin Sorpresas
incorpora una amplia base de expertos de
Schlumberger, un programa de computación de
predicción avanzado y una base de datos de perforación, y las herramientas más modernas.
Schlumberger ha desarrollado o mejorado herramientas de computación para la planificación, el
monitoreo y el almacenamiento de información de
perforación para apoyar el proceso NDS. La información sobre riesgos de perforación se encuentra
enlazada a través de estas aplicaciones.
Este artículo describe el proceso NDS y su
utilización en una sala de visualización para planificar un pozo en el Mar del Norte. Un estudio de
un caso tomado del Mar Caspio muestra cómo
las nuevas mediciones sísmicas realizadas en
cada conexión de la sarta de perforación durante
la perforación ayudó a determinar y actualizar la
posición de la barrena con respecto a la sección
sísmica. Y, finalmente, regresando al pozo en
aguas profundas del Golfo de México después
que pasó la tormenta tropical, se describe cómo
el equipo selló la fractura inducida por el lodo. A
continuación, se explica la evolución del pozo en
un ambiente de perforación muy difícil.
Esperar lo inesperado
La comunicación—hacer llegar a tiempo información relevante a las personas adecuadas para que
planeen y tomen decisiones sobre bases firmes—
es la esencia del programa Perforación Sin
Sorpresas para la construcción de pozos. Este proceso reúne personas, herramientas de computación, así como técnicas de sincronización y
visualización para transformar todos los datos disponibles en información útil para optimizar las
operaciones de perforación. Comienza con la recopilación de datos para preparar un plan previo a la
perforación del pozo y la indicación de la información requerida para tomar decisiones de perforación, y luego planear cómo adquirir mediciones
esenciales a tiempo para influenciar dichas decisiones. Las mediciones en tiempo real obtenidas
durante la perforación se interpretan utilizando
herramientas de computación diseñadas específicamente para tales propósitos, que facilitan el
análisis de una manera comprensible para ayudar
a las personas a llevar adelante su trabajo de
manera eficiente y efectiva. El plan del pozo se
actualiza continuamente con la información más
reciente (abajo).
Discusión en un ambiente apropiado
Implementación en la boca del pozo
Adquisición de datos necesarios para la toma de decisiones
Perforación
Sin Sorpresas
Revisión del modelo en tiempo real
Creación o actualización del modelo del subsuelo
Asimilación de las lecciones aprendidas
> Programa Perforación Sin Sorpresas. La información relevante se recopila antes y durante la perforación para crear un
plan de pozo viviente. La comunicación entre todas las partes involucradas trae aparejada mejores decisiones, tomadas
sobre bases firmes. La experiencia y las lecciones aprendidas se asimilan para actualizar el modelo del subsuelo y proporcionar una guía para el proceso que comenzará nuevamente en el pozo siguiente.
34
Oilfield Review
Desarrollo del campo
Desarrollo del pozo
Reunión diaria
Actualización de MWD
> Tiempo real relevante. El tiempo real relevante varía por tipo de dato, como se indica en estos ejemplos, disminuyendo en duración de izquierda a derecha. La interpretación sísmica tiene una larga vida durante el desarrollo del campo. Las trayectorias del pozo y el estado de la perforación se actualizan al menos diariamente.
En la escala de tiempo más corta, las actualizaciones de las mediciones durante la perforación (MWD, por sus
siglas en inglés) pueden ser necesarias a cada minuto para ayudar a la toma de decisiones.
Este concepto se basa en la premisa de que
los peligros se pueden identificar con anticipación, de modo que los operadores pueden desarrollar planes de contingencia para enfrentarlos.
Un estudio realizado por BP en 1991 sobre tuberías atrapadas o atascadas indicó que, junto con
los beneficios de una mirada retrospectiva, las
razones del atascamiento de la tubería de perforación eran claras. Puesto que las causas se
podían determinar, a partir del estudio se recomendó que una mejor detección y un sistema de
advertencia podrían ayudar a prevenir muchos
problemas de atascamiento de tuberías.2
Los planificadores de pozos de hoy en día—
incluyendo aquéllos de todas las disciplinas pertinentes—buscan utilizar todos los datos
disponibles en el proceso de construcción de
pozos, para mejorar los resultados de la perforación de manera significativa y continua. Los geólogos y geofísicos identifican el yacimiento
objetivo y proporcionan una descripción de las
zonas de fallas y fracturas, la orientación de las
capas y las litologías. La interpretación sísmica
localiza las zonas objetivo y las de riesgos y,
mediante el modelado geomecánico, proporciona
una predicción de la presión de poro y de la resistencia mecánica de la formación. Los pozos vecinos ofrecen registros geofísicos que alertan
sobre posibles zonas de riesgo, además de un
historial de incidentes en el pozo y sus causas.
Los pozos vecinos también proporcionan información sobre la mecánica de la perforación para
optimizar su eficiencia, mediante la combinación
de barrenas, arreglos de fondo (BHA, por sus
siglas en inglés) y parámetros de superficie. Las
mediciones de fondo de los pozos vecinos proporcionan información sobre las presiones de la
formación y un cúmulo de información petrofísica, incluidas las propiedades de las rocas, tales
como la permeabilidad y la porosidad, una detallada litología, la magnitud y orientación de los
Otoño de 2001
esfuerzos e información acerca de la resistencia
mecánica de las rocas. Estas mediciones se pueden complementar con análisis de núcleos, los
cuales proporcionan más información acerca de
la resistencia de las rocas y de los aspectos
petrofísicos. La bioestratigrafía en la boca de
pozo utiliza marcadores conocidos para correlacionar la edad de las formaciones con la profundidad, y ayuda en la correlación de los intervalos
mecánicamente más débiles.
Sin embargo, subsiste un problema: a lo largo
de la trayectoria específica, la mejor información
disponible proviene de estimaciones, correlaciones y predicciones. Las condiciones reales comienzan a surgir sólo cuando el pozo se perfora.
Independientemente de cuán detallado sea el
diseño de un pozo antes de la perforación, éste
queda obsoleto casi tan pronto como se comienza a perforar.
El programa Perforación Sin Sorpresas utiliza
un plan previo a la perforación como punto de
partida para crear un plan dinámico, plan de pozo
viviente, actualizado continuamente con información en tiempo real que da cuenta de las diferencias con respecto a las predicciones e incluso se
anticipa a ellas. Los ingenieros de la iniciativa de
Desempeño a Través del Manejo de Riesgos
PERFORM de Schlumberger tienen las herramientas y la capacitación para desempeñar un papel
clave en mantener el plan al día.3 Desde el sitio de
perforación, estos especialistas monitorean una
amplia variedad de parámetros de perforación,
incluidas las mediciones en superficie tales como
la velocidad de penetración (ROP, por sus siglas en
inglés) y el peso sobre la barrena, las condiciones
del flujo de lodo, y las mediciones de fondo de presión y resistividad de la formación. Sin embargo, la
recopilación de datos es sólo el principio: la información debe entregarse de una forma que sea
útil. Un plan de pozo debe ser capaz de incorporar nueva información, de modo que los ingenie-
ros puedan ajustar las operaciones de perforación
de acuerdo con ello. El manejo de esta integración de datos de perforación pone a los ingenieros de la iniciativa PERFORM en una posición
ideal para identificar y comunicar potenciales problemas a las personas adecuadas, de modo que
se puedan ejecutar los planes de contingencia.
Diferentes tipos de información conservan su
relevancia durante períodos distintos. La interpretación de una sección sísmica en el dominio
del tiempo, que muestra características generales del subsuelo, por lo general se mantiene
válida durante todo el proceso de perforación,
aunque la conversión del tiempo de tránsito a
profundidad puede cambiar. En el otro extremo,
las presiones anulares en el fondo del pozo y las
predicciones de presión de poro y de gradiente
de fractura delante de la barrena, deben llevarse
a la superficie e incorporarse inmediatamente al
plan del pozo (arriba).
1. Amin A, Bargach S, Donegan J, Martin C, Smith R,
Burgoyne M, Censi P, Day P y Kornberg R: “Creación de
una cultura de intercambio de conocimientos,” Oilfield
Review 13, no. 1 (Verano de 2001): 48-65.
Dewhirst NW, Evans DC, Chalfont S y Jobson N:
“Development of an Active Global Lessons Learned
Database—LINK,” artículo de la SPE 64529, presentado
en la Conferencia y Exhibición de la SPE del Petróleo y el
Gas de Asia y el Pacífico, Brisbane, Queensland,
Australia, 16 al 18 de octubre de 2000.
Evans DC: “The Application of World Wide Web
Technology in a Learning Organization,” artículo de la
SPE 36011, presentado en la Conferencia de la SPE
sobre Computación y Petróleo, Dallas, Texas, EUA, 2 al 5
de junio de 1996.
2. Bradley WB, Jarman D, Auflick RA, Plott RS, Wood RD,
Schofield TR y Cocking D: “Task Force Reduces
Stuck-Pipe Costs,” Oil & Gas Journal 89, no. 21 (27 de
mayo de 1991): 84-89.
3. Aldred W, Plumb D, Bradford I, Cook J, Gholkar V,
Cousins L, Minton R, Fuller J, Goraya S y Tucker D:
“Manejo del riesgo de la perforación,” Oilfield Review
11, no. 2 (Verano de 1999): 2-21.
Cuvillier G, Edwards S, Johnson G, Plumb D, Sayers C,
Denyer G, Mendonça J, Theuveny B y Vise C:
“Soluciones para los problemas de la construcción de
pozos en aguas profundas,” Oilfield Review 12, no. 1
(Verano de 2000): 2-19.
35
> Programación del tiempo y estimación de los gastos de perforación. El programa WellTRAK (arriba) organiza la información del presupuesto de perforación. Al seleccionar cada ítem se obtiene un mayor nivel de detalle. Los riesgos de perforación, como los que aparecen en el campo de comentarios de la
pantalla WellTRAK, están ligados a la base de datos RiskTRAK (abajo).
las áreas de exploración, son inexistentes. El sistema NDS proporciona un medio continuo y
estructurado para recopilar los éxitos y fracasos
y aprender de ellos para reducir los costos de
perforación.
El programa Perforación Sin Sorpresas está
diseñado para administrar una o varias fuentes
de riesgos potenciales, tales como la presión de
poro, la inestabilidad del pozo y la limpieza del
mismo. El equipo NDS comienza recopilando y
organizando datos y evaluando cuánta información nueva se necesitará para perforar un pozo
con éxito. La planificación es una tarea compleja
que, con frecuencia, detalla acciones en lapsos
de quince minutos.
El sistema WellTRAK proporciona un marco
para registrar estas actividades. Por ejemplo,
perforar una sección de un pozo de 8 pulgadas
puede tomar 32 días según el plan. Esto podría
pormenorizarse en la perforación de la sección,
seguido de operaciones de revestimiento y
cementación. Estas acciones se detallan aún
más, hasta el punto de planificar lapsos de hasta
cinco minutos para conectar un nuevo tramo de
la sarta de perforación (izquierda). La aplicación
WellTRAK está integrada al proceso de recopilación de datos NDS.
El proceso NDS se centra en obtener información en tiempo real relevante, un marco temporal
que puede variar a medida que progresa la perforación. Por ejemplo, puede haber un gran grado
de incertidumbre acerca de la profundidad de los
objetivos cuando se desarrolla un plan previo a la
perforación. Unos cuantos cientos de metros de
incertidumbre en la profundidad de la formación
pueden tener poca importancia cuando el BHA se
halla a miles de metros encima del objetivo. Sin
embargo, el grado de incertidumbre se vuelve crítico cuando el pozo entra en esos últimos cientos
de metros antes de llegar al objetivo y el personal
a cargo de la perforación desea determinar la
posición de la barrena con mayor precisión. El
marco temporal relevante para la actualización
puede ser diario justo antes de alcanzar el objetivo, momento a partir del cual las actualizaciones se hacen casi continuas.
Relacionar la información con las personas
Ocasionalmente, un ingeniero con amplia experiencia en una cuenca dada puede recordar con
lujo de detalles cada evento de la perforación.
Pregúntele acerca de incidentes de tuberías atascadas y el recital puede durar hasta una hora.
Desafortunadamente, las bases de datos humanas como éstas son escasas y, en la mayoría de
36
> Rastreo de riesgos de perforación. La base de datos RiskTRAK provee pantallas para ingresar y recuperar datos sobre riesgos. La información sobre pozos
vecinos puede seleccionarse mediante la estructura de datos que se encuentra
a la izquierda de cada pantalla. Las solapas permiten navegar a través de pantallas de información general (arriba), causas de riesgo, eventos precursores
(abajo), consecuencias, y acciones preventivas y correctivas.
Oilfield Review
Profundidad, m
Nivel del mar
Campo Mungo
Escocia
Aberdeen
Plataforma
Lecho Marino
Plioceno Inferior
Mioceno Superior
500
Mar del Norte
Océano del
Atlántico Norte
1000
Mioceno Medio
Mar de
Irlanda
Reino
Unido
1500
Oligoceno Inferior 1
Oligoceno Inferior 2
2000
Oligoceno Temprano
Eoceno Superior
2500
Domo salino
Ya
Canal de la Mancha
Y a ci m i e n t
cim
ie n
o
1000
2000
3000
Distancia, m
4000
to
3000
5000
> Campo Mungo en el Mar del Norte, costa afuera de Aberdeen, Escocia (izquierda). El corte transversal muestra un domo salino que intrusiona las
areniscas del yacimiento (derecha). Debido a la ubicación de la plataforma de perforación, algunos pozos deben atravesar el domo salino antes de
alcanzar el yacimiento objetivo.
Una auditoría a los datos determina los elementos requeridos para desarrollar un modelo
mecánico del subsuelo (MEM, por sus siglas en
inglés) apropiado para la situación, e indica si
existen suficientes datos para recomendar soluciones a los problemas previstos. Este paso delinea las áreas de riesgo. La auditoría cataloga
datos para un MEM de una localización de perforación propuesta, usando información de pozos
regionales y vecinos para determinar lo siguiente:
• estratigrafía mecánica a lo largo de la trayectoria del pozo
• perfil vertical de los esfuerzos en la sección
estratigráfica a partir de las densidades de las
rocas
• calibración de la presión de poro basada en
datos de registros y en la sísmica
• perfil de parámetros elásticos y resistencia de
las rocas
• perfil y dirección del esfuerzo horizontal mínimo
• estimación de la magnitud del esfuerzo horizontal máximo.
Se identifican los pozos entre los datos y se
desarrolla un plan para llenarlos, ya sea antes o
durante la perforación. La trayectoria del pozo se
analiza para identificar los riesgos potenciales y
para predecir las densidades necesarias del lodo
que limitan o impiden la inestabilidad mecánica
del pozo.
Otoño de 2001
El proceso Drilling the Limit de Shell es un
programa similar que también depende en gran
medida de la recopilación y del análisis de los
datos. Su objetivo consiste en definir un pozo
perfecto y luego planificar las contingencias para
lograrlo.4 Un estudio integrado sobre la estabilidad del pozo durante la fase de planificación del
mismo, apunta a eliminar problemas durante la
ejecución.
El proceso NDS usa la base de datos de riesgos de perforación RiskTRAK para compilar sistemáticamente información histórica sobre riesgos
(página anterior, abajo). Un incidente de perforación, definido dentro del sistema RiskTRAK como
un problema de perforación que genera tiempo no
productivo, proporciona una fuente de información
para operaciones de perforación futuras. Algunas
veces los pozos se perforan “sin incidentes” porque los problemas pequeños se corrigen antes de
que se conviertan en pérdidas de tiempo. Es igualmente importante incorporar estas pérdidas que
no llegaron a producirse—incidentes que fueron
evitados—porque brindan pistas importantes
sobre los eventos precursores de los problemas.
Este concepto nace de los procesos de seguridad,
que incorporan sistemáticamente estos eventos
para actualizar los perfiles de riesgo.
Mientras se perforaba en el Campo Mungo,
los ingenieros de la iniciativa PERFORM de
Schlumberger crearon una base de datos de eventos de perforación que se convirtió en el modelo
de referencia del sistema RiskTRAK.5 El Campo
Mungo, operado por BP, se encuentra al borde del
Graben Central Oriental en el sector inglés del
Mar del Norte, aproximadamente a 143 millas
[230 km] al este de Aberdeen (arriba). Las formaciones productivas Forties, Lista y Maureen, que
son areniscas del Paleozoico, rodean un domo
salino. Los riesgos de perforación incluyen zonas
con potencial de pérdida de lodo, agrandamiento
del pozo, formación de escombros y avalanchas
ante determinadas inclinaciones del pozo.6
4. Van Oort E, Nicholson J y D’Agostino J: “Integrated
Borehole Stability Studies: Key to Drilling at the
Technical Limit and Trouble Cost Reduction,” artículo de
las SPE/IADC 67763, presentado en la Conferencia de
Perforación de las SPE/IADC, Amsterdam, Holanda, 27
de febrero al 1 de marzo de 2001.
5. Los ejemplos presentados en este artículo pertenecen a
la versión actual de la aplicación RiskTRAK.
6. En las secciones inclinadas del pozo tienden a formarse
acumulaciones de recortes a medida que la fuerza de
gravedad los atrae hacia el lado más bajo del pozo. En el
Campo Mungo las inclinaciones de pozos entre 50º y 65º
pueden generar acumulaciones de escombros inestables que podrían deslizarse hacia abajo, o producir avalanchas, creando la acumulación instantánea de
recortes alrededor de la sarta de perforación o del BHA.
Si no se los trata adecuadamente, las avalanchas pueden atascar la tubería.
37
> Trayectorias para el Pozo Mungo 22/20-A11. La primera trayectoria propuesta (azul oscuro)
pasaba demasiado cerca de un área de flujo de agua de formación que causó problemas en
un pozo anterior. La segunda trayectoria del pozo (naranja), que estaba más cerca del Pozo
22/20-A02 (negro) y no tenía flujo de agua de formación, se movió hacia arriba para evitar las
fangolitas (lodo litificado) fracturadas del Eoceno en el punto en que el pozo salía del domo
salino. Esta trayectoria era demasiado plana, lo que podría haber llevado a problemas para
limpiar el pozo. La trayectoria final mitigaba los riesgos lo más posible, pero los ingenieros
de perforación debían seguir atentos a problemas potenciales. La trayectoria del pozo planificada se muestra como un grueso tubo multicolor: amarillo para el riesgo de ruptura o breakout, rojo para el riesgo de pérdida de lodo, azul para el riesgo de tener que limpiar el pozo y
rosa para el riesgo de perforar en paralelo a los planos de estratificación.
Es más fácil entender cómo se usan los datos
del sistema RiskTRAK en una reunión de planificación de un pozo, si observamos primero cómo
está armada la base de datos. Cuando se produce un problema de perforación, o se lo advierte
y previene, el especialista en PERFORM lo organiza por su tipo dentro de la base de datos; por
ejemplo, tubería atascada, estabilidad del pozo,
pérdida de circulación, limpieza del pozo o presión de poro. Un problema puede estar asociado
con una profundidad específica, una era geológica en particular, un BHA dado y una actividad
de perforación determinada, de modo que la
información también se almacena para compararla con la de pozos vecinos. Tras un incidente,
o una cuasi pérdida, el personal a cargo de la
perforación analiza sus causas, cualquier evento
precursor que se haya advertido, y cómo se evitó
o podría haber sido evitado el incidente. Estas
medidas preventivas propuestas se ingresan al
sistema RiskTRAK. Se estiman la gravedad del
problema y su probabilidad de recurrencia para
referencias futuras. Las acciones correctivas
tomadas después del evento se catalogan junto
con las consecuencias por el tiempo perdido y el
equipo utilizado para solucionarlo.
38
La información de la base de datos es útil
para preparar los informes de terminación del
pozo, seleccionándola de uno de los menús del
programa RiskTRAK. Sin embargo, ser de utilidad
para un informe final no es la única finalidad de
los datos. En algunos casos, la solución de un
evento o el manejo de una cuasi pérdida, podrían
describirse como una lección aprendida. Los
expertos de Schlumberger revisan cada lección
aprendida y pueden mejorarla hasta convertirla
en una mejor práctica, una designación que
indica que los expertos la recomiendan. Tanto las
mejores prácticas como las lecciones aprendidas,
se encuentran disponibles para otros empleados
de Schlumberger—mediante la aplicación
RiskTRAK y otras aplicaciones tales como la herramienta interna de intercambio del conocimiento
de la compañía, llamada InTouch—mejorando las
operaciones de los clientes en todo el mundo.
Durante la planificación se pueden investigar
los datos de pozos vecinos por tipo en la base de
datos RiskTRAK; por ejemplo, era geológica o
desviación del pozo, para suministrar información
a otras aplicaciones de computación utilizadas por
el equipo del programa Perforación Sin Sorpresas.
El programa de planificación WellTRAK se vincula
con los riesgos de la base de datos RiskTRAK. Un
clic del ratón despliega información sobre el tipo
de riesgo y cuánto costará evitarlo o remediarlo.
Luego, mientras la perforación está en curso, el
programa WellTRAK compara las actividades de
perforación reales con el plan original, de modo
que los miembros del equipo del proyecto pueden identificar rápidamente las condiciones no
óptimas, los eventos no planificados y sus costos, y los efectos sobre las operaciones. Una vez
que la información sobre la perforación del nuevo
pozo se ha ingresado a la base de datos
RiskTRAK, el ciclo de los datos queda terminado.
Para planificar el Pozo 22/20-A11 en la parte
noreste del campo, los planificadores entraron a
la base de datos que contiene información sobre
pozos anteriores del Campo Mungo. Además, BP
y Schlumberger llevaron a cabo un extenso trabajo para construir un MEM tridimensional (3D)
del Campo Mungo, que daba cuenta de la resistencia de las rocas, la compleja rotación de la
dirección de los esfuerzos alrededor del domo
salino y los riesgos de estabilidad geológica
conocidos, tales como fallas y fracturas.
Nueve integrantes del equipo de planificación
del pozo del operador se reunieron con un equipo
Oilfield Review
NDS en el Centro de Investigaciones de
Schlumberger situado en Cambridge, Inglaterra,
para discutir las trayectorias propuestas para la
perforación de pozos de desarrollo en el Campo
Mungo. Las operaciones en curso impidieron que
el gerente de perforación asistiera, pero siguió el
progreso en tiempo real a través de un sitio Web
seguro, con conexión directa. También tuvo a su disposición las instalaciones para videoconferencias.
Utilizando el programa precursor de la aplicación RiskTRAK y un modelo 3D de la estructura
del Campo Mungo, con herramientas de planificación de pozos en tiempo real, el equipo de trabajo discutió las múltiples trayectorias para que
el pozo propuesto (Pozo 22/20-A11) alcanzara el
objetivo, actualizó dos veces la trayectoria del
pozo y acordó una recomendación final; todo esto
en un día. Durante esta misma reunión de seis
horas se desarrollaron planes provisionales para
dos pozos adicionales.7
Esta rápida evaluación de propuestas fue posible porque el equipo se reunió en las instalaciones
de un iCenter de colaboración mutua. Esta sala de
conferencias electrónicas integra modernas herramientas de visualización con programas de computación interactivos. La reunión de planificación
del Campo Mungo puso en contacto a individuos
de diferentes disciplinas, incluyendo ingenieros de
perforación, geocientíficos, expertos geomecánicos e ingenieros de yacimientos. Aunque cada disciplina posee sus propias convenciones y
terminología para describir las perforaciones y los
objetivos de los pozos, el ambiente del iCenter permite que la información se muestre en un formato
visual que promueve el entendimiento mutuo. Los
participantes de la reunión de planificación del
Campo Mungo utilizaron el prototipo de la aplicación de visualización tridimensional DrillViz, para
analizar un modelo geológico del campo, que
incluía las trayectorias reales y las propuestas del
pozo. La imagen podía rotarse en tres dimensiones
para que los participantes pudieran examinar cada
sector del campo.
La imagen DrillViz destacó los riesgos potenciales para los pozos propuestos, obtenidos de
información de pozos vecinos de la base de datos
RiskTRAK (página anterior). Haciendo clic en las
áreas de riesgo de la imagen, se podía acceder a
los detalles de riesgos adicionales en una ventana.
7. Holt J, Wright WJ, Nicholson H, Kuhn-de-Chizelle A y
Ramshorn C: “Mungo Field: Improved Communication
Through 3D Visualization of Drilling Problems,” artículo
de la SPE 62523, presentado en la Reunión Regional de
Occidente de las SPE/AAPG, Long Beach, California,
EUA, 19 al 23 de junio de 2000.
8. Beacom LE, Nicholson H y Corfield RI: “Integration of
Drilling and Geological Data to Understand Wellbore
Instability,” artículo de las SPE/IADC 67755, presentado
en la Conferencia de Perforación de las SPE/IADC,
Amsterdan, Holanda, 27 de febrero al 1 de marzo de 2001.
Otoño de 2001
El tectonismo de la sal en el centro del Campo
Mungo generó amplias fallas y fracturas en las
formaciones existentes por encima del yacimiento (abajo). Los pozos anteriores experimentaron problemas durante la perforación a través
de las fallas, pero no todas ellas causaron problemas. Los pozos que interceptaban las fallas en
ángulos pequeños tuvieron problemas de inestabilidad, pero aquéllos que las interceptaban en
ángulos mayores a 45º no presentaron este problema. Las fracturas, otra causa de inestabilidad
del pozo, estaban confinadas principalmente a
las lutitas del Eoceno que sobreyacen el yacimiento. También se produjeron problemas de
inestabilidad cuando las trayectorias del pozo
eran casi paralelas a la estratificación.8
El primer pozo programado para su perforación, el Pozo 22/20-A11, en la parte noreste del
Campo Mungo, estaba dirigido a un yacimiento
de arenisca de alta calidad descubierto por un
pozo de evaluación. La discusión sobre la trayectoria propuesta se centró en varios problemas
potenciales de perforación. Había fluido agua de
formación en el pozo de desarrollo más reciente,
el Pozo 22/20-A09Z, durante la perforación a través del domo salino. Los problemas fueron severos y motivaron el emplazamiento de un tapón de
cemento y la consecuente reperforación de la
sección inferior. La trayectoria más simple para
alcanzar el objetivo del Pozo 22/20-A11 hubiera
pasado cerca del área de flujo de agua, justo
hacia el norte. Se desvió la trayectoria más hacia
el sur, paralela a otro pozo de desarrollo en el
área, el Pozo 22/20-A02, que no presentaba problemas de flujo de agua.
Las lutitas del Eoceno están fracturadas y son
particularmente inestables en las cercanías del
domo salino, donde el gradiente de pérdida de
lodo—que indica la densidad del lodo que abrirá
fracturas existentes—es el más bajo. Las fangolitas menos fracturadas del Mioceno de la formación superior, eran más estables, de modo que
la trayectoria del Pozo 22/20-A11 evitó las lutitas
fracturadas del Eoceno, saliendo hacia las fangolitas del Mioceno.
> Fracturas en el Campo Mungo. Los geólogos de
BP trazaron mapas de muchas fracturas que yacen por encima del domo salino. Estas fracturas
interceptan los horizontes con un patrón radial.
Una vista desde arriba muestra las fracturas interpretadas cuando interceptan las fangolitas del
Mioceno Tardío (arriba). Conocer la ubicación de
las fracturas en tres dimensiones ayuda a los planificadores de los pozos a evitar riesgos relacionados con las mismas (abajo).
39
MDbmr TVDbmr
Diseño del
revestimiento
Prof.
(metros)
Geología
Avalancha
Prof.
(metros)
Desviación
(°)
MDbmr TVDbmr
Peligros de perforación
Break-out
Pérdidas y
ganancias
de lodo
Paralelo a los
planos de
estratificación
Limpieza
del pozo
Fallas
Peligros
Profundidad
de referencia
Acciones – Recomendaciones
MDbrt (m)
TVDbmr (m)
400 650 m
400 645 m
1) Las fangolitas por encima del domo
pueden estar fracturadas
- Monitorear los escombros en busca de morfología
relacionada con fracturas
- Monitorear pérdidas de fluidos, no incrementar la
densidad del lodo
- Evitar régimen pulsante durante la entrada al pozo
940 1050 m
890 965 m
2) Break-out potencial con una densidad del
lodo de 1.5 g/cm3
- Monitorear los volúmenes de los escombros
- Observar la morfología de los escombros
940 2120 m
890 1465 m
3) Inclinación del pozo entre 55 y 65
grados – Posible avalancha de recortes
- Asegurar buena limpieza del pozo y mucho cuidado
durante las maniobras del BHA a través de esta zona
y debajo de la misma.
1133 1762 m
1010 1305 m
4) Posible flujo de salmuera como consecuencia de
la proximidad del pozo P14 con el W12x
- Monitorear cuidadosamente los aumentos
de la tasa de flujo
1762 1900 m
1305 1365 m
5) Break-out potencial con una densidad del
lodo de 1.65 g/cm3
- Monitorear los volúmenes de los escombros
- Observar la morfología de los escombros
- Evitar el succionado durante la salida del pozo
1
Tope de la sal
185⁄8
Grupos Hordaland-Norland
(pulg.)
2
133⁄8
4
Mioceno Medio
3
Tope del Eoceno
- No se recomienda incrementar la densidad del lodo
debido a la desestabilización del material de la
zona de falla.
7
1762 2120 m
1305 1465 m
6) Falla de la formación debido a la perforación en
paralelo al plano de estratificación
Peligro de obturación por el alto volumen
de escombros
8
Break-out
Pérdidas y
ganancias
de lodo
Paralelo a los
planos de
estratificación
Problema moderadamente
severo
Estos requisitos impusieron limitaciones a
una nueva trayectoria, que fue diseñada utilizando el sistema de planificación direccional de
pozos Drilling Office, para dar cuenta inmediatamente de las preocupaciones relacionadas con la
perforación, tales como construir ángulo y evitar
colisiones. El equipo NDS ingresó la nueva trayectoria al modelo mecánico del subsuelo del
Campo Mungo y computó los límites de la densidad del lodo para esa trayectoria. Planificar, analizar e importarlo a la presentación DrillViz tomó
aproximadamente una hora. El grupo de trabajo
examinó y debatió la nueva trayectoria, incluyendo los riesgos potenciales. Una larga sección
tangencial se encontraba a un ángulo de inclinación que previamente había causado problemas
de limpieza del pozo, lo que podía desestabilizar
la perforación. Esto no había sido reconocido en
40
- El intervalo coincide con una zona
posiblemente fracturada
- Habrá material de la zona de fallas
- Importante una buena limpieza del pozo
2420 2600 m
1650 1785 m
7) Break-out potencial con una densidad del
lodo de 1.65 g/cm3
2650 2898 m
1825 2047 m
8) Pérdidas de lodo potencial a través de las fracturas
si la EDC excede 1.68 g/cm3
- Monitorear la morfología de los escombros en busca
de fallas a causa de la perforación en dirección
paralela a los estratos
- Mantener una buena limpieza del pozo, reducir la
ROP si el volumen de los escombros se torna excesivo
con el aumento de la limpieza del pozo
- No incrementar la densidad del lodo
- Monitorear los volúmenes de los escombros
- Observar la morfología de los escombros
Paleoceno
95⁄8
Camisa
de
5 pulg.
6
Tope de Forties
Grupos Hordaland-Norland
5
Limpieza
del pozo
Fallas
- Mantener baja la ECD (<1.68 g/cm3)
- Monitorear las pérdidas
- Puede requerirse LCM
Detención potencial
del pozo
la discusión anterior, pero esta vez fue obvio para
el equipo de trabajo. Una segunda corrida del
programa Drilling Office minimizó este riesgo,
aumentando el ángulo del pozo desde el punto de
salida del domo salino, pero permaneciendo dentro de las rocas del Mioceno.
Al colaborar en el ambiente de un iCenter, el
equipo de trabajo eliminó semanas de repeticiones de tareas entre el personal de perforación y
de yacimientos, y todos obtuvieron una mejor
comprensión de los complejos problemas de los
pozos en este campo. Los riesgos no se eliminaron por completo, pero los peores se mitigaron y
los ingenieros desarrollaron planes para manejar
otros. El personal a cargo de la perforación, utilizó un afiche de DrillMAP como recordatorio de
dónde esperar cuatro tipos de riesgos en el pozo:
• Ruptura o Break-out—la baja densidad del
lodo puede causar el agrandamiento del pozo,
aumentando los derrumbes, cuyos escombros
deben ser extraídos del pozo.
• Pérdidas y ganancias de lodo—las pérdidas
indican flujo de lodo hacia una fractura,
aumentando posiblemente su tamaño, y las ganancias indican flujo de gas o agua hacia el
pozo, creando un conato de reventón que
deberá controlarse.
• Planos de estratificación—es más probable
que se produzca una falla en la formación
cuando se perfora un pozo paralelo a una capa,
lo que podría ocasionar que se obture la sarta
de perforación.
Oilfield Review
Pronóstico de estabilidad del Pozo Mungo 22/20-A11 [P14] (Hueco W170)
Ventana segura del lodo
Modelo mecánico del subsuelo
Prof. (metros)
MDbmr
TVDbmr
185⁄8
, Riesgos de perforación en el Pozo 22/20-A11
del Campo Mungo. La presentación DrillMAP
puede mostrarse como un afiche que indica
las ubicaciones de riesgos potenciales, agrupados de acuerdo a su tipo. En la sección del
centro se presentan recomendaciones para
evitar o corregir problemas. La ventana de
densidad segura del lodo ilustra gráficamente
el potencial conato de un reventón o una ruptura (break-out) si la densidad del lodo es demasiado baja, o de pérdidas hacia las fracturas si es demasiado alta. En el lado derecho
se muestran el esfuerzo y la resistencia de la
roca. También es posible agregar otros datos,
tales como la trayectoria del pozo o información geológica.
133⁄8
Domo salino
95⁄8
1
1
1
Break-out
(g/cm3)
Densidad del lodo planificada
(g/cm3)
Presión de poro
(g/cm3)
Break-out
(g/cm3)
Camisa
de
5 pulg.
2
2
Conato de reventón
(g/cm3)
• Limpieza del pozo—las inclinaciones del pozo
de entre 50° y 65° conducen a avalanchas de
recortes que pueden causar atascamientos, de
modo que la limpieza adecuada del pozo es
importante.
La presentación en DrillMAP enumeró los
parámetros que deberían monitorearse y recomendó acciones necesarias para evitar estos riesgos (arriba y página anterior). En el sitio de
operaciones, el especialista en PERFORM registró
las observaciones e interpretaciones durante la
perforación y sugirió cambios para mejorar el
modelo mecánico del subsuelo para futuros
pozos. Como resultado de una planificación y ejecución cuidadosas, el pozo fue perforado con
éxito hasta el objetivo, sin tiempos improductivos
relacionados con la estabilidad del pozo.
Otoño de 2001
Esfuerzo horizontal mínimo
Resistencia de la roca (UCS)
(lpc)
(lpc)
10000
10000 0
Esfuerzo horizontal máximo
Ángulo de fricción
(lpc)
(°)
0
10000 0
40
Esfuerzo vertical
(lpc)
0
10000
Presión de poro
(lpc)
0
10000
0
2
¿Dónde está la barrena?
El objetivo de perforación a menudo se determina
a partir de una sección sísmica de superficie,
sobre la cual se hace la interpretación geológica
basada en el tiempo de tránsito hasta los reflectores del subsuelo, presentada en milisegundos,
(mseg). Desafortunadamente, la profundidad de
los reflectores puede no estar establecida, en
particular para pozos de exploración. La conversión del tiempo de tránsito en mseg a profundidad en pies o metros no es sencilla; requiere
conocimientos sobre la propagación del sonido
en todas las rocas desde la superficie hasta el
objetivo, información que con frecuencia se desconoce y se debe asumir por analogía con otras
cuencas. No obstante, las decisiones de perforación se deben tomar sobre la base de tales datos.
En muchos casos, los puntos de asentamiento de
las tuberías de revestimiento se seleccionan para
evitar perforar en un sitio que deje grandes secciones de pozo abierto. Al revestir el pozo, se
puede cambiar la densidad del lodo para enfrentar
el riesgo por delante sin poner en peligro las formaciones sobreyacientes.
Antes de comenzar la perforación, la incertidumbre sobre la ubicación de los puntos de asentamiento de las tuberías de revestimiento puede
variar en cientos de metros, lo cual introduce un
riesgo inaceptable. Durante la perforación en
áreas de desarrollo, se puede disminuir la incertidumbre examinando los recortes o las respuestas de los registros geofísicos adquiridos durante
la perforación (LWD, por sus siglas en inglés),
para comparar estos datos con los de capas dis-
41
Sísmica de pozo a cable
Barrena como fuente sísmica
Sistema SeismicMWD
Fuente
Telemetría de MWD
Fuente
Receptores,
pesos
Lecho marino
Receptor
a cable
Barrena como
fuente sísmica
Receptor de LWD
Reflector sísmico
> Opciones para la información sísmica de pozo. El levantamiento de sísmica de pozo debe hacerse entre operaciones de perforación. Los receptores se bajan al pozo y una fuente de superficie proporciona la señal (izquierda).
En el sistema Drill-Bit Seismic, el ruido de la barrena de perforación actúa como una fuente sísmica y los receptores se encuentran en la superficie (sección media). El nuevo receptor sísmico SeismicMWD utiliza una fuente de
superficie, pero las mediciones se pueden obtener durante la perforación a medida que se agregan o quitan tramos a la sarta de perforación (derecha).
tintas o con marcadores encontrados en pozos
cercanos. Es posible que en una nueva cuenca no
se puedan establecer los marcadores reconocidos, de modo que se deben usar otros medios
para ubicar correctamente la posición de la
barrena de perforación sobre una sección sísmica.
Hasta ahora, los ingenieros de perforación
tenían dos opciones para convertir tiempo de tránsito sísmico a profundidad. La primera, que interrumpía la perforación, era una prueba de
velocidad utilizando un receptor sísmico bajado al
pozo con cable y una fuente en la superficie
(arriba). Si bien esto proporciona una medición de
alta calidad, la adquisición de registros requiere un
importante tiempo del equipo de perforación, agregando costos y riesgos. Peor aún, la medición se
42
podía programar demasiado temprano o demasiado tarde como para que fuera útil; antes o después que se llegara a la profundidad de
asentamiento de la tubería de revestimiento o se
enfrentara el peligro en cuestión.
A mediados de la década de 1990, se podía
efectuar una prueba de velocidad durante la perforación, utilizando receptores de superficie y el
ruido de la barrena de perforación como fuente
sísmica; esto se conoce como servicio Drill-Bit
Seismic.9 Esta tecnología funciona bien en
muchas situaciones, pero es poco confiable en
formaciones blandas, en pozos de alto ángulo y
cuando se usan barrenas de un compuesto policristalino de diamante (PDC, por sus siglas en
inglés).
Una nueva solución proporciona perfiles sísmicos verticales (VSP, por sus siglas en inglés)
cuya calidad es cercana a la de los datos adquiridos a cable, en tiempo real y sin consumir
tiempo adicional del equipo de perforación.10 La
herramienta SeismicMWD tiene un receptor sísmico en un ensamblaje LWD y utiliza una fuente
de superficie para producir un VSP durante la perforación. Un sistema de telemetría de pulsos de
lodo con mediciones durante la perforación
(MWD, por sus siglas al inglés) transmite datos
en tiempo real a la superficie. La herramienta
SeismicMWD es útil en situaciones en que no es
posible utilizar el servicio Drill-Bit Seismic, pero
este servicio requiere que la herramienta esté en
el BHA, y se debe aplicar la telemetría MWD si
Oilfield Review
se necesitan mediciones en tiempo real. Sin embargo, un levantamiento sísmico a cable proporciona datos de mejor calidad para los estudios de
caracterización de yacimientos que la herramienta SeismicMWD o la medición Drill-Bit
Seismic.
Las mediciones SeismicMWD se efectúan
antes o después que se conecte un nuevo tramo
de la sarta de perforación, durante el período de
inactividad en que la sarta de perforación está
estacionaria y no hay circulación de lodo.
Normalmente, una conexión toma varios minutos,
tiempo suficiente para obtener varias lecturas a
intervalos de 10 a 15 segundos. No se quita
tiempo a la operación de perforación. El tiempo
de tránsito simple, o prueba de velocidad, se
transmite por telemetría hasta la superficie tan
pronto como la bomba de lodo arranca nuevamente, permitiendo un nexo directo entre la posición de la barrena y el tiempo de tránsito en una
sección sísmica de superficie. La posición de la
barrena se puede convertir a profundidad vertical
verdadera (TVD, por sus siglas en inglés) a través
de un registro de profundidad e inclinación
tomado a lo largo de la trayectoria del pozo.
Las formas de ondas sísmicas completas se
almacenan hasta que el conjunto de fondo se
sube a la superficie. Es de esperar que pronto
exista la posibilidad de transmitir formas de onda
VSP de MWD a la superficie.
Con los datos de las pruebas de velocidad obtenidos en cada punto de conexión, o con mayor frecuencia si fuera necesario, es posible determinar la
posición de una barrena en una sección sísmica
mientras se lleva a cabo la perforación. Por lo
general es poco práctico reprocesar toda la sección
sísmica de superficie en tiempo real, pero simplemente comprimir o alargar la sección sísmica en
escala de profundidad utilizando datos de pruebas
de velocidad en tiempo real es un procedimiento
rápido, fácil y lo suficientemente preciso (abajo). La
sección actualizada se puede utilizar para predecir
la distancia al próximo objetivo de perforación o
riesgo potencial. El especialista en PERFORM utiliza la aplicación DrillMAP como una ayuda
visual—sobre la base de esta información actualizada acerca del ambiente de perforación—para
notificar al personal del equipo de perforación
sobre potenciales peligros durante la perforación,
reduciendo así el riesgo. Esto representa una gran
ventaja para los perforadores y también permite
obtener información minuto a minuto de manera
más rápida, para que los geocientíficos actualicen
las interpretaciones.
9. Borland W, Codazzi D, Hsu K, Rasmus J, Eichcomb C,
Hashem M, Hewett V, Jackson M, Meehan R y Tweedy
M: “Real-Time Answers to Well Drilling and Design
Questions,” Oilfield Review 9, no. 2 (Verano de 1997): 2-15.
10. Esmersoy C, Underhill W y Hawthorn A: “Seismic
Measurement While Drilling: Conventional Borehole
Seismics on LWD,” Transcripciones del 42 Simposio
Anual de la SPWLA sobre Adquisición de Registros,
Houston, Texas, EUA, 17 al 20 de junio de 2001,
artículo RR.
-1000
0
1000
1
2000
3000
2
4000
5000
3
Profundidad vertical verdadera, m
Tiempo de tránsito doble (ida y vuelta), seg
0
6000
7000
4
50
100
Número de la traza
150
50
100
Número de la traza
150
> Alargamiento y compresión de secciones sísmicas. Normalmente, una sección sísmica en escala
de tiempo (izquierda) no se reprocesa durante la perforación. La posición de una barrena se conoce
a partir de la profundidad medida, la inclinación y el azimut a lo largo de la trayectoria del pozo (azul).
Las mediciones de pruebas de velocidad transmitidas a la superficie durante la perforación localizan
la barrena en la sección sísmica, permitiendo el estiramiento o la compresión de la sección convertida a escala de profundidad, con el fin de localizar los objetivos que se encuentran hacia abajo
(derecha). Cada traza es convertida, pero no se aplica variación lateral.
Otoño de 2001
43
> Pantalla de la aplicación Barrena en la Sísmica BOS. Se muestra una trayectoria de pozo
(azul) en la sección sísmica en escala de tiempo en donde aparecen resaltados ciertos marcadores específicos (rojo). A medida que continúa la perforación, la trayectoria del pozo se
despliega en la pantalla (parte superior izquierda). Se utilizan los datos de prueba de velocidad de la herramienta SeismicMWD para ubicar la barrena en la sección sísmica convertida a escala de profundidad. Los mismos marcadores se muestran en esta pantalla, junto con
bandas de incertidumbre codificadas por color (parte superior derecha). Las profundidades
adelante de la barrena poseen bandas de incertidumbre cada vez más anchas, como se muestra en la distribución de incertidumbre para un marcador específico (parte inferior izquierda).
Se ingresa la información de profundidad, inclinación y azimut para convertir el tiempo de
tránsito a profundidad (parte inferior derecha).
A medida que el pozo se aproxima a un punto
de asentamiento de la tubería de revestimiento o
a la profundidad objetivo, la información actualizada reduce la incertidumbre hasta un nivel aceptable (página siguiente). La aplicación Barrena en
la Sísmica BOS recoge esta información de la
telemetría MWD y, en tiempo real, actualiza la
sección sísmica, la ubicación de los marcadores
principales, la posición estimada del objetivo y
las incertidumbres de profundidad (arriba). En
algunas áreas, no hay marcadores obvios para
vincular una sección sísmica a los recortes u otros
parámetros de perforación, y la única correlación
es a través de un método de levantamiento sísmico durante la perforación. El mejor conocimiento de la posición de la barrena puede
conducir a la eliminación de un punto de asentamiento de la tubería de revestimiento, y en algunos casos, agregar uno para disminuir el riesgo.
44
La herramienta SeismicMWD fue utilizada en
un pozo de BP en el Mar Caspio a principios de
2001. El pozo fue perforado direccionalmente, lo
que es inusual, ya que la mayoría de los pozos de
exploración son verticales. BP deseaba evitar una
zona altamente presurizada cerca de la cima de la
estructura y alcanzar un yacimiento objetivo que
se encontraba debajo de una serie de fallas en un
área de sobrecorrimiento con capas inclinadas a
40º. En base a la interpretación de la sección sísmica de superficie, la longitud de la trayectoria
del pozo era de 4500 m [14.800 pies]. Sin
embargo, la incertidumbre vertical en la parte
superior del yacimiento era de 700 m [2300 pies].
Éste es un problema de crítica importancia, ya
que errar el objetivo por 100 m [330 pies] puede
hacer que el pozo se perfore en el bloque equivocado de una falla. Puesto que los sedimentos en
esta área son blandos, no era factible el uso del
ruido de la barrena como fuente sísmica durante
la perforación. BP utilizó la herramienta
SeismicMWD para obtener pruebas de velocidad
y actualizar la posición de la barrena durante la
perforación.
Los datos más precisos del tiempo de tránsito
simple se obtienen cuando la onda sísmica viaja
verticalmente. Para lograr esto en un pozo submarino desviado, un barco que arrastra una
fuente sísmica de superficie debe moverse a
cada punto de la prueba de velocidad, y posicionarse basándose en el disparo anterior y la mejor
estimación de la posición de la barrena en el subsuelo; un proceso llamado perfil sísmico con desplazamiento superior de fuente (Walkabove).11
Los resultados indicaron que la interpretación
sísmica de superficie previa a la perforación realizada por BP era exacta, pero las pruebas de
11. Hope R, Ireson D, Leaney S, Meyer J, Tittle W y Willis M:
“Seismic Integration to Reduce Risk,” Oilfield Review 10,
no. 3 (Otoño de 1998): 2-15.
Oilfield Review
> Disminución de la incertidumbre con el aumento de la
cantidad de información. El pozo (línea azul delgada) comienza en la parte superior izquierda de esta sección sísmica convertida a escala de profundidad. Tres pantallas
de la aplicación Bit On Seismic muestran un pozo avanzando hacia la parte inferior derecha. En cada paso se
predicen las posiciones de los marcadores (línea roja),
con bandas de incertidumbre alrededor de ellas (banda
azul). Se interceptó un marcador antes de que la trayectoria comenzara a desviarse hacia la derecha (arriba).
Puesto que se conoce la profundidad de dicho marcador,
no se incluye su banda azul de incertidumbre. La aplicación muestra la predicción de profundidad previa a la perforación (línea amarilla) e incertidumbre (banda verde)
para su comparación con la profundidad medida. La perforación a través de otros marcadores proporciona información adicional (sección media), mejorando la conversión de tiempo a profundidad a lo largo de la trayectoria.
Se actualizan las predicciones de las profundidades de
los marcadores inferiores, y su incertidumbre disminuye.
Ninguna incertidumbre persiste tras perforar en la capa
del último marcador (abajo).
Otoño de 2001
45
1600
1500
1400
Tiempo, mseg
1300
1200
1100
1000
900
800
Mediciones VSP a cable para el pozo entubado
Mediciones VSP con el sistema SeismicMWD para el pozo abierto
700
600
2000
2500
3000
3500
4000
Profundidad vertical verdadera abajo del nivel del mar, m
4500
> Comparación de los tiempos de tránsito de distintos VSPs. Luego de que se perforó un
pozo en el Mar Caspio, se corrió un perfil VSP a pozo entubado (rojo) para determinar una
conversión de tiempo a profundidad. La medición del sistema SeismicMWD (negro) se
ajusta muy bien con los datos del VSP adquirido a cable. El vacío en los datos fue causado por problemas en una grúa que sostenía la fuente sísmica en la embarcación.
velocidad SeismicMWD proporcionaron una confirmación adicional a medida que avanzaba la
perforación. Tras perforar, BP obtuvo un perfil sísmico con desplazamiento superior de fuente. Los
resultados coincidieron bastante bien con las
mediciones SeismicMWD (arriba).
La herramienta de adquisición registró la
forma de onda completa de las señales sísmicas,
y la calidad de las formas de onda resultantes fue
buena. Sin embargo, cuando se perforó el pozo a
principios de 2001, la herramienta no pudo transmitir las formas de onda a la superficie en tiempo
real, de modo que los datos fueron descargados
una vez que la herramienta regresó a la superficie (página siguiente, abajo).
El operador consideró que la medición no
tenía un efecto negativo en el tiempo de perforación y proporcionó resultados comparables a los
de los perfiles VSP convencionales. Los costos de
la embarcación con fuentes sísmicas y el despliegue del personal fueron más que compensados por el tiempo de perforación ahorrado al
prescindir de los levantamientos convencionales.
En algunos casos, las mediciones del sistema
SeismicMWD ahorran tiempo a los equipos de
perforación. En muchos casos de pozos direccionales, se perfora un pozo piloto casi vertical para
determinar las posiciones de los marcadores o la
profundidad objetivo. Este pozo luego se
cementa y se desvía para dirigir el pozo horizontalmente hacia el interior del yacimiento. La
interpretación con la aplicación BOS en tiempo
real puede eliminar la necesidad de perforar un
pozo vertical, reduciendo sustancialmente los
costos de construcción de pozos.
46
Monitoreo en tiempo real relevante
El especialista en PERFORM de Schlumberger se
ubica en el centro de una red de comunicaciones
de NDS durante las operaciones de perforación.
Este ingeniero es responsable de monitorear las
mediciones realizadas durante la perforación y
alertar al equipo de perforación—incluidos el
supervisor de perforación, los ingenieros de perforación en tierra y los expertos de otras disciplinas que apoyan la red—cuando los parámetros
superan los límites de tolerancia. Además, el
especialista en PERFORM mantiene al personal a
cargo de la perforación informado acerca de los
riesgos potenciales que se pueden encontrar en
la siguiente sección o durante las siguientes 24
horas, junto con las medidas necesarias para
manejar dichos eventos.
Durante la perforación pueden encontrarse
varios problemas, tales como quedar atascado,
enfrentar un conato de reventón durante la perforación de una zona permeable sobrepresurizada, así como crear o agrandar una fractura. El
especialista en PERFORM intenta evitar estos
problemas, recopilando información de todas las
fuentes disponibles. Los datos históricos, tales
como la experiencia de pozos vecinos, proporcionan un pronóstico de las posibilidades, mientras
que las mediciones obtenidas durante la perforación revelan lo que está ocurriendo en el pozo. El
especialista en PERFORM hace recomendaciones
acerca de la densidad del lodo en superficie y
sobre el control de otras situaciones, tales como
la presión anular; el efecto de sondeo, el represionamiento y el taponamiento; la velocidad de
flujo del lodo; la ROP; y la velocidad de rotación
de la barrena. Los expertos en geomecánica y
petrofísica del grupo NDS que se encuentran en
tierra, proporcionan el respaldo científico y técnico, además del sofisticado modelado requerido
por el ingeniero del programa PERFORM.
La condición del pozo se puede inferir a partir
de los recortes y derrumbes separados del
retorno de lodo en las zarandas vibradoras.12 Se
puede distinguir la forma y el tamaño de los
escombros resultantes del break-out a causa de
fallas al esfuerzo de corte cuando la densidad del
lodo es demasiado baja con respecto a la del
lodo proveniente de zonas fracturadas cuando la
densidad del lodo es demasiado alta.13 Las imágenes de los recortes y los derrumbes se pueden
publicar en un sitio Web seguro para obtener la
rápida retroalimentación de los expertos que no
se encuentren en el pozo.
El monitoreo del volumen de lodo da una indicación acerca de los problemas. La pérdida de
lodo sugiere posibles fracturas inducidas y el
aumento de su volumen indica un posible conato
de reventón. Sin embargo, puede tomar medio
día para que los recortes lleguen a la superficie
desde los 20,000 pies [6100 m] de profundidad y
horas para determinar la pérdida de lodo, a
menos que ésta sea considerable.
Un indicador de influjo de gas, a menudo causado por perforar a través de una zona permeable de alta presión, es el contenido de gas en el
lodo. Las pequeñas cantidades de gas se pueden
controlar, pero un influjo rápido crea serios problemas. El gas se expande a medida que
asciende por el pozo, empujando fuera del pozo
el lodo que hay delante de él. Esto reduce aún
más la presión hidrostática, permitiendo una
mayor expansión del gas y produciendo un potencial descontrol del pozo. El contenido de gas es
monitoreado en la superficie, pero puede tomar
horas detectar una entrada de gas pequeña.
Mientras más se tarde en detectar un potencial
descontrol del pozo, peores pueden ser sus consecuencias. En casos extremos, puede ser necesario abandonar rápidamente un equipo de
perforación.
Las acciones correctivas pueden crear mayores daños. A grandes profundidades y pequeños
diámetros de pozo, la única manera de controlar
un influjo es hacer un bombeo forzado simultáneo
de lodo por dentro de la sarta de perforación y por
12. Los recortes son piezas de roca removida por la barrena. Los derrumbes son piezas de roca que se desprendieron de la pared del pozo.
13. Aldred et al, referencia 3.
14. Aldred W, Cook J, Bern P, Carpenter B, Hutchinson M,
Lovell J, Rezmer-Cooper I y Leder PC: “Using Downhole
Annular Pressure Measurements to Improve Drilling
Performance,” Oilfield Review 10, no. 4 (Invierno de
1998): 30-55.
15. Cuvillier et al, referencia 3.
Oilfield Review
0.8
2500
1.0
1.2
3000
3500
1.4
1.6
1.8
4000
2.0
2.2
0.8
1.0
1.2
1.4
1.6
1.8
Tiempo, seg
2.0
2.2
2200 2600 3000 3400 3800 4200
Profundidad desde el plano de referencia, m
> Formas de ondas sísmicas. Los datos de ondas sísmicas completas fueron obtenidos con la herramienta SeismicMWD tras extraer la columna de perforación. El operador consideró que las formas de
onda sin procesar (izquierda) y procesadas (derecha) eran de buena calidad. El vacío en los datos fue
causado por problemas en una grúa que sostenía la fuente sísmica en la embarcación.
Otoño de 2001
610 m
1 lbm/gal
Densidad del lodo
Presión de poro
en tiempo real
Presión del MDT
Densidad del lodo
en superficie
Densidad de
circulación equivalente
Gradiente de fractura
Gradiente de sobrecarga
> Gradientes de los esfuerzos y de las densidades del lodo. En este pozo del Golfo de México, la
predicción de la presión de poro en tiempo real
(amarillo) se efectuó con los datos de resistividad
y velocidad. Los diamantes rojos representan los
datos del Probador Modular de la Dinámica de la
Formación MDT. El gradiente de fractura (rojo)
llega a coincidir con el gradiente de sobrecarga
(verde) a gran profundidad, y la ventana segura
de densidad del lodo se estrecha. La curva de la
ECD (púrpura) se basa en las mediciones APWD.
Formas de ondas procesadas
Tiempo, seg
Profundidad desde el plano de referencia, m
Formas de ondas sin procesar
2000 pies
de poro y el gradiente de fractura representa un
problema adicional. Tanto la presión de poro
como el gradiente de fractura cambian con la
profundidad, y la ventana de perforación segura
entre ellas a menudo se estrecha (derecha). Si la
densidad del lodo se mantiene constante mientras aumenta la presión de poro, hay riesgo de un
conato de reventón. Sin embargo, si la densidad
del lodo aumenta demasiado, se podría fracturar
la sección de pozo abierto por debajo de la última
tubería de revestimiento.
Normalmente, la densidad del lodo debe ser al
menos varias décimas partes de una lbm/gal
[varias centésimas de g/cm3] mayor que la presión
máxima de poro y al menos varias décimas partes
de una lbm/gal menor que el gradiente de fractura
mínimo en la sección de pozo abierto. Cuando la
ventana de presión de poro-gradiente de fractura
se reduce a 1 lbm/gal [0.1 g/cm3] en pozos profundos, esto se convierte en un desafío para la perforación. Una respuesta posible consiste en
disminuir la tasa de bombeo, pero puesto que esto
afecta la velocidad de eliminación de los recortes
de perforación, debe reducirse la ROP, obligando a
un equilibrio entre la pérdida de economía por la
lenta perforación y el riesgo de dañar o perder el
pozo por generar un conato de reventón o una
fractura de la formación. Las tecnologías de levantamiento submarino, tales como la perforación
con gradiente doble, pueden reducir los gradientes
de la densidad del lodo debajo del lecho marino,
reduciendo el número de sartas de revestimiento.
Esta tecnología aún no se encuentra disponible en
todos los casos.15
Las interpretaciones de las mediciones sónicas
y de resistividad realizadas durante la perforación,
proporcionan información acerca de la formación
Profundidad
el espacio anular, para hacer que el fluido regrese
a la formación. Si bien esto puede controlar la
entrada de gas, también puede fracturar la formación en alguna otra sección de pozo abierto.
La medición de la Presión Anular Durante la
Perforación AWPD proporciona la presión anular
de fondo, evitando la necesidad de estimar las
condiciones a partir de las presiones de superficie y de un modelado.14 Debido a que la densidad
del lodo se utiliza para controlar la presión dentro del pozo, los perforadores utilizan la unidad
de densidad libras masa por galón (lbm/gal, a
veces denominada lpg) para describir las presiones: presión anular del pozo, presión de poro y
presiones laterales y de sobrecarga. La medición
APWD, que mide la densidad estática equivalente (ESD, por sus siglas en inglés) del lodo
cuando las bombas están inactivas y la densidad
de circulación equivalente (ECD, por sus siglas en
inglés) cuando están activas, se utiliza para
monitorear la densidad del lodo dentro del pozo
para mantenerla dentro de un rango determinado. La ESD debe mantenerse por encima de la
presión de poro y, si es posible, por sobre la presión mínima para controlar el break-out en el
pozo. La ECD debe mantenerse debajo del gradiente de fractura.
La medición APWD también puede dar indicios acerca de una limpieza inadecuada del pozo,
lo que puede conducir a un atascamiento de la
tubería u otros problemas tales como la apertura
o crecimiento y cierre de una fractura cuando la
ECD asciende y desciende.
El manejo de las presiones del pozo es una
tarea importante para el especialista en la técnica PERFORM. Para pozos profundos en aguas
profundas, la estrecha ventana entre la presión
que se encuentra justo frente a la barrena. Si bien
el lodo o los recortes pueden tardar horas en circular hasta la superficie, las herramientas sónicas
y de resistividad tienen un retardo respecto de la
barrena de aproximadamente 30 minutos a velocidades de perforación típicas. Ambas herramientas
predicen la presión de poro y el gradiente de fractura en base a un modelo mecánico del subsuelo
a lo largo de una trayectoria, ayudando al especialista en PERFORM a manejar la presión del
pozo. El ingeniero afina el modelo durante la perforación, comparando las predicciones con las
pruebas de fugas—tomadas después que el
revestimiento se fija y se comienza a perforar—y
con las presiones de poro en zonas permeables,
obtenidas utilizando las mediciones del Probador
Modular de la Dinámica de la Formación MDT
entre operaciones de perforación.
47
12
APWD de EMW
Maniobras ascendentes y
descendentes de la sarta de perforación
1000
Estabilización de SIDPP
a 10.89 lbm/gal
Comienzo de la
inyección a presión
11.5
Incremento de SIDPP
500
11
Cierre
0
10:45
Resistividad, ohm-m
10
X600
X700
10.5
11:00
11:15
11:30
11:45
Tiempo, horas y minutos
12:00
12:15
> Procedimiento de espera y ponderación. La presión de cierre de fondo del pozo (SIDPP, por sus siglas en inglés) se estabilizó a una densidad del lodo equivalente (EMW, por sus siglas en inglés) de
10.89 lbm/gal [1.3 g/cm3]. Ésta se midió utilizando la herramienta APWD (verde). Tras efectuar maniobras ascendentes y descendentes de la sarta de perforación para prevenir atascamientos durante la
espera, se circuló lodo de mayor densidad dentro del pozo. El aumento de la presión anular fue causado por el lodo gelificado en el pozo. El personal interrumpió la circulación—detuvo las bombas de
lodo—y comenzó un procedimiento de control del pozo. La presión de superficie dentro de la sarta
de perforación (azul) muestra mucho menos detalle, pero se puede obtener durante el procedimiento.
Las mediciones APWD se pueden transmitir a la superficie sólo cuando las bombas están activas.
El pozo del Golfo de México que se había visto
amenazado por una tormenta tropical se convirtió
en un verdadero desafío para el personal de perforación: un pozo direccional de exploración en
aguas profundas con un objetivo ultra profundo.
BP desarrolló un modelo de presión de poro antes
de perforar, pero también deseó monitorear las
condiciones durante la perforación. El especialista
en PERFORM tenía varias tareas clave a su cargo:
• definir rangos clave para la presión del pozo; en
este caso, dentro de una ventana de presión de
poro-gradiente de fractura
• llevar a cabo mediciones estáticas y dinámicas
de las presiones en el espacio anular
• afinar las estimaciones de presión de poro y de
gradiente de fractura de manera continua a
partir de los registros adquiridos en tiempo real
• identificar y analizar las fracturas hidráulicas
inducidas por la perforación
• identificar y analizar los problemas de inestabilidad del pozo
• predecir los riesgos asociados con las presiones de poro y los gradientes de fractura
• comunicar todas las observaciones e interpretaciones al personal de perforación.
El especialista en PERFORM se unió al equipo
de perforadores para comenzar el monitoreo en
tiempo real y manejar la presión del pozo cuando
la barrena llegara a la zapata de la tubería de
revestimiento de 21 pulgadas. El petrofísico recomendó la utilización durante la perforación de la
herramienta de Resistividad de Arreglo Compensada ARC. El espaciado de los sensores en la
48
1
X500
Profundidad, pies
Superficie
X400
Detención de la circulación
APWD de EMW, lbm/gal
Presión dentro de la sarta de perforación, lpc
1500
herramienta ARC, junto con una frecuencia de
medición de un segundo, proporciona información
que ayuda a diferenciar en el pozo el break-out de
las fracturas hidráulicas; dos características que
afectan la estabilidad del pozo.
Dos canales de resistividad de la herramienta
ARC se monitorearon en tiempo real, mientras
otros canales fueron almacenados en memoria
para recuperarlos una vez que la herramienta
regresara a la superficie. Una señal adquirida en
tiempo real fue la resistividad de cambio de fase
de baja frecuencia y lectura profunda, que se utiliza para medir la resistividad de la formación Rt.
Esta señal es insensible a la excentricidad de la
herramienta y al agrandamiento del pozo cuando
la resistividad de la lutita es baja. La segunda
señal enviada a la superficie de manera continua
fue la medición más somera de la herramienta
ARC, que es la más sensible a la excentricidad, al
break-out y al fracturamiento inducido. La separación de estas dos curvas es una indicación temprana de un problema en el pozo.
Tras perforar 1000 pies [300 m] desde el punto
de asentamiento de la tubería de 21 pulgadas, los
perforadores notaron lodo fluyendo desde el pozo
durante el quiebre de la sarta de perforación,
indicando una entrada de fluidos al pozo. El modelo de presión de poro no dio indicación alguna
de que se había superado la ESD, así como tampoco hubo cambios en la morfología de los recortes de perforación, ni en los datos del gas, o en
los parámetros de perforación que indicaran que
se había encontrado una zona de alta presión.
X800
X900
> Aplicación de la técnica de lapsos de tiempo.
La curva de alta frecuencia de espaciamiento
corto P16H de la herramienta de resistividad
de cambio de fase ARC es más sensible a los
eventos cercanos al pozo, tales como el fracturamiento. La medición efectuada durante la
perforación (negro) muestra una baja resistividad debajo de la zapata de la tubería de revestimiento a los X407 pies. Unos cuantos días
después, el personal reingresó al pozo y corrió
la herramienta nuevamente (rojo). La separación de los dos registros indica una fractura
localizada desde los X410 hasta los X650 pies.
Un análisis posterior mostró que todos los modelos de presión de poro concordaban y que la presión excesiva era una anomalía.
El operador decidió matar el pozo mediante
un procedimiento de circulación simple conocido
como espera y ponderación para detener la
entrada de fluidos (arriba a la izquierda). Se cerró
el preventor de reventones (BOP, por sus siglas
en inglés) submarino para evitar la posibilidad de
que la alta presión alcanzara la tubería de elevación marina de menor presión. Con el pozo
cerrado, el personal permitió que la presión del
pozo se equilibrara con la presión de poro. Luego,
se aumentó la densidad del lodo mientras se
hacía circular lodo hacia el fondo del pozo y de
regreso a la superficie. La línea de retorno fue
desviada a una línea de regulación de alta presión que llega hasta la superficie y tiene un diámetro interno más pequeño que el retorno anular
por encima del BOP submarino. Desafortunadamente, durante el período de espera, el lodo en
el pozo se espesó y se hizo más viscoso. Cuando
comenzó la circulación, aumentó la resistencia a
la fricción, lo que junto con la caída de presión
Oilfield Review
> Masa de elastómero en las zarandas vibradoras. El retorno del lodo durante la perforación de
la sección inyectada con polímero Form-A-Set AK
arrastró masas duras de elastómero del polímero,
como la que se muestra en la imagen. Esto confirmó que el material utilizado para evitar las pérdidas de circulación se había fijado adecuadamente en el interior del pozo.
Otoño de 2001
C
Velocidad de flujo
A
B
A
B
C
Tiempo
Velocidad de flujo
causada por la línea de regulación de retorno de
menor diámetro, elevó la presión del pozo a un
nivel suficiente como para fracturar la formación
en algún punto del pozo abierto. El lodo de perforación se perdió tan rápidamente como era bombeado dentro del pozo.
Para entonces, la tormenta tropical ya se
estaba dirigiendo hacia la parte oriental del
Golfo de México. El personal de perforación bombeó fluido gelificado y un tapón de cemento al
fondo de la sección revestida para aislar la sección abierta del pozo, cerró el pozo y evacuó el
equipo de perforación semisumergible. La tormenta avanzó hacia el norte, desplazándose lentamente a lo largo del sudeste de los Estados
Unidos, causando daños por 16 millones de dólares y matando una persona en un tornado.
El personal volvió al equipo de perforación una
vez pasada la tormenta y observó que no había
sufrido daños. El equipo NDS recomendó correr un
registro de resistividad para compararlo con que el
que se había tomado durante la perforación
(página anterior, derecha). La alta resistividad del
segundo registro desde la zapata de la tubería de
revestimiento—desde X410 pies hasta casi X650
pies—indica una amplia fractura creada durante
el procedimiento de inyección a presión previo a la
evacuación. La resistencia de la lutita y los esfuerzos locales indicaron que la fractura podría
hacerse mayor si no se controlaban cuidadosamente las presiones del pozo. La sección abierta
del pozo tenía casi otros 1000 pies antes del
siguiente punto de asentamiento de tubería de
Tiempo
> Diagnóstico del retorno de lodo. Las variaciones del volumen de lodo en las
represas o tanques de lodo en la superficie durante las pausas de perforación,
brindan información acerca del estado del pozo. Una fractura con crecimiento empuja rápidamente al lodo hacia el pozo en un primer momento, pero la
velocidad disminuye con el tiempo a medida que la fractura se cierra, como
se ilustra en los instantes A, B y C (arriba). Una formación permeable también
aumenta el volumen de lodo que retorna a la superficie, pero la velocidad es
constante en el tiempo (abajo).
revestimiento, de modo que el agente de control
de pérdida a agregarse al pozo debía ser duradero
para resistir la perforación.
Un ingeniero de fluidos de perforación de M-I
recomendó el polímero de reticulación Form-ASet AK para penetrar y sellar la fractura, debido
a que se fija adecuadamente a la temperatura de
fondo del pozo y además puede mantener su integridad mientras se perfora la sección por debajo
del mismo. El análisis geomecánico de la fractura,
que no habría sido posible sin la actualización del
modelo mecánico del subsuelo, indicó que una
presión de superficie mayor a 345 lpc [2380 kPa]
superaría el esfuerzo horizontal mínimo,
ampliando esta gran fractura y empeorando el
problema. Se aplicó polímero desde unos 400 pies
[120 m] por debajo de la fractura hasta la zapata
de la tubería de revestimiento, alrededor de 1000
pies en total. La presión del pozo se aumentó lentamente hasta superar levemente el esfuerzo
horizontal mínimo, lo cual permitió abrir la fractura de un modo controlado e introducir el polímero en la misma. Luego de que se solidificó el
polímero, se repasó el pozo muy cuidadosamente
hasta la parte inferior de la zona fracturada.
Grandes pedazos de elastómero del polímero circularon hacia las zarandas vibradoras, indicando
que el material se había fijado con la estructura
firme y esponjosa que se esperaba (izquierda).
A medida que continuaba la perforación, el
especialista en PERFORM monitoreaba las condiciones de la barrena y controlaba el tipo de recortes de perforación que llegaban a la superficie.
Se estrechó la ventana de presión de poro-gradiente de fractura, lo que exigió una atenta
observación de las ECD y ESD. Hubo que equilibrar la ROP con las velocidades del flujo de lodo
para asegurar la remoción de los recortes de perforación y evitar el atascamiento de la tubería. El
manejo de la presión utilizando toda la información disponible fue crucial en este difícil
ambiente de perforación.
Una de las tareas del especialista en PERFORM es monitorear el retorno de los fluidos
cuando las bombas de lodo están detenidas. Los
registros de duración y volumen del flujo de
retorno indican las condiciones de la formación
expuesta. Si existen suficientes zonas permeables abiertas en el pozo y aumentan las presiones de poro, los tiempos y volúmenes de flujo de
retorno pueden aumentar. Si bien no es una
medida cuantitativa de la presión de poro, el
monitoreo del retorno indica si la presión de poro
supera la densidad estática del lodo. Si hay una
fractura hidráulica expuesta, el crecimiento de la
fractura dominará los resultados del monitoreo
del flujo de retorno y ocultará los efectos de la
presión de poro (arriba).
49
70.0
Tiempo del flujo de retorno
Volumen del flujo de retorno
6000
60.0
50.0
4800
40.0
3600
30.0
Volumen, bbl
Tiempo del flujo de retorno, seg
7200
2400
20.0
1200
10.0
0
XX000
XX250
XX500
XX750
XY000 XY250 XY500
Profundidad medida, pies
XY750
XZ000
XZ250
0.0
XZ500
> Retorno del lodo a la superficie, indicando una fractura con crecimiento. La gráfica muestra el volumen de retorno (rojo) y la duración del flujo de lodo (púrpura) a lo largo de una extensa sección abierta
del pozo en un pozo del Golfo de México. Se abrió una fractura tras una inyección de cemento a los
XX950 pies, indicada por un aumento del retorno del lodo que se detuvo tras un corto período. El retorno disminuyó tras la inyección de material para controlar las pérdidas de circulación a los XY400 pies.
Se aumentó la densidad del lodo a los XY800 pies para controlar el aumento de la presión de poro, pero
el volumen y la duración del flujo de retorno indicó que la fractura se había vuelto a abrir. La tubería de
revestimiento se asentó a los XZ400 pies. La rápida disminución del retorno del lodo durante cada período de medición, las pérdidas de lodo durante la perforación y las mediciones de resistividad de la herramienta ARC, confirmaron que este comportamiento se debía a una fractura y no a una zona permeable.
17.3
Aumento de la ECD antes
de fracturar la formación
ECD de ARC, lbm/gal
17.2
17.1
17.0
Presión de apertura
de la fractura
16.9
16.8
16.7
0
TM 155 a 170
5
Tiempo transcurrido, min
TM 215 a 221
TM 350 a 362
10
TM 470 a 475
> Aumentos exponenciales de la ECD. El primer intervalo, desde el marcador de
tiempo (MT) 155 hasta el MT 170, muestra el aumento de la ECD cuando el lodo
comienza a circular tras conectar el primer tramo de la sarta de perforación,
cuando la barrena se encontraba frente a la zapata de la tubería de revestimiento (celeste). La formación aún no está fracturada, porque la ECD aumenta
rápidamente. El aumento más lento y exponencial de la ECD tras las siguientes
tres conexiones es característico de una formación fracturada (otras curvas).
El cambio de comportamiento desde el MT 350 hasta el 362 indica la apertura
de una fractura para una densidad del lodo de 16.95 lbm/gal.
50
En este pozo, tanto la duración como el volumen de lodo aumentaron tras una cementación
forzada debajo de la zapata de la tubería de
revestimiento de 105⁄8 pulgadas (izquierda).
Aunque las formaciones permeables expuestas
pueden causar un aumento como el mostrado, la
velocidad del flujo de lodo no disminuiría con el
tiempo.
La medición APWD de la herramienta ARC
proporcionó diagnósticos útiles durante toda la
perforación. La forma en que incrementó la ECD
confirmó que el flujo de lodo provenía de una
fractura con crecimiento.16 Antes del fracturamiento, la presión aumentó rápidamente cuando
comenzó la circulación de lodo (abajo a la
izquierda). La herramienta ARC se corrió después
que las últimas conexiones de tramos de la sarta
de perforación mostraron un aumento de presión
exponencial una vez que la ECD superara la presión de apertura de la fractura de 16.95 lbm/gal
[2.03 g/cm3]. Esta fractura fue sellada con material de control de pérdidas de circulación, el que
tuvo éxito durante un período pero, como indicaron las mediciones del flujo de lodo, las dificultades de perforación continuaron.
Las mediciones de la herramienta ARC también indicaron que el gradiente de sobrecarga y
el gradiente de fractura eran ambos de 17.05
lbm/gal [2.04 g/cm3], de modo que los esfuerzos
horizontales igualaban o superaban al esfuerzo
vertical, una condición difícil de determinar sin
mediciones APWD y de densidad.
La reducida ventana de presión de poro-gradiente de fractura dificultó la perforación y el personal—tanto en el equipo de perforación como
en tierra—monitoreó cuidadosamente las presiones APWD. Se perforaron otros 5000 pies
[1525 m] del pozo, lográndose los objetivos geológicos y de perforación. BP consideró que la participación del equipo del programa Perforación
Sin Sorpresas hizo posible la perforación hasta la
profundidad total propuesta, logrando manejar
las estrechas tolerancias de la ECD y la extremada profundidad de perforación.
16. Bratton TR, Rezmer-Cooper IM, Desroches J, Gille Y-E, Li
Q y McFayden M: “How to Diagnose Drilling Induced
Fractures in Wells Drilled with Oil-Based Muds with
Real-Time Resistivity and Pressure Measurements,” artículo de las SPE/IADC 67742, presentado en la Conferencia sobre Perforación de las SPE/IADC, Amsterdam,
Holanda, 27 de febrero al 1 de marzo de 2001.
17. Bratton et al, referencia 16.
Oilfield Review
Recopilación de datos en tiempo real
Web
PDA
Alarmas en buscapersonas
Monitoreo de parámetros críticos
Distribuidor
central (Hub)
Programa DrillViz
Presión de poro
Programa DrillMAP
Actualización del modelo
> Un mundo bien conectado. Los datos LWD se transmiten en tiempo real a través de una interfaz de
la Web a los miembros del equipo de trabajo, en cualquier lugar del mundo. Los datos cruciales se
pueden monitorear en un sitio Web seguro, o se pueden enviar datos y alarmas a un buscapersonas
o a un asistente personal digital (PDA, por sus siglas en inglés). Los modelos de perforación se pueden actualizar en tiempo real para mejorar los resultados de la misma.
La perforación del futuro
Es natural esperar un constante cambio y una
evolución continua de un programa que propone
un pozo viviente dinámico. El sistema DrillMAP
fue desarrollado durante y después de las perforaciones en el Campo Mungo, y las mejoras a
dicha aplicación aún continúan. Las nuevas interpretaciones de las resistividades de la herramienta ARC ayudan a los ingenieros a
diagnosticar fracturas inducidas por la perforación, incluso con lodos a base de aceite.17 La aplicación para efectuar predicciones de presión de
poro en tiempo real a partir de las herramientas
LWD se encuentra en desarrollo y, a medida que
mejore la telemetría LWD, habrá más mediciones
disponibles en tiempo real, incluidas las formas
de onda completas de las señales sísmicas de la
herramienta SeismicMWD.
El programa Perforación Sin Sorpresas
implica más que herramientas y programas de
computación. Proporciona soluciones a los problemas de perforación y se anticipa a las necesidades, con énfasis en la comunicación de
información relevante, de manera fácil de comprender y oportuna para la toma de decisiones.
Otoño de 2001
Una reciente mejora del proceso utiliza un sitio
Web seguro para entregar información actualizada a los equipos en tierra compuestos por geólogos, ingenieros, petrofísicos e ingenieros de
perforación sobre el avance de la perforación
(arriba). El sistema de entrega de datos InterACT
Web Witness se conecta directamente a un
equipo de perforación para proporcionar a las
partes involucradas información en tiempo real
sobre la perforación, la adquisición de registros,
la trayectoria del pozo y los levantamientos efectuados. Se puede acceder a los datos a través de
la Web, utilizando una computadora personal o
un asistente digital personal (PDA, por sus siglas
en inglés) habilitado para la Web, y se pueden
fijar alertas que envíen mensajes de importancia
a los buscapersonas de miembros específicos del
equipo. El uso de un modelo mecánico del subsuelo combinado con la aplicación DrillMAP,
ayuda a evaluar rápidamente las diferencias
entre el plan original para el pozo y los resultados
reales, de modo que los operadores pueden
desarrollar nuevos planes de contingencia y aplicar nuevos enfoques.
Schlumberger ha formado un equipo con BP,
Statoil, Baker Hughes, Halliburton y la compañía
de desarrollo de programas de computación
NPSi, para establecer un protocolo estándar de
transferencia de información de perforación. El
protocolo WITSML, un lenguaje de marcación
estándar para la transferencia de información
desde el sitio del pozo, proporcionará un flujo
transparente de datos del pozo entre los operadores y las compañías de servicio, cubriendo las
operaciones de perforación, terminación y servicio de los pozos. El nuevo protocolo ampliará las
capacidades del sistema InterACT Web Witness,
al estandarizar la transferencia de información
de perforación.
Las condiciones extremas de perforación siguen desafiando a la industria. Las aguas y pozos
más profundos, las temperaturas y presiones
más altas y las ventanas más estrechas para la
densidad del lodo están impulsando las mejoras
en la tecnología y en las técnicas de interpretación. A medida que iniciativas como el programa
Perforación Sin Sorpresas solucionen los obstáculos de hoy en día, las compañías operadoras
“elevarán la vara” nuevamente. Sólo un proceso
viviente dinámico puede lograr éxitos de manera
constante.
—MAA
51
Empaques de grava en pozos
horizontales de alta productividad
Syed Ali
Rick Dickerson
Chevron
Houston, Texas, EUA
Para aumentar la productividad y reducir los costos y la complejidad, los pozos
Clive Bennett
BP
Londres, Inglaterra
están recurriendo cada vez más al empaque de grava de largos intervalos para
horizontales se terminan con frecuencia sin tuberías de revestimiento frente a las
zonas de interés. Se han utilizado tubos filtro en pozos abiertos, pero los operadores
estabilizar los pozos, realizar terminaciones más confiables y atenuar los problemas
relacionados con la producción de arena, tales como la erosión, y el manejo y la
Pat Bixenman
Mehmet Parlar
Colin Price-Smith
Rosharon, Texas
Steve Cooper
BP
Aberdeen, Escocia
Jean Desroches
Sugar Land, Texas
Bill Foxenberg
M-I Drilling Fluids
Houston, Texas
Keith Godwin
Stone Energy Corporation
Lafayette, Luisiana, EUA
Tim McPike
Shell International E&P
Rijswijk, Holanda
Enzo Pitoni
Giuseppe Ripa
Eni Agip
Milán, Italia
Bill Steven
Texaco
Warri, Nigeria
Dave Tiffin
BP
Houston, Texas
Juan Troncoso
Repsol-YPF
Yakarta, Indonesia
52
eliminación de la arena en la superficie.
De los yacimientos no consolidados, junto con el
gas, el petróleo y el agua, se pueden producir
granos de arena sueltos y partículas finas como
las arcillas. La instalación de terminaciones para
controlar la producción de arena sin sacrificar la
productividad, el control del flujo, o las reservas
recuperables resulta difícil y costosa; hasta $3
millones o más en las áreas marinas. Los costos
de los posteriores tratamientos para disminuir el
daño y de las intervenciones correctivas futuras
son también extremadamente altos; hasta $1
millón por trabajo en pozos submarinos y en
aguas profundas. Los operadores necesitan medidas confiables para el control de la producción de
arena, implementadas correctamente desde el
primer momento, especialmente para los tramos
horizontales terminados a pozo abierto frente a
formaciones de alta permeabilidad.
La producción de arena depende de la resistencia de las rocas, de los esfuerzos en sitio, de
los fluidos producidos y de los cambios en las
tasas de flujo respecto de la caída de presión. Las
altas tasas de producción, el aumento del
esfuerzo efectivo debido al agotamiento, y la
irrupción del agua contribuyen a la producción de
arena. Los problemas asociados con la producción de arena abarcan desde su manejo y eliminación en la superficie hasta la erosión de los
equipos de subsuelo o de superficie y la pérdida
del control del pozo.1 Si la arena produce fallas
en los tubulares o en las herramientas de terminación, la producción y la recuperación de reservas se pueden ver postergadas, e incluso
perdidas cuando los costos para desviar o reperforar un pozo son prohibitivos.
Los operadores utilizan diversas técnicas
para reducir al mínimo la cantidad de arena en
los fluidos producidos (página siguiente). Entre
los métodos de control de producción de arena se
incluyen la limitación del flujo del pozo a velocidades inferiores a las del comienzo de la producción de arena, la consolidación en sitio, los
disparos selectivos u orientados, el empaque de
grava y el fracturamiento combinado con empaque de grava.2 El fracturamiento combinado con
empaque de grava combina fracturas hidráulicas
cortas y anchas, o de longitud limitada (TSO, por
sus siglas en inglés), con el empaque de grava.
Para controlar la producción de arena en terminaciones a pozos abierto, los operadores utilizan
tubos filtro (entiéndase filtros de grava sin empaque, esto es, cedazos solitarios), empaque de
grava, fracturamiento combinado con empaque
de grava y, recientemente, filtros de grava expandibles (véase “Técnicas emergentes de control
de producción de arena,” página 74).
Restringir la producción, si bien resultaba
positivo en el pasado, influye en forma negativa
en la rentabilidad del pozo y no es posible en la
economía actual, especialmente en los pozos de
ClearPAC, MudSOLV, NODAL, QUANTUM y SandCADE son
marcas de Schlumberger. AllPAC y Alternate Path son marcas de ExxonMobil; se ha otorgado la licencia de esta tecnología exclusivamente a Schlumberger.
Por su colaboración en la preparación de este artículo, se
agradece a Hal Riordan, Houston, Texas, EUA, y Ray
Tibbles, Rosharon, Texas.
Oilfield Review
Consolidación en sitio y
disparos selectivos u orientados
Cemento
Empaque de grava
en pozo entubado
Tubería de
revestimiento
intermedia
Fracturamiento y empaque
de grava en pozo entubado
Tubería hermética
Filtro de
grava
Resina
Fractura
Grava
Disparos
Tubería de
revestimiento
de producción
Empaque de grava
en pozo abierto
Tubos filtro en pozo abierto
Tubería de
revestimiento
de producción
Revoque de
filtración
Tubos filtro en pozo
abierto horizontal
Pozo abierto
Filtro de grava en
pozo abierto horizontal
Filtro de grava
Grava
> Control de la producción de arena. Los disparos selectivos u orientados evitan las zonas débiles y minimizan la producción de arena; la tubería de revestimiento cementada ofrece un positivo aislamiento de las formaciones. El empaque de grava en los pozos entubados permite el control de la producción de
arena en formaciones laminadas, arenas de menor calidad o pozos verticales marginalmente económicos. El fracturamiento combinado con empaque de
grava combina la estimulación y el control de la producción de arena en espesores apilados o yacimientos con granos pobremente clasificados y de baja
transmisibilidad. En pozos abiertos, los tubos filtro controlan la arena en formaciones “limpias” con grandes granos bien clasificados y en pozos con corta
vida productiva. Los empaques de grava o fracturas combinadas con empaques de grava mantienen la productividad o inyectividad por más tiempo que los
tubos filtro en formaciones “sucias” con granos pobremente clasificados, en pozos de alta tasa de producción con mayor transmisibilidad y grandes reservas, y en terminaciones en aguas profundas o submarinas de alto riesgo y alto costo.
alto costo y altas tasas de producción. La consolidación en sitio bloquea los granos de arena en el
lugar mediante la inyección de resinas y catalizadores en las formaciones, generalmente a
través de disparos en el revestimiento. El emplazamiento químico y la derivación a través de extensas zonas y de los disparos son difíciles. Los
disparos selectivos y orientados tienen como objetivo impedir la producción de arena, al evitar los
intervalos débilmente consolidados o alinear los
disparos con los esfuerzos máximos en la formación para aumentar la estabilidad de los mismos.3
Otoño de 2001
1. Carlson J, Gurley D, King G, Price-Smith C y Walters F:
“Sand Control: Why and How?,” Oilfield Review 4, no. 4
(Octubre de 1992): 41-53.
2. El fracturamiento hidráulico utiliza fluidos especiales
inyectados a presiones mayores que los esfuerzos de
rotura de la formación para crear dos alas de fractura, o
grietas opuestas 180°, alejándose de la pared del pozo.
Estas alas de fractura se propagan en forma perpendicular al esfuerzo mínimo de las rocas en un plano preferencial de fracturamiento (PFP, por sus siglas en inglés). Al
mantenerse abiertas mediante un apuntalante, estas vías
conductoras aumentan el radio efectivo del pozo, permitiendo que un flujo lineal ingrese en las fracturas y luego
hacia el pozo. Los apuntalantes comunes se producen en
forma natural, o son de arena recubierta con resina,
bauxita de alta resistencia o sintéticos de cerámica y
seleccionados mediante tamizado según las mallas
norteamericanas estándar.
En el fracturamiento estándar, la punta de la fractura es
el área final que se cubre con apuntalante. Un tratamiento
diseñado para controlar la longitud de la fractura (TSO,
por sus siglas en inglés), provoca que el apuntalante se
empaque, o forme una obturación, cerca de la parte final
de la fractura en las primeras etapas del tratamiento. A
medida que se bombea más fluido cargado con apuntalante, las fracturas ya no se pueden propagar más profundamente dentro de la formación y comienzan a
extenderse o ampliarse rápidamente. Esta técnica crea
una vía más ancha y conductora puesto que se concentra mayor cantidad de apuntalante cerca del pozo.
3. Behrmann L, Brook JE, Farrant S, Fayard A, Venkitaraman
A, Brown, A, Michel C, Noordermeer A, Smith P y
Underdown D: “Técnicas de diseño de los disparos para
optimizar la productividad,” Oilfield Review 12, no. 1
(Primavera de 2000): 54-79.
53
minaciones de pozos. Dimensionar la grava
cubriendo correcta y completamente el espacio
anular, estabiliza las formaciones y protege los
filtros de grava de la erosión y del taponado gradual. Sin embargo, las operaciones estándar de
perforación y empaque de grava pueden atrapar
lodo y residuos de fluidos de transporte entre la
grava y las formaciones, o dentro del empaque
de grava, dañando las permeabilidades del yacimiento y del empaque. El daño inducido por las
terminaciones produce una alta caída de presión
para la iniciación del flujo y una menor productividad después del empaque de grava. Esto rige
especialmente cuando se utilizan sistemas de
fluidos convencionales de bajo costo, sin importar su rendimiento.
Este artículo detalla el empaque de grava de
pozos horizontales abiertos. Se examinan las
medidas de control de producción de arena,
incluidos los tubos filtro, el empaque con agua y
la tecnología Alternate Path, o filtro de grava con
tubos de derivación. Se analizan los desafíos y
los últimos desarrollos en materia de fluidos de
transporte y la remoción del revoque de filtración
(enjarre, costra). Historias de casos demuestran la
efectividad de los métodos más modernos de limpieza del pozo, incluidos los productos químicos,
los procedimientos y las herramientas. También
se incluyen la simulación del emplazamiento de
grava bombeando por encima de la presión de
fracturamiento, o con fluidos a base de aceite, así
como también los filtros de grava expandibles.
Productividad de pozos entubados fracturados y empacados con grava
Alta eficiencia de flujo
100
Eficiencia de flujo, %
El empaque de grava—método de control de
producción de arena efectivo y ampliamente utilizado—coloca gránulos, o grava, alrededor de filtros mecánicos, o filtros de grava metálicos,
dentro de los pozos abiertos o entubados con disparos.4 La “grava” es arena natural redonda y limpia o material sintético lo suficientemente
pequeño como para excluir los granos y algunas
partículas finas de los fluidos producidos, pero lo
suficientemente grande como para mantenerse
en su lugar mediante los filtros de grava. Se bombea una lechada de fluido de transporte y grava
en los disparos y en el espacio anular que existe
entre los filtros de grava y el pozo abierto o entubado con disparos. La grava se deposita a medida
que el fluido de transporte se pierde en las formaciones o circula de regreso a la superficie a
través de los filtros de grava.
En algunas áreas y bajo ciertas condiciones
de la formación, los tubos filtro pueden ser una
alternativa al empaque de grava o al fracturamiento combinado con empaque de grava. La
productividad inicial de las terminaciones con
tubos filtro es normalmente buena, pero con el
tiempo los sólidos pueden taponar los filtros. Por
el contrario, los empaques de grava tienden a
mantener la productividad y la integridad del control de la producción de arena por períodos más
largos, debido a la mayor estabilidad del pozo.
Sin embargo, muchas terminaciones con tubos filtro no excluyen adecuadamente la arena. Otros
pozos terminados sin empaque de grava no han
fallado completamente, pero producen a menores
tasas debido a que los tubos filtro resultan taponados o erosionados.
En consecuencia, hay una tendencia entre los
operadores a utilizar el empaque de grava para
proteger los filtros de grava y lograr mejores ter-
Curva del mejor ajuste
para 8 pozos de alto flujo
Curva del mejor ajuste para 12 pozos de alto flujo
10
Baja eficiencia de flujo
1
1
10
100
1000
Transmisibilidad (kh/µ), 1000 mD-pies/cp
4. Sherlock-Willis TM, Morales RH y Price P: “A Global
Perspective on Sand Control Treatments,” artículo de la
SPE 50652, presentado en la Conferencia Europea sobre
el Petróleo de la SPE, La Haya, Holanda, 20 al 22 de octubre de 1998.
Parlar M y Albino EH: “Challenges, Accomplishments,
and Recent Developments in Gravel Packing,” Journal of
Petroleum Technology 52, no. 1 (Enero de 2000): 50-58.
54
> ¿Pozo abierto o entubado? Los datos de producción demostraron el efecto del revestimiento con disparos en el rendimiento del flujo de entrada al pozo. En yacimientos con
menor transmisibilidad—permeabilidad multiplicada por el espesor neto (kh), dividida por
la viscosidad del fluido (µ)—menor a unos 40,000 mD-pies/cp, la eficiencia de flujo es alta
en las terminaciones de pozos entubados con disparos y con fracturas combinadas con
empaque de grava para el control de la producción de arena y la estimulación. Sin embargo, en pozos de alta tasa de flujo, los beneficios de la estimulación se pueden perder cuando la capacidad de flujo (kh) del yacimiento es alta o la viscosidad del fluido es baja debido
a que el flujo es estrangulado por los disparos. En formaciones con kh/µ mayor a 40,000
mD-pies/cp, los operadores deben considerar terminaciones a pozo abierto y, en lo posible, secciones horizontales frente a los intervalos productivos para evitar la reducción de
la eficiencia de flujo, como consecuencia de las restricciones y turbulencia causadas por
los disparos. Los tubos filtro, los empaques de grava en pozos abiertos y los filtros de grava
que se expanden contra las paredes del pozo son opciones para controlar la producción
de arena en yacimientos con alta transmisibilidad.
Oilfield Review
¿Pozos entubados o abiertos?
La perforación de pozos horizontales y de gran
ángulo es común cuando se trata de pozos nuevos y de reentrada, incluso en los yacimientos
que requieren terminaciones diseñadas para controlar la producción de arena. Las terminaciones
a pozo entubado son poco comunes en los pozos
horizontales porque la cementación de la tubería
de revestimiento es difícil, los costos de los disparos son más altos, y para lograr un empaque de
grava eficiente, la limpieza de los disparos normalmente es problemática. Asimismo, los pozos
horizontales abiertos son menos sensibles al
daño de la perforación y de la terminación debido
a que las áreas de ingreso del flujo son significativamente más grandes. Sin embargo, las secciones horizontales se perforan con un fluido de
perforación del yacimiento (RDF, por sus siglas en
inglés) especial que contiene polímeros para
aumentar la viscosidad, agentes obturantes
como el carbonato de calcio [CaCO3], o sal de cloruro de sodio [NaCl] y aditivos (normalmente
almidón u otro polímero) destinados a controlar
las pérdidas de fluido (derecha).5
Mientras mayor sea la porción del yacimiento
expuesta en un pozo, mayor será la productividad
e inyectividad y menores la caída de presión y las
tasas del flujo en la formación. Las menores caídas de presión y las menores velocidades de los
fluidos minimizan la producción de arena en algunas formaciones. Dado que los disparos en pozos
entubados y la turbulencia del flujo limitan la productividad, particularmente en pozos de altas
tasas de producción, los operadores normalmente efectúan terminaciones a pozo abierto en
los tramos horizontales para obtener una productividad óptima.6 En base a la transmisibilidad del
yacimiento—permeabilidad multiplicada por
espesor (kh), dividida por la viscosidad del fluido
(µ)—BP evaluó la productividad de los pozos
entubados, fracturados y posteriormente empacados con grava en términos de la eficiencia de
flujo (página anterior).7
A medida que aumenta la viscosidad del
fluido del yacimiento o disminuyen la permeabilidad y la relación entre el espesor neto y el
total—menos espesor productivo, más limo y
más lutita—los operadores pueden necesitar
recurrir al fracturamiento hidráulico combinado
Otoño de 2001
Velocidad de desplazamiento de 300 pies/min [91 m/min]
Revoque de filtración
(enjarre, costra) suelto
Revoque de filtración
Pared del pozo
Formación
0.04 pulgadas
1 mm
>Revoque de filtración. Un fluido de perforación del yacimiento (RDF, por sus siglas en inglés) correctamente formulado y acondicionado deposita un revoque de filtración de lodo delgado y de baja permeabilidad en las paredes del pozo que no invade en forma profunda las formaciones. Los componentes incluyen polímeros para aumentar la viscosidad, agentes densificantes y obturantes, y aditivos de
control de pérdidas de fluidos que se sellan dentro de unos pocos diámetros de granos de la formación,
para reducir al mínimo la invasión de fluidos y de partículas en los intervalos productivos. Salmueras
base, sales, CaCO3 y barita son agentes densificantes comunes. Los agentes obturantes y los aditivos
de control de pérdidas de fluidos se empacan frente a la pared del pozo. El acondicionamiento correcto del fluido RDF y los desplazamientos del pozo remueven el material del RDF suelto y minimizan el
espesor del revoque de filtración.
con empaque de grava, como técnica de estimulación y control de la producción de arena en
yacimientos laminados o multicapa. A medida
que disminuye la viscosidad del fluido del yacimiento o aumentan la permeabilidad de la formación y la relación entre el espesor neto y el
total—más espesor productivo, menos limo y
menos lutita—los disparos en la tubería de
revestimiento reducen la eficiencia de la producción y podrían no obtenerse los beneficios de la
estimulación, porque el flujo es estrangulado por
los disparos.
En las formaciones de alta permeabilidad y de
alta productividad, los operadores deben considerar las terminaciones a pozo abierto con secciones
horizontales o de gran ángulo en los yacimientos,
y tubos filtro, empaques de grava o filtros de grava
expandibles para el control de la producción de
arena. Las terminaciones a pozo abierto que
requieren control de la producción de arena prácticamente se han duplicado desde 1997 hasta el
año 2000. De estos pozos, aproximadamente el
20% tenían empaque de grava en 1997 y 1998, en
comparación con el 40% en el año 2000. Se prevé
que esta tendencia continúe, y se aproxime al
60% en el año 2003.8 El control de la producción
de arena en terminaciones a pozo abierto de secciones largas y horizontales requiere nuevas tecnologías, ingeniería detallada, planificación
avanzada y una cuidadosa ejecución.
5. Houwen O, Ladva H, Meeten G, Reid P y Williamson D: “A
New Slogan for Drilling Fluids Engineers,” Oilfield Review
9, no. 1 (Primavera de 1997): 2-16.
6. Tiffin D, Stevens B, Park E, Elliott F y Gilchrist J:
“Evaluation of Filter Cake Flowback in Sand Control
Completions,” artículo de la SPE 68933, presentado en la
Conferencia Europea sobre Daño de la Formación de la
SPE, La Haya, Holanda, 21 y 22 de mayo de 2001.
7. Bennett CL: “Sand Control Design for Open Hole
Completions,” presentación como parte del Programa del
Conferencista Distinguido de la SPE, septiembre de 1999
a mayo de 2000.
8. Parlar M, Bennett CL, Gilchrist J, Elliott F, Troncoso J,
Price-Smith C, Brady M, Tibbles RJ, Kelkar S, Hoxha B y
Foxenberg WE: “Emerging Techniques in Gravel Packing
Open-Hole Horizontal Completions in High-Performance
Wells,” artículo de la SPE 64412, presentado en la Conferencia y Exhibición sobre Petróleo y Gas del Pacífico
Asiático de la SPE, Brisbane, Queensland, Australia, 16
al 18 de octubre de 2000.
55
¿Tubos filtro o empaque de grava?
En la década de 1980 y principios de 1990, los
tubos filtro eran la principal alternativa para el
control de la producción de arena para terminaciones a pozo abierto de secciones horizontales.
No se consideraba factible el empaque de grava
de largas secciones. Los operadores instalaban filtros de grava convencionales con envoltura de
alambre en los pozos abiertos sin empaque de
grava, pero con el tiempo adoptaron los diseños
de malla premium y preempacadas para lograr un
mayor rendimiento y más confiabilidad (derecha).
Debido a las áreas más grandes de entrada de
flujo, la productividad inicial de las terminaciones
horizontales con tubos filtro es normalmente
mayor y las velocidades de flujo por unidad de
longitud del pozo son menores que en los pozos
verticales. Sin embargo, muchas terminaciones
con tubos filtro pierden productividad dado que
los sólidos de las formaciones taponan los filtros,
y con el tiempo fallan por la mayor producción de
arena debido a la erosión causada por la alta
velocidad en las áreas restantes abiertas de los
filtros de grava. Al comienzo, los tubos filtro se
bajaban en ambientes con lodo no acondicionado, en vez de hacerlo en medio de fluidos de
terminación limpios y filtrados. El mal filtrado y el
pobre acondicionamiento del fluido, los desplazamientos inadecuados después de la perforación y
antes de la instalación de los filtros de grava, y la
falta de limpieza del revoque de filtración redundaron en el taponado de los filtros de grava y en
una baja productividad.
9. Richard BM, Montagna JM y Penberthy WL Jr :
“Horizontal Completions—2 Stand-Alone Screens Vary
in Effectiveness,” Oil & Gas Journal 95, no. 32 (11 de
agosto de 1997): 63-69.
10. Bennett C, Gilchrist JM, Pitoni E, Burton RC, Hodge RM,
Troncoso J, Ali SA, Dickerson R, Price-Smith C y Parlar
M: “Design Methodology for Selection of Horizontal
Open-Hole Sand Control Completions Supported by Field
Case Histories,” artículo de la SPE 65140, presentado en
la Conferencia Europea sobre Petróleo de la SPE, París,
Francia, 24 y 25 de octubre de 2000.
11. Perdue JM: “Completion Experts Study Gulf of Mexico
Horizontal Screen Failures”, Petroleum Engineer
International 69, no. 6 (Junio de 1996): 31-32.
McLarty J: “How to Complete a Horizontal Well in the
Gulf of Mexico: Operators Share Experiences,”
Petroleum Engineer International 70, no. 11 (Noviembre
de 1997): 63-70.
Base de datos interna de pozos horizontales de
Schlumberger.
12. Tiffin DL, King GE, Larese RE y Britt LK: “New Criteria for
Gravel and Screen Selection for Sand Control,” artículo
de la SPE 39437, presentado en el Simposio Internacional
de la SPE sobre Control del Daño de la Formación,
Lafayette, Luisiana, EUA, 18 y 19 de febrero de 1998.
Bennett et al, referencia 10.
13. La designación “D” en el análisis de las distribuciones
de los tamaños de los granos es la abertura de la malla
que retiene un porcentaje acumulado específico de partículas. Por ejemplo, D50 es la abertura de la malla, en
milímetros, pulgadas o micrones (µm) por sobre la cual
el 50% de las partículas de la formación o de la grava—
arena o apuntalante sintético—es retenido.
56
Envoltura de alambre
Filtro de grava con envoltura de alambre
Filtro de grava preempacado
Tubería
base perforada
Grava de alta
permeabilidad
Capa
protectora
Membrana porosa,
fibra o laminado con
incrustación de
metal o fibra
Filtro de grava de malla premium
> Filtros de grava para el control de la producción de arena (Cortesía de U.S. Filter/Johnson
Screens). Los filtros de grava con envoltura de alambre—el diseño más común—por lo general constan de una tubería base perforada o ranurada con filtros de alambre espaciados
para retener tamaños específicos de grava. En las primeras versiones, los fluidos fluían sólo
a través de aberturas en la tubería base, de modo que se agregaban aristas, o rebordes, para
formar un espacio anular pequeño que permitiera aumentar la capacidad de flujo y reducir la
obturación. Los filtros de grava preempacados están fabricados con grava revestida de resina de alta permeabilidad entre dos capas de filtros con envoltura de alambre. Los diseños de
filtros de grava de malla premium utilizan un medio de tela de alambre especial alrededor del
filtro de grava con envoltura de alambre. Estos filtros de grava normalmente incluyen un aro
protector con orificios perforados para una mayor protección durante la instalación o bien,
tienen orificios para reducir la erosión causada por los granos de arena y las partículas finas
que impactan directamente en el filtro interno a alta velocidad.
La instalación de filtros de grava en pozos
abiertos sin empaque de grava es exitosa en
muchos pozos, pero la eficiencia y la confiabilidad
varían.9 Inicialmente, los porcentajes de fallas
promediaban entre el 50 y el 65% para las terminaciones con tubos filtro, pero disminuyeron a
casi un 20% a medida que mejoraron las técnicas
de limpieza y los fluidos de perforación.10 Los
pozos con limos y lutitas reactivas siguen
teniendo altos porcentajes de fallas provocadas
por la producción de arena y por la menor productividad debido a la obturación de los tubos filtro.
En el Mar del Norte, los factores de recuperación
para los pozos terminados con tubos filtro generalmente satisfacen las expectativas; las fallas en
el control de la producción de arena han sido
bajas, sin embargo, han aumentado con el
tiempo. A pesar de ello, algunos pozos terminados con tubos filtro tienen porcentajes restringidos de producción debido a la producción de
arena, la obturación y la erosión de los filtros de
grava, pero no se clasifican como fallas.
Las compañías operadoras y los proveedores
de servicios siguen desarrollando pautas y definiendo criterios para seleccionar las técnicas de
control de producción de arena en los pozos
abiertos horizontales (próxima página, arriba). La
elección entre tubos filtro y empaque de grava
depende de la permeabilidad de la formación, del
contenido de arcillas y finos, de los tamaños de
los granos y de la clasificación de las partículas,
además de la estabilidad del pozo y del número
de intervalos de limos y lutitas expuestos a las
secciones abiertas del pozo.
Oilfield Review
Probabilidad de producción de sólidos
(resistencia de la roca y esfuerzos en sitio)
Baja
Mediana
Alta
Campo I
Empaque de grava en pozo abierto
Campo H
Campo F
Campo G
Campo F1
Campo E
Empaque o filtros de grava expandibles en pozo abierto
Campo D
Campo A
Campo B
Campo C
Tubos filtro de malla premium
Tubos filtro convencionales
Sin control de producción de arena
Baja
Mediana
Alta
Calidad de la arena (espesor neto, clasificación y uniformidad de las partículas, homogeneidad y permeabilidad de la formación)
Gran agotamiento esperado (pobre
soporte del acuífero, agotamiento,
empuje por compactación o por
expansión de gas)
Mantenimiento de la presión Golfo de México
(buen soporte del acuífero,
inyección de gas o agua)
Mar del Norte
Otros
> ¿Tubos filtro o empaque de grava en pozo abierto? Una gráfica de interrelación de la probabilidad de
producción de sólidos con respecto a la calidad de la arena de la formación, ayuda a los operadores a
desarrollar pautas para evaluar y seleccionar métodos de terminación. Los pozos en yacimientos de
baja a mediana calidad con una alta probabilidad de producir arena pueden necesitar terminaciones a
pozo abierto con empaques de grava, pero los pozos en areniscas de alta calidad con similar probabilidad de producción de arena se pueden terminar con tubos filtro con envoltura de alambre convencionales, o preempacados, o de malla premium. En los yacimientos con inyección de gas o agua, o con
grandes acuíferos que mantienen la presión y con arenas de calidad mediana a alta, las terminaciones
con tubos filtro pueden ser adecuadas, mientras que en yacimientos de calidad similar con agotamiento,
o empuje por compactación, pueden requerir empaque de grava.
Criterios de uso de tubos filtro y empaques de grava en el diseño de las terminaciones
Características de la formación
Tipo de terminación
Coeficiente de
clasificación
D10/D95
Coeficiente de
uniformidad
D40/D90
Contenido de finos
inferior a 44 µm
Inferior a 10
Inferior a 3
Inferior a 2%
Filtros de grava
con envoltura de
alambre o preempacados
Inferior a 10
Inferior a 5
Inferior a 5%
Filtros de grava
de malla premium
Superior a 10
Superior a 5
Superior a 5%
Pozo abierto con
empaque de grava
> Criterios de selección de los filtros de grava y de los empaques de grava.
A medida que las formaciones son menos uniformes, la selección del tipo de
terminación requiere la consideración de parámetros distintos a los tamaños
medios de los granos (D50) del análisis granulométrico. El coeficiente de clasificación D10/D95, el coeficiente de uniformidad D40/D90 y el porcentaje de partículas de 44 µm y de menor tamaño, determinan la calidad de la formación e influyen en los diseños de los filtros de grava y de los empaques de grava. Por
ejemplo, probablemente sean la mejor elección las terminaciones con empaque
de grava a pozo abierto en aquellos pozos con un coeficiente de clasificación
superior a 10, un coeficiente de uniformidad mayor a 5 y un contenido de finos
de 44 micrones superior al 5%.
Otoño de 2001
La mayoría de las terminaciones con tubos filtro en los pozos horizontales del Golfo de México
falla durante los primeros tres años de producción, y el tiempo promedio para las fallas de
estas terminaciones en el Mar del Norte es alrededor de tres a cuatro años.11 Si las velocidades
del flujo no son altas y la vida productiva esperada es de dos a tres años, los tubos filtro pueden
ser una buena solución para los pozos con reservas limitadas, debido a los menores costos de
instalación. Además de la resistencia y la permeabilidad de las rocas, los factores determinantes
en la elección de los filtros de grava y la grava
son la clasificación del tamaño de los granos de
la formación, y la uniformidad y el contenido de
finos (abajo a la izquierda).12 La uniformidad es
una indicación de la variación de tamaños más
grandes a más pequeños en los granos de la formación. La clasificación es una medida del rango
de partículas finas a gruesas en la formación.
Si el riesgo de que se produzca arena es limitado, se pueden usar tubos filtro en arenas “limpias” (bajo contenido de finos) y homogéneas con
buena relación entre el espesor neto y el total, y
granos grandes uniformemente clasificados—
tamaños medianos (D50) mayores a 200 µm—
como los del Mar del Norte.13 En el caso de las
areniscas débiles con granos de mediano
tamaño—tamaño mediano (D50) de alrededor de
125 µm—los principales factores que se deben
considerar son la uniformidad del tamaño de los
granos y el contenido de finos. Si las formaciones
tienen granos mal clasificados o un contenido de
finos superior al 5%, los operadores deberán
considerar el empaque de grava para detener la
erosión provocada por la arena y la obturación de
los filtros de grava con la migración de finos.
Las areniscas débilmente consolidadas con
granos pequeños, como las de muchas formaciones del Golfo de México, por lo general contienen altos porcentajes de finos y arcillas
dispersas—partículas inferiores a 44 µm—que
hacen poco prácticos a los tubos filtro. Los pozos
en formaciones no consolidadas “sucias” (alto
contenido de finos) o no homogéneas con baja
permeabilidad y granos pequeños mal clasificados—tamaños medianos (D50) de alrededor de
80 µm—deben terminarse con empaques de
grava porque los tubos filtro podrían no mantener
la productividad, ni permitir un control de la producción de arena confiable a largo plazo. Los tratamientos de fracturamiento combinados con
empaque de grava también son una opción.
57
Lechada
Tubería de
revestimiento
Onda beta
Filtros de grava
Talón
Punta
10
1
Tubo lavador
Tubería
hermética
9
8
2
3
Onda alfa
Duna de grava
7
4
6
5
Pozo abierto Revoque de filtración
Típica respuesta de presión de tratamiento
de superficie para empaque con agua
Presión de tratamiento de superficie, lpc
Filtro de grava Tubo lavador
Etapa de prelavado
Onda alfa: transporte de la
lechada a lo largo de los filtros de grava
Cierre
anular
Etapa de mezclado
Lechada en la
punta del pozo
Etapa de desplazamiento
Onda beta: empacado
de grava desde el talón
hasta la punta
Duración del tratamiento, min
> Empaque con agua. Los empaques de grava con fluidos de baja viscosidad, normalmente salmuera, se
basan en el depósito de grava alrededor de los filtros de grava en el lado bajo del espacio anular, mientras que la lechada con bajas concentraciones de grava se mueve en flujo turbulento a lo largo de la
parte superior (parte superior e inferior derecha). El pozo se debe sellar con un revoque de filtración
del fluido RDF para reducir al mínimo las pérdidas de fluido. Si la circulación—el fluido retorna a la superficie—se mantiene, la grava circula hacia el extremo final, o punta, de las secciones horizontales
en una onda “alfa” (1 a 5). Si la lechada se deshidrata y cesa el empaque posterior en los intervalos
con grandes pérdidas de fluido, la grava llena el espacio anular y forma una obturación. El resultado es
un empaque incompleto más allá de ese punto. Después de que se produce la obturación o que la grava
llega a la punta, el empaque regresa al comienzo, o talón, de una sección horizontal en una onda “beta”
(6 a 10). Las presiones de tratamiento de superficie brindan una indicación de la forma en que se están
desarrollando los tratamientos de empaque con agua (parte inferior izquierda).
En los pozos de altas tasas de producción y
alto costo, las intervenciones correctivas costosas pueden afectar la rentabilidad del campo y
del proyecto en general. De hecho, la mayoría de
los contratos de distribución de gas contempla
altas multas por no cumplir con las cuotas de producción. Para estas terminaciones sensibles al
costo y al riesgo, la incertidumbre y los históricamente altos porcentajes de fallas con los tubos
filtro justifican el uso de empaques de grava.
A menos que las formaciones tengan granos
bien clasificados y extremadamente limpios, los
pozos de producción e inyección submarinos que
pueden producir arena y la mayor parte de los
pozos en aguas profundas—más de 1000 a 2000
pies [305 a 610 m]—deben terminarse con
empaques de grava para evitar las intervenciones correctivas de alto costo, especialmente
cuando hay grandes volúmenes de reservas en
juego. Los pozos de gas de alta producción también necesitan empaques de grava cuando la
58
producción de arena y la erosión de los filtros de
grava afectan la seguridad.
Los tubos filtro pueden justificarse en ciertas
aplicaciones:
• pozos que no son submarinos con una corta
vida productiva y colapso uniforme del pozo,
independientemente de su producción
• pozos que no son submarinos y de baja producción, con pocos intervalos de limos o lutitas y
con colapso parcial o sin colapso del pozo
• pozos de inyección que no son submarinos con
un espacio anular pequeño entre el filtro de
grava y el pozo que limita el flujo alrededor de los
filtros de grava.
La rentabilidad marginal, las limitaciones de
inversión de capital, los posibles daños en las
terminaciones o la reducción de la productividad
y la pérdida del aislamiento de las formaciones,
son las razones para no colocar empaques de
grava en los pozos horizontales terminados a
pozo abierto. Sin embargo, la mayoría de los operadores concuerda en que se prefieren los empaques de grava en los pozos horizontales
terminados a pozo abierto para reducir las fallas
relacionadas con la producción de arena y minimizar la caída de la productividad asociada con
las mismas. Los pozos de alta presión y alta temperatura (HPHT, por sus siglas en inglés) pueden
ser la excepción, debido a las limitaciones de rendimiento y compatibilidad de los fluidos. Estas
aplicaciones de control de la producción de arena
de pozos HPHT presentan desafíos para los ingenieros de terminación de pozos y actualmente
están bajo evaluación.
¿Empaque con agua o filtros
de grava Alternate Path?
El uso de empaques de grava en terminaciones a
pozo abierto ha evolucionado a medida que los
operadores y las compañías de servicios han
adquirido experiencia y una mayor comprensión
acerca del daño de las terminaciones y del emplazamiento de grava en los pozos horizontales. Si se
requiere empaque de grava, los operadores deben
elegir entre dos técnicas probadas en el campo
que se encuentran actualmente disponibles para
la terminación de largas secciones de pozos abiertos; éstas son el empaque con agua y los filtros de
grava Alternate Path.
El empaque con agua utiliza bajas concentraciones de grava—0.5 a 2 libras de apuntalante
agregado (ppa) por galón [0.06 a 0.2 g/cm3]—
transportada por fluidos de baja viscosidad, normalmente salmuera (izquierda).14
El lado bajo del espacio anular se empaca primero hasta que la grava llega al extremo final,
también llamado punta, o hasta que la grava se
desborda y forma una obturación debido a las
grandes pérdidas de fluido. Las fuerzas gravitacionales dominan esta onda “alfa,” de modo que
la grava se asienta como las dunas de arena
soplada por el viento en una playa hasta alcanzar
una altura de equilibrio. Si el flujo de fluido permanece por sobre la velocidad crítica para el
transporte de partículas, la grava descenderá por
una sección horizontal hasta la punta.
Una vez que se detiene la onda alfa, una
segunda onda, u onda “beta,” cubre el espacio
anular por el lado superior hacia atrás y hacia el
comienzo de la sección horizontal, también llamada talón, desde la punta o desde una obturación. La onda beta requiere una velocidad de
fluido suficiente para mantener un flujo turbulento y mover la grava a lo largo de la parte superior del espacio anular. Esta onda continúa hasta
Oilfield Review
14. Parlar y Albino, referencia 4.
Penberthy Jr WL, Bickham KL y Nguyen HT: “Horizontal
Completions—Conclusion: Gravel Packing Prevents
Productivity Decline,” Oil & Gas Journal 95, no. 35
(1 de septiembre de 1997): 56-60.
15. Pitoni E, Ballard DA y Kelly RM: “Changes in Solids
Composition of Reservoir Drill in Fluids During
Drillingand the Impact on Filter Cake Properties,” artículo de la SPE 54753, presentado en la Conferencia
Europea sobre Daño de la Formación de la SPE, La
Haya, Holanda, 31 de mayo al 1 de junio de 1999.
16. Jones LG, Yeh CS, Yates TJ, Bryant DW, Doolittle MW y
Healy JC: “Alternate Path Gravel Packing,” artículo de la
SPE 22796, presentado en la 66 Conferencia y Exhibición
Técnica Anual de la SPE, Dallas, Texas, EUA, 6 al 9 de
octubre de 1991.
17. La tecnología de filtro de grava con tubos de derivación
fue desarrollada por Mobil (actualmente ExxonMobil), a
fines de la década de 1980 y comienzos de la década de
1990, y se ha entregado bajo licencia a Schlumberger.
18. Jones LG, Tibbles RJ, Myers L, Bryant D, Hardin J y
Hurst G: “Gravel Packing Horizontal Wellbores with
Leak-Off Using Shunts,” artículo de la SPE 38640, presentado en la Conferencia y Exhibición Técnica Anual
de la SPE, San Antonio, Texas, EUA, Octubre 5-8, 1997.
Otoño de 2001
sionados y transportados por el flujo de alta velocidad por largos períodos, posiblemente reduciendo la permeabilidad final de los empaques de
grava. El uso de filtros de grava preempacados o
de malla premium para controlar la producción
de arena en caso de un empaque incompleto,
compensa en cierta forma las limitaciones del
empaque con agua. Sin embargo, se necesitaba
un método más confiable.
Los empaques de grava con filtros de grava
Alternate Path utilizan tubos de derivación por
fuera de los filtros de grava y altas concentraciones de grava—4 a 8 ppa [0.48 a 0.96 g/cm3]—en
fluidos de transporte viscosos, para asegurar
empaques de grava completos por debajo de las
obturaciones que se forman entre los filtros de
grava y la tubería de revestimiento o las paredes
del pozo (abajo).16 A diferencia del empaque con
agua, esta técnica no depende de la integridad
del revoque de filtración. Si se forma una obturación de grava anular, la presión en el espacio
anular aumenta y la lechada se desvía hacia los
Tubería de
revestimiento
Lechada
tubos de derivación, la única vía de flujo abierta.
Los tubos de derivación tienen conductos para
que la lechada se desvíe del pozo colapsado, de
los empacadores inflables externos, o de las
obturaciones de grava anulares en la parte superior de los intervalos o junto a las zonas con altas
pérdidas de fluido.17
Las pruebas a gran escala que simulan pérdidas de fluido extremadamente altas demostraron
que un solo tubo de derivación podría empacar
intervalos horizontales de 2000 pies, incluso sin
retornos de fluido hacia la superficie.18 Los ingenieros adaptaron los filtros de grava Alternate
Path para pozos abiertos más largos con el
diseño de boquillas y tubos de derivación que
reducen la acumulación de grava dentro de los
tubos de derivación, mediante el uso de fluidos
no dañinos con buena capacidad de transporte
de grava y la instalación de protectores de los
tubos con orificios perforados alrededor de todo
el conjunto para ayudar a centralizar los filtros de
grava y proteger los tubos de derivación.
Boquillas
Tubo de derivación
Talón
Punta
3
2
1
Tubo lavador
Tubería
hermética
Grava
4
Filtro de
grava
Pozo abierto
Onda alfa: transporte de
lechada a lo largo de las filtros de grava
Lechada en la
punta del pozo
Etapa de prelavado
5
Revoque de filtración
Típica respuesta de presión de tratamiento de
superficie para filtros de grava con tubos de derivación
Presión de tratamiento de superficie, lpc
que el espacio entre el empaque y la formación
se hace relativamente pequeño para el tamaño
de la partícula de grava. Se requiere un revoque
de filtración de baja permeabilidad para impedir
la pérdida de fluido hacia las formaciones, mantener la altura de equilibrio de la grava, evitar la
obturación de la grava, que conduce a un empaque incompleto, y permitir que los filtros de grava
se instalen sin que se atasquen por presión diferencial. El menor flujo anular que resulta de la
pérdida de fluido por la erosión del revoque de filtración o de exceder la presión de fracturamiento, aumenta la altura de la grava aguas
abajo y la posibilidad de obturación prematura,
así como los vacíos en el empaque.
El empaque con agua depende en gran medida de la integridad del revoque de filtración y
puede no empacar completamente el espacio
anular, lo que puede crear incertidumbre acerca
del éxito y de la consistencia de la terminación.
Por esta razón, se usa un fluido RDF especial y
cuidadosamente diseñado para perforar secciones del yacimiento que serán terminadas a pozo
abierto. Un RDF debe formar un revoque de filtración delgado y de baja permeabilidad que sea
frágil, pero capaz de soportar la erosión mientras
se bombea la grava. Estas características hacen
que el revoque de filtración sea más fácil de
remover o, al menos, menos dañino para la permeabilidad de la formación.15
En caso de que se requieran tratamientos de
limpieza, éstos deben seguir el empaque con
agua para mantener la integridad del revoque de
filtración mientras se coloca la grava. En yacimientos con baja relación entre el espesor neto y
el total, los intervalos de limos y lutitas expuestos a los fluidos de terminación pueden ser ero-
Boquilla
Tubo de
derivación
Cierre anular
Etapa de
mezclado
Etapa de desplazamiento
La presión aumenta
a medida que el flujo
se desvía hacia el
tubo de derivación
Duración del tratamiento, min
Empaque de grava
Filtro de
grava
Tubería
hermética
> Empaques de grava con filtros de grava Alternate Path. Esta tecnología asegura un empaque de
grava completo alrededor de los filtros de grava en una sección horizontal entera. Los tubos de derivación conectados por fuera de los filtros de grava proveen conductos para que la lechada se desvíe de
las obturaciones de grava y llene los vacíos en el espacio anular (parte superior y parte inferior derecha). Los tubos de derivación no dependen del revoque de filtración para impedir las pérdidas de fluido.
Si el espacio anular entre los filtros de grava y los empaques del pozo abierto se tapona prematuramente (3), la lechada se desvía hacia los tubos de derivación y el empaque de grava prosigue hacia la
punta, aún cuando no haya retorno del fluido, o circulación hacia la superficie (4 y 5). La velocidad de
bombeo por lo general disminuye una vez que comienza el flujo a través de los tubos de derivación y
aumenta la presión debido al menor diámetro de dichos tubos (parte inferior izquierda).
59
19. Karlstad S, Sherlock-Willis T, Rajan S, Samsonsen B y
Monstad PA: “An Evaluation and Design Approach to
Gravel-Pack Treatments in the Gullfaks Field,” artículo
de la SPE 48978, presentado en la Conferencia y
Exhibición Técnica Anual de la SPE, Nueva Orleáns,
Luisiana, EUA, 27 al 30 de septiembre de 1998.
20. Sherlock-Willis T, Romero J y Rajan S: “A Coupled
Wellbore-Hydraulic Fracture Simulator for Rigorous
Analysis of Frac-Pack Applications,” artículo de la SPE
39477, presentado en el Simposio Internacional sobre
Control de Daño de la Formación de la SPE, Lafayette,
Luisiana, EUA, 18 al 19 de febrero de 1998.
.
60
Radio normalizado
Radio normalizado
Efecto de la permeabilidad de la formación
1.0
500 mD
0.5
0
-0.5
-1.0
1.0
0.5
5000 mD
0
-0.5
-1.0
12,392.0
12,835.7 13,279.4 13,723.0 14,166.7
Profundidad medida, pies
programación de bombeo, simulador de fracturamiento combinado con empaque de grava, movimientos de la tubería y cálculos de la hidráulica
del empacador, y análisis de torsión y arrastre—
que proveen la información necesaria para diseñar, ejecutar y evaluar los tratamientos de
empaque con agua y con tubos de derivación.
Efecto del daño
1.0
0.5
Factor de daño=10
0
-0.5
-1.0
1.0
0.5
Factor de daño=100
0
-0.5
-1.0
12,392.0
12,835.7 13,279.4 13,723.0 14,166.7
Profundidad medida, pies
12,835.7 13,279.4 13,723.0 14,166.7
Profundidad medida, pies
Efecto de la viscosidad del fluido
1.0
0.4 cp
0.5
0
-0.5
-1.0
1.0
4 cp
0.5
0
-0.5
-1.0
12,392.0
12,835.7 13,279.4 13,723.0 14,166.7
Profundidad medida, pies
Efecto de la concentración de grava
1.0
1 ppa
0.5
0
-0.5
-1.0
1.0
3 ppa
0.5
0
-0.5
-1.0
12,392.0
12,835.7 13,279.4 13,723.0 14,166.7
Profundidad medida, pies
Efecto de la tasa de bombeo
1.0
4 bbl/min
0.5
0
-0.5
-1.0
1.0
1 bbl/min
0.5
0
-0.5
-1.0
12,392.0
12,835.7 13,279.4 13,723.0 14,166.7
Profundidad medida, pies
1.0
0.5
0
-0.5
-1.0
1.0
0.5
0
-0.5
-1.0
12,392.0
DE/DI=0.8
DE/DI=0.3
0%
0 a 20%
21 a 40%
Radio normalizado
Radio normalizado
Efecto del diámetro externo del tubo lavador y
del diámetro interno del filtro de grava
Radio normalizado
Simulación de emplazamiento de grava
Las herramientas computacionales son parte
integrante del diseño de tratamientos para el
control de la producción de arena que reducen
los reacondicionamientos correctivos y las fallas
de terminaciones. La simulación de procesos de
emplazamiento de grava permite realizar análisis
de sensibilidad con diversos parámetros de
emplazamiento de grava (derecha). Estas herramientas de simulación ayudan a los operadores a
evaluar los intervalos de terminación, los fluidos
de transporte, los tamaños y las concentraciones
de grava, las tasas de bombeo, las pérdidas de
fluidos hacia la formación y los retornos a la
superficie. Las simulaciones también se utilizan
para optimizar los tubos lavadores, los filtros de
grava y las configuraciones de las herramientas
de servicio.19 Por ejemplo, el programa de computación SandCADE incluye seis módulos—
simulación de emplazamiento de grava para
empaque con agua y con tubos de derivación,
Radio normalizado
La grava no gira fácilmente hacia orificios de
salida pequeños, de modo que boquillas en gran
ángulo que se extienden hacia la corriente de
flujo reducen la tendencia a la decantación de la
grava y a su concentración dentro de los tubos de
derivación. Los tubos de derivación con orificios,
o boquillas, sirven como tubos de empaque. Para
intervalos extremadamente largos, se conectan
tubos de derivación de transporte sin orificios de
salida a lo largo de todo el conjunto de filtros de
grava para limitar la deshidratación de la lechada
mediante la reducción de las pérdidas del fluido
de transporte en el espacio anular, y dirigir la
lechada hacia los tubos de empaque a razón de 4
a 6 bbl/min [0.6 a 0.9 m3/min].
Los tubos de transporte se conectan a los
tubos de empaque mediante un tubo distribuidor
en cada empalme de los filtros de grava. La
lechada fluye hacia abajo por los tubos de empaque o desde los tubos de transporte hacia los
tubos de empaque y sale a través de boquillas de
carburo resistentes al desgaste, para empacar
los vacíos detrás de los filtros de grava a 0.5 a 2
bbl/min [0.08 a 0.3 m3/min]. También se pueden
conectar tubos de transporte a la tubería hermética que se encuentra en la parte de arriba de un
conjunto de filtros de grava, para que la lechada
pueda pasar en caso de que el orificio colapse o
se forme una obturación de grava en la parte
superior del intervalo.
41 a 60%
61 a 80%
81 a 99%
100%
Eficiencia de los empaques de grava
> Simulación del emplazamiento de grava. El riesgo de obturación de grava aumenta a medida que
aumenta la permeabilidad de la formación y la longitud de los intervalos, o disminuye la viscosidad de
los fluidos del yacimiento. Los factores que influyen en el empaque de grava, tales como las características de la formación, las pérdidas de fluidos, las configuraciones de los filtros de grava, las herramientas de terminación del pozo y los parámetros del tratamiento, se pueden modelar con el uso de
programas de computación. La eficiencia del empaque disminuye a medida que aumenta la permeabilidad de la formación (parte superior izquierda). El revoque de filtración de baja permeabilidad,
o el alto factor de daño, reducen las pérdidas de fluidos y aumentan la eficiencia del empaque (parte
superior derecha). El fluido de transporte tiende a desviarse hacia el espacio anular interno a medida
que aumenta el espacio entre el tubo lavador y el filtro de grava—la relación entre el diámetro
externo (DE) del tubo lavador y el diámetro interno (DI) del filtro de grava—lo que hace disminuir la
eficiencia del empaque (centro, a la izquierda). Si bien la diferencia puede ser grande, no es significativa en este ejemplo. El aumento de la viscosidad del fluido de transporte para reducir las pérdidas de
fluidos puede mejorar las características de transporte de la grava y la eficiencia del empaque (centro, a la derecha). Se puede producir una obturación anular temprana a medida que aumentan las
concentraciones de grava (parte inferior izquierda). La eficiencia del empaque disminuye a medida
que disminuyen las tasas de bombeo y aumentan las pérdidas de fluidos (parte inferior derecha).
Oilfield Review
Los cálculos del emplazamiento de grava se
basan en un simulador de pozo seudo-tridimensional, capaz de modelar empaques de grava en
pozos entubados o abiertos, horizontales o verticales. Se ha desarrollado un modelo basado en
conceptos similares para simular la colocación de
empaques de grava mediante filtros de grava
Alternate Path con tubos de derivación. Los tratamientos se pueden diseñar con herramientas de
servicio en modo de inyección forzada o circulante. En el modo circulante, también se puede
modelar la presión de la válvula de superficie, o
de estrangulación, y la velocidad de retorno del
fluido. El módulo de programación de bombeo utiliza los requisitos específicos del trabajo y datos,
tales como la tasa de bombeo, la concentración
de grava y los parámetros de fracturas para generar tratamientos de emplazamiento de grava,
reduciendo así la cantidad de repeticiones que se
necesitan para obtener programas de bombeo
satisfactorios.
En el pasado, los fracturamientos combinados con empaques de grava, que por lo general
fallaban debido a un desborde prematuro de
grava, eran diseñados únicamente utilizando
simuladores de fracturamiento hidráulico que no
consideraban las herramientas de terminación de
fondo de pozo; tales como reducciones de los
empacadores, tuberías herméticas, filtros de
grava y tubos lavadores. Los usuarios ahora pueden efectuar diseños para controlar la longitud
de la fractura y simular tratamientos de fracturamiento combinados con empaques de grava con
un simulador recientemente desarrollado que
acopla el pozo a la fractura hidráulica.20 Este
simulador modificado, basado en un simulador de
fracturamiento hidráulico seudo-tridimensional,
calcula parámetros tales como la distribución de
grava en las fracturas, la altura de las fracturas,
y el flujo del fluido bidimensional como condiciones de borde para el simulador de pozo seudo-tridimensional.
El flujo de la lechada se simula junto con los
efectos de la inclinación del pozo, la decantación
y la obturación de grava alrededor de los filtros
de grava, y el flujo del fluido a través de las mismas. Asimismo, el simulador de fractura avanzado permite efectuar diseños para controlar la
longitud de la fractura en formaciones de alta
permeabilidad. También se puede modelar la
inducción de la obturación de grava en los pozos
mediante la reducción deliberada de la tasa de
bombeo, o el desplazamiento de la herramienta
de servicio al final de los tratamientos.
Otoño de 2001
Una vez que se obtiene un programa de bombeo definitivo, el módulo de movimiento de la
tubería calcula la fricción, el pandeo, los efectos
de sondeo y los efectos térmicos. Además, permite a los usuarios diseñar conjuntos de sellos
de los empacadores que compensan el potencial
movimiento tubular. Los cálculos de la hidráulica
del empacador ayudan a generar procedimientos
para bajar empacadores a utilizar en tratamientos
de empaque de grava de manera segura y evitar
la liberación prematura. Los análisis de torque y
arrastre proporcionan estimaciones para bajar de
manera segura conjuntos de terminación hasta la
profundidad final sin quedar atascados ni dañar
los componentes.
Empaque con agua en China
Durante mayo de 2001, Schlumberger terminó un
pozo marino de petróleo en la Bahía de Bo Hai en
China, donde el operador había perforado un
pozo de 81⁄2 pulgadas, a ser terminado con un
empaque de grava. No se informaron pérdidas de
fluido durante la perforación de una sección horizontal de 634 m [2080 pies]. Se realizaron varias
simulaciones de diseño con el programa
SandCADE para optimizar los procedimientos de
empaque con agua en pozos abiertos (abajo). Las
simulaciones de emplazamiento de grava indicaron que una tubería de 31⁄2 pulgadas reduciría al
mínimo la decantación de grava y mejoraría la
eficiencia de bombeo.
Se modelaron velocidades de bombeo de 3 a
8 bbl/min [0.5 a 1.25 m3/min] para determinar la
eficiencia de empaque. Tanto a 7 y 8 bbl/min [1.1
y 1.25 m3/min] las altas presiones y las pérdidas
de fluidos tuvieron como resultado una obtura-
Eficiencia de
Tiempo
empaque de
total de
grava, %
bombeo, min
Tasa de
flujo,
bbl/min
Concentración
de grava, ppa
8
0.5
205
7
0.5
6
0.5
5
ción de grava y una eficiencia de empaque de 58
y 88%, respectivamente. Sin pérdidas y con
retornos completos en la superficie, las tasas de
bombeo de 3 a 6 bbl/min [0.95 m3/min] dieron
como resultado una eficiencia de empaque del
100%, pero 3 bbl/min se consideró demasiado
bajo, debido a la posibilidad de decantación de la
grava en lugares bajos a lo largo del perfil del
pozo horizontal.
Se seleccionó el empaque con agua a 5
bbl/min [0.8 m3/min]. Ésta era la tasa más alta
con el menor riesgo de obturación que podía proporcionar un empaque completo. El siguiente
paso consistió en determinar las pérdidas de
fluido permisibles, mediante la variación del factor de daño o de la permeabilidad de la formación
en el pozo abierto, de 5 mD y sin pérdidas a 350
mD y alrededor de 2 bbl/min [0.3 m3/min] de
retornos de fluidos. La onda alfa se detuvo
cuando las tasas de retorno disminuyeron a
menos de 2 bbl/min, y los retornos de menos de
3 bbl/min fueron considerados inaceptables por
el operador debido al posible aumento de las pérdidas por la erosión del revoque de filtración.
La simulación y el monitoreo del torque y del
arrastre durante la bajada y la extracción de la
sarta de perforación para desplazar el RDF con
fluidos libres de sólidos, ayudaron al operador a
determinar los factores de fricción en la tubería
de revestimiento y en el pozo abierto. Estos
datos se utilizaron en el módulo de torque y
arrastre del programa SandCADE para establecer límites horizontales de las diversas sartas
de trabajo. Este análisis predijo el posible pandeo de los tubulares de 31⁄2 pulgadas durante la
instalación del filtro de grava.
Altura de Iniciación de
Presión de
Presión de
la duna, onda beta, min circulación, lpc superficie, lpc
pulgadas
28
2625
2863
2.0
83
2000
2016
2.8
158
1465
1647
100
4.9
254
1020
1151
570
100
5.8
390
650
733
759
100
6.8
536
340
391
68
1.5
280
88
369
100
0.5
450
4
0.5
3
0.5
> Diseño del empaque con agua. Antes de empacar con agua una sección de 2080 pies [634 m] de un
pozo horizontal en la Bahía Bo Hai, China, se efectuaron varias simulaciones por computadora para
optimizar el diseño. Las tasas de bombeo se modelaron en incrementos de 1bbl/min [0.16 m3/min], de
3 a 8 bbl/min [0.5 a 1.25 m3/min] con una concentración de grava constante de 0.5 ppa. A 7 bbl/min [1.1
m3/min] y más, se forman nodos de grava durante la propagación de las ondas alfa debido a las altas
presiones diferenciales entre el espacio anular formado por el filtro de grava y el pozo abierto, y el espacio anular entre el tubo lavador y el filtro de grava. Los nodos se continúan desarrollando y se producen
obturaciones de grava en el talón del pozo mientras la presión aumenta durante la propagación de la
onda beta. Se siguen formando obturaciones incluso a 6 bbl/min. A 3 bbl/min, la eficiencia de empaque
es del 100%, pero la altura de la onda alfa es cercana al 80% del volumen del espacio anular. Bombear a
5 bbl/min [0.8 m3/min] se traduce en un empaque completo con una altura de onda alfa anular del 55%.
61
A pesar de las precauciones adicionales, se
produjeron problemas de pandeo como se anticipó mientras se intentaba instalar filtros de
grava con sartas de perforación de 31⁄2 pulgadas,
de modo que se extrajo el conjunto de filtros de
grava y se volvió a bajar con tubería de perforación de 5 pulgadas. Se llevó a cabo un tratamiento de empaque con agua después de
comenzar a trabajar nuevamente con la sarta de
31⁄2 pulgadas. Para verificar la circulación, se
establecieron retornos de fluidos de 4.7 bbl/min
[0.75 m3/min] bombeando la salmuera filtrada a 5
bbl/min antes de emplazar grava con una
lechada de 0.5 ppa. Al bombear durante 11 horas
a 5 bbl/min se obtuvo una eficiencia de empaque
estimada de 158% basada en el volumen de un
pozo de 81⁄2 pulgadas de diámetro. Se aplicó un
tratamiento de limpieza posterior al empaque
para disolver el revoque de filtración restante.
Empaque con tubos de
derivación en Kazakhstán
El empaque de grava con filtros de grava
Alternate Path se puede extender a secciones
abiertas extremadamente largas de pozos horizontales mediante modificaciones específicas y
una cuidadosa ingeniería. El Campo Buzachi del
Norte, en Kazakhstán Occidental, cerca del Mar
Caspio, está a 300 km [190 millas] al norte de
Aktau, la ciudad más cercana, y es operado por
Texaco. En 1999, el Pozo NB4Z fue uno de los primeros pozos horizontales perforados en este
yacimiento de areniscas poco consolidadas y
poco profundas, que produce petróleo relativamente viscoso. El emplazamiento de empaque de
grava en una sección abierta de 3000 pies [914
m] de un pozo de 81⁄2 pulgadas, requería una cantidad de grava estimada en 85,000 lbm [38,560
kg]. Esto indujo a Texaco a evaluar terminaciones
que incluyen empaques con agua y con tubos de
derivación (arriba a la derecha).21
La sección horizontal NB4Z era mucho más
larga que en las terminaciones anteriores en las
que se habían utilizado filtros de grava con tubos
de derivación de 1100 pies [335 m], de modo que
se optimizaron los diseños de filtros de grava y
los programas de bombeo para mejorar la efi21. Tibbles R, Blessen E, Qian X, Steven B, Pardo C, Hurst G,
Kubota R y Mysko P: “Design and Execution of a 3000-ft
Horizontal Gravel-Packed Completion (A Kazakhstan
Case History),” artículo de la SPE 64410, presentado en
la Conferencia y Exhibición de Petróleo y Gas del
Pacífico Asiático de la SPE, Brisbane, Queensland,
Australia, 16 al 18 de octubre de 2000.
22. Bennett et al, referencia 10.
23. Smejkal KD y Penberthy WL Jr: “Horizontal
Completions—1 Proper Drilling, Displacing Critical for
Open Hole Completions,” Oil & Gas Journal 95, no. 29
(21 de julio de 1997): 71-78.
62
Empaque
con agua
Empaque
con tubos de
derivación
102,000
102,000
Tiempo de bajada del filtro de
grava, hr
9
15
Tiempo de bajada y extracción
del tubo lavador, hr
8
0
Tiempo de bombeo de grava, hr
15
3
Tiempo total de terminación, hr
29
18
Concentración de grava, ppa
0.5
6
4857
405
Masa de grava con
20% de exceso, lbm
Volumen de fluido, bbl
ciencia, reducir el tiempo de instalación, y permitir mayores velocidades de bombeo. El diseño
AllPAC consistió de dos tubos de transporte largos que se separaban en cada empalme de los
filtros de grava para alimentar dos tubos de
empaque (próxima página). Esta configuración
redujo el número de conexiones de tubos de derivación en un 50% y redujo la posibilidad de pérdidas de fluido y la deshidratación de la lechada
en los filtros de grava.
La grava se bombeó en modo de circulación—espacio anular abierto—sin tubos lavadores dentro de los filtros de grava. Cuando la grava
llegó a la parte superior del filtro de grava, la
lechada se deshidrató inmediatamente mientras
el fluido de transporte se fugaba por el filtro de
grava y se formaba una obturación anular en la
parte superior de la sección horizontal. La
lechada se desvió a los tubos de derivación y prosiguió el empaque de grava. El tratamiento se
efectuó a 4 bbl/min hasta que la grava mojada
causó problemas de mezclado y se tuvo que disminuir la velocidad para que el mezclador
pudiera seguir operando. La presión de tratamiento de superficie aumentó durante todo el
trabajo y fue lo suficientemente alta como para
sobrepasar el esfuerzo de fracturamiento. Sin
embargo, no se produjo la rotura de la formación
debido a la fricción en los tubos de derivación.
Foxenberg WE y Lockett CD: “Displacement Technology
to Ensure a Clean Well Bore,” Petroleum Engineer
International 71, no. 10 (Octubre de 1998): 23-28.
Price-Smith C, Bennett C, Ali SA, Hodge RM, Burton RC y
Parlar M: “Open Hole Horizontal Well Cleanup in Sand
Control Completions: State of the Art in Field Practice
and Laboratory Development,” artículo de la SPE 50673,
presentado en la Conferencia Europea del Petróleo de
la SPE, La Haya, Holanda, 20 al 22 de octubre de 1998.
< Comparación entre el empaque con agua y
el empaque con tubos de derivación. Texaco
escogió la tecnología Alternate Path para el
pozo NB4Z en el Campo Buzachi del Norte,
Kazakhstán, porque los requisitos de tiempo
de terminación y volumen de fluido eran considerablemente menores que los del empaque con agua. Ensamblar y operar filtros de
grava con tubos de derivación requiere
tiempo adicional, pero el tiempo de bombeo
se reduce en un 80% puesto que la concentración de grava es mucho más alta. El
tiempo total de terminación con empaque
con tubos de derivación, es 30% menor que
con el empaque con agua. Los volúmenes de
fluido de empaque con tubos de derivación
son de 10 a 20% de los requeridos por el empaque con agua. En este caso, resultó menor
al 10%, lo cual es importante en áreas remotas con suministro limitado de agua.
La tecnología de tubos de derivación fue
clave para la ejecución exitosa de este empaque
de grava en una sección horizontal abierta extremadamente larga en un área remota. El empaque
de grava sin tubo lavador redundó en un ahorro
del tiempo de instalación y una conexión roscada
especial aseguró la alineación correcta del tubo
de derivación. De 100 empalmes de los filtros de
grava, 97 se alinearon exactamente la primera
vez. El armado de los filtros de grava y la velocidad de bajada fue de casi seis conexiones por
hora. Se logró un completo empaque de grava,
emplazando un 33% más de grava del volumen
anular teórico. La producción inicial del pozo
llegó a 34 B/D [5 m3/d] de agua y 1257 B/D [200
m3/d] de petróleo, tres veces la producción promedio en este campo de una terminación horizontal con tubería de revestimiento ranurada.
Para escoger entre los métodos de empaque
con agua y empaque con tubos de derivación, los
operadores tuvieron que evaluar la logística, los
riesgos y los costos de cada aplicación. Ambas
técnicas se habían utilizado con éxito en largos
tramos horizontales con empaque de grava. En
secciones largas, el porcentaje de éxito mediante
empaque con agua es de alrededor del 70%,
mientras que con el empaque con tubos de derivación, es superior al 95%.22 El éxito está relacionado principalmente con el contenido de lutita
y la reactividad de la lutita con los fluidos de perforación y terminación, con la longitud de la sección del yacimiento y con la permeabilidad de la
formación. Cuando se efectúan empaques de
grava con los filtros de grava Alternate Path, se
puede remover el revoque de filtración durante
las operaciones de empaque de grava, porque no
se requiere un pozo sellado.
Oilfield Review
KAZAKHSTÁN
M ar
Campo Buzachi
del Norte
Cas
Aktaú
pi o
UZBEKISTÁN
Bakú
AZERBAIJÁN
TURKMENISTÁN
Empacador para
empaque de grava
QUANTUM
Filtro de grava AIIPAC
Capa petrolífera
Tubo de transporte
Boquillas
Filtros Protector del
de grava filtro de grava
Tubo de derivación
> Diseño Alternate Path para el Campo Buzachi del Norte en Kazakhstán (inserto superior). Los filtros de
grava AllPAC para el pozo de Texaco constaron de dos grandes tubos de transporte que se separaban en
cada empalme del filtro de grava para alimentar los tubos de empaque (inserto inferior). Esta configuración disminuyó el número de conexiones de derivación en un 50% y redujo considerablemente las pérdidas de fluido y la posibilidad de deshidratación de la lechada en la sección abierta del pozo de 3000 pies.
Remoción del revoque de filtración
La obturación del empaque de grava durante la
producción depende en gran medida de la limpieza del revoque de filtración del RDF. Las decisiones acerca de la limpieza del revoque de
filtración dependen del tipo de filtro de grava, del
tamaño de grava y del diseño del pozo; terminación con tubos filtro o con empaque de grava, un
pozo de producción o de inyección. Si se requiere
limpieza, los ingenieros deben decidir los componentes del revoque de filtración que removerán.
Las técnicas de limpieza del revoque de filtración
varían desde un contraflujo y producción sin limpieza hasta agresivos procedimientos de desplazamiento y tratamientos químicos en múltiples
etapas efectuados con tubería flexible.23
Otoño de 2001
El revoque de filtración formado por el RDF
contiene polímeros, agentes obturantes y densificantes, aditivos para controlar las pérdidas de
fluido, así como partículas sólidas de la perforación. Los ácidos, oxidantes o enzimas de alfaamilasa remueven los aditivos de pérdidas de
fluido, normalmente almidón u otros polímeros.
Los agentes obturantes, normalmente carbonato
de calcio o sal de cloruro de sodio, son disueltos
por ácidos o salmueras no saturadas, respectivamente. Cuando no hay partículas sólidas de la
perforación, las pruebas de laboratorio indican
que el efecto del revoque de filtración en la productividad de los empaques de grava es insignificante.
La remoción del revoque de filtración, ya sea
formando pequeños orificios o mediante descamación, se puede lograr a través del contraflujo
durante la producción, si el pozo es relativamente estable. No es necesario la rotura total del
polímero. Por lo general, cierta reducción de la
resistencia del gel es suficiente para inducir el
flujo a bajos diferenciales de presión. Sin
embargo, el contraflujo a menudo puede ser problemático, especialmente con tamaños pequeños de grava, filtros de grava de malla premium o
preempacados, y bajas caídas de presión.
63
Antes de la limpieza
Después de
sumergirse en HCI
Después de sumergirse
en agente quelante
0.8 pulgadas
2 cm
> Limpieza del revoque de filtración. Mediante pruebas de laboratorio en pequeña escala se evaluó el
revoque de filtración que se formó en los núcleos por un fluido de perforación del yacimiento con CaCO3,
almidón y polímero antes de la limpieza (izquierda) y después de la limpieza con ácido clorhídrico [HCl]
o una solución de agente quelante (CAS, por sus siglas en inglés) a 180°F [82°C]. Existe un único trayecto conductor dominante tras sumergirlo en ácido HCl (centro) y una remoción uniforme del revoque de filtración con la solución CAS (derecha).
El revoque de filtración que contiene partículas
sólidas del fluido de perforación puede requerir
altas caídas de presión—mayores a 200 lpc [1.38
MPa]—para iniciar el flujo cuando el revoque de
filtración queda atrapado entre la grava y la formación. Además, la permeabilidad retenida después del contraflujo puede ser extremadamente
baja; menos del 1% de la permeabilidad original
del yacimiento.24 Los resultados de las pruebas y
los datos de campo sugieren que la mayor parte
de los empaques de grava en pozos horizontales
abiertos requiere algún tipo de limpieza.25
El contraflujo sin limpieza química es viable
en ciertas terminaciones horizontales largas a
pozo abierto, pero se necesitan más datos de
registros de producción para cuantificar su efecto
a largo plazo en el manejo del yacimiento. La
irrupción prematura de agua o gas, o la conificación en áreas en que se forman pequeños orificios, o donde el revoque de filtración se descama
pueden hacer que los pozos dejen de ser rentables antes de que se produzcan todas las reservas
recuperables. La limpieza no uniforme tiene riesgos similares.
Las enzimas y oxidantes que atacan solamente el almidón y los polímeros, o los ácidos que
disuelven los agentes obturantes de CaCO3 y rompen los geles polímeros, limpian los componentes
del revoque de filtración. Debido a que las fracciones de almidón en formulaciones de RDF son
mucho mayores que las de los polímeros, sólo
sacando el almidón del revoque de filtración se
reduce significativamente la presión de la iniciación del flujo y el deterioro de la permeabilidad.
Las enzimas u oxidantes se pueden utilizar al final
del tratamiento, durante el desplazamiento de la
lechada para remover el almidón y los polímeros,
sin embargo, dejan los agentes obturantes. Los
tratamientos convencionales para la remoción del
revoque de filtración en terminaciones con empaque de grava normalmente incluyen tratamientos
de oxidante de un solo paso, enzima y ácido, o de
enzima de dos pasos y soluciones de oxidantes,
seguidas de ácido.
Hasta hace poco, estos tratamientos se realizaban con tubería flexible tras empacar con grava
y después de bajar la tubería de producción,
requiriendo un segundo viaje de entrada y salida
del pozo. El servicio MudSOLV incluye nuevos sistemas para remover el revoque de filtración que
combinan una solución de agente quelante (CAS,
por sus siglas en inglés) con una enzima para ata-
car el almidón y el CaCO3 simultáneamente, pero
en forma lenta para una limpieza más uniforme
del pozo durante o después del empaque de
grava (arriba).26
Los resultados de las pruebas indican que la
remoción del revoque de filtración—el momento
en que se produce un pronunciado aumento de
las pérdidas de fluido con impregnaciones sobrebalanceadas—mediante una solución CAS es de
un orden de magnitud más lento que cuando se
utiliza ácido clorhídrico [HCl], y que los tiempos
de remoción se pueden controlar agregando más
enzima, o un surfactante viscoelástico (VES, por
sus siglas en inglés) para aumentar la viscosidad
(próxima página, arriba). Esta baja velocidad de
reacción permite emplazar un sistema de una
solución CAS y enzima en largos pozos horizontales sin crear zonas ladronas en los puntos de
contacto iniciales, algo común cuando se usa
ácido HCl.
La invasión de sólidos en las formaciones
durante la remoción del revoque de filtración, un
riesgo inherente a los tratamientos convencionales de dos pasos con enzimas u oxidantes combinados con ácido, se minimiza o elimina mediante
el impregnado balanceado con soluciones CAS.
24. Hodge RM, Augustine BG, Burton RC, Sanders WW y
Atkinson DJ: “Evaluation and Selection of Drill-In Fluid
Candidates to Minimize Formation Damage,” SPE Drilling
and Completion 12, no. 3 (Septiembre de 1997): 174-179.
Burton RC y Hodge RM: “The Impact of Formation
Damage and Completion Impairment on Horizontal Well
Productivity,” artículo de la SPE 49097, presentado en la
Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE, Nueva
Orleáns, Luisiana, EUA, 27 al 30 de septiembre de 1998.
Price-Smith et al, referencia 23.
25. Brady ME, Bradbury AJ, Sehgal G, Brand F, Ali SA,
Bennett CL, Gilchrist JM, Troncoso J, Price-Smith C,
Foxenberg WE y Parlar M: “Filtercake Cleanup in OpenHole Gravel-Packed Completions: A Necessity or a
Myth?,” artículo de la SPE 63232, presentado en la
Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE,
Dallas, Texas, EUA, 1 al 4 de octubre de 2000.
26. Parlar M, Tibbles RJ, Chang FF, Fu D, Morris L, Davison M,
Vinod PS y Wierenga A: “Laboratory Development of a
Novel, Simultaneous Cake-Cleanup and Gravel- Packing
System for Long, Highly-Deviated or Horizontal Open-Hole
Completions,” artículo de la SPE 50651, presentado en la
Conferencia Europea del Petróleo de la SPE, La Haya,
Holanda, 20 al 22 de octubre de 1998.
Brady ME, Ali SA, Price-Smith C, Sehgal G, Hill D y Parlar
M: “Near Wellbore Cleanup in Openhole Horizontal Sand
Control Completions: Laboratory Experiments,” artículo
de la SPE 58785, presentado en el Simposio
Internacional sobre Daño de la Formación de la SPE,
Lafayette, Luisiana, EUA, 23 y 24 de febrero de 2000.
Stanley FO, Rae P y Troncoso JC: “Single-Step Enzyme
Treatment Enhances Production Capacity on Horizontal
Wells,” artículo de las SPE/IADC 52818, presentado en la
Conferencia sobre Perforación de las SPE/IADC,
Amsterdam, Holanda, 9 al 11 de marzo de 1999.
64
Oilfield Review
60
HCI
CAS/enzima
CAS/enzima/VES
CAS
Volumen de pérdidas de fluido, cm3
50
40
30
20
10
0
0
5
10
15
Tiempo, hr
20
25
30
> Velocidad de reacción. Los aumentos repentinos de las pérdidas de fluido durante las impregnaciones sobrebalanceadas de laboratorio indican que la remoción del revoque de filtración con soluciones de agentes quelantes (CAS) son de un orden de magnitud inferior a
cuando se utiliza ácido HCI. Las velocidades de reacción para las soluciones combinadas de
CAS y enzimas se miden en horas, permitiendo que estos sistemas se emplacen en secciones abiertas de pozos horizontales sin crear zonas ladronas ni altas pérdidas de fluido. Las
velocidades de reacción se controlan agregando una solución CAS, enzima o un surfactante
viscoelástico (VES, por sus siglas en inglés). Agregar un surfactante VES para una mayor viscosidad o más solución CAS disminuye las velocidades de reacción; en cambio, agregar
enzima aumenta las velocidades de reacción.
Este nuevo enfoque evita muchos problemas del
lodo y de compatibilidad que se producen cuando
ácidos fuertes hacen contacto con algunos crudos, así como también minimiza las dificultades
asociadas con la manipulación de ácidos en
zonas marinas. Otra consideración importante es
la corrosión de los filtros de grava cuando se permite que productos químicos se impregnen por
largo tiempo. Las pruebas de muestras de filtros
de grava metálicas expuestas a ácido HCl y solución CAS indican que las tasas de corrosión en
presencia de agentes quelantes son mucho más
bajas que en presencia de ácido HCl (derecha).
En el pasado, los tratamientos para remover el
revoque de filtración se realizaban después de instalar los filtros de grava y los empaques de grava,
independientemente del método de emplazamiento de la grava. Este enfoque implicaba sacar
la tubería de producción y los tubos lavadores—
entrando al pozo y saliendo del mismo—para desplazar el fluido de transporte de los filtros de grava
y los productos químicos que atacan componentes
específicos del revoque de filtración.
Este proceso es lento y caro, especialmente
cuando se requieren largos períodos de impregnación para que las enzimas u oxidantes reaccio-
Otoño de 2001
nen con almidón y polímeros en el revoque de filtración. La razón de esta práctica se debe a la
incapacidad de circular después del empaque de
grava con arreglos de fondo de pozo convencionales. Asimismo, si un revoque de filtración de
baja permeabilidad estuviera intacto, bombear
soluciones rompedoras y directamente a la sección abierta del pozo, podría ser difícil y produciría una remoción ineficiente y no uniforme del
revoque de filtración.
Material
del filtro de grava
Una simple modificación mecánica de bajo
costo provee una vía de circulación hacia el fondo
del pozo por la tubería de bombeo y el tubo lavador, de regreso por el espacio anular que existe
entre el tubo lavador y los filtros de grava, y hacia
la superficie a través del espacio anular entre la
tubería de revestimiento y la tubería de trabajo.
La nueva herramienta de servicio MudSOLV utiliza el tubo lavador dentro de los filtros de grava
para colocar soluciones rompedoras de lenta
Velocidad de corrosion, lbm/pies2
7.5% de HCI con 1%
de inhibidor
CAS con 0.2%
de inhibidor
Acero al carbono J-55
0.0110
0.0037
Acero al cromo 13
0.0130
0.0001
Acero 316-L
0.0580
0.0007
Aberturas de los filtros de grava, µm
Antes de la exposición
150
150
Después de la exposición
250
150
> Velocidad de corrosión. Las aberturas de los filtros de grava no cambiaron
cuando fueron expuestas a una solución CAS en pruebas de laboratorio, pero el
ácido HCl aumentó las aberturas de 150 a 250 µm. Esto es suficiente como para
afectar negativamente el control de la producción de arena y la integridad de la
terminación del pozo cuando se impregnan por tiempos prolongados a altas temperaturas después del empaque de grava.
65
1
2
3
4
5
> Herramienta de servicio para circular o forzar empaques y para la limpieza posterior al empaque. La herramienta MudSOLV, que ha
sido desarrollada recientemente, permite la circulación en tubos lavadores internos después de operaciones de empaque con agua o
empaque con tubos de derivación—posición 1: bajándola al pozo; posición 2: lanzamiento de una pequeña bola; posición 3: aumento
de la presión para abrir un cruce para el empaque de grava; posición 4: lanzamiento de una bola más grande; posición 5: aumento de la
presión para deshabilitar el cruce del empaque de grava y habilitar un nuevo cruce para circulación. Esta modificación permite colocar productos químicos en los tubos filtro o empaques de grava para la posterior impregnación, inyección o circulación, eliminando la
necesidad de tratamientos de limpieza con tuberías flexibles. Otra aplicación consiste en desplazar filtros de grava con salmuera tras
utilizar ácidos en los fluidos de transporte para remover el revoque de filtración.
reacción con el objetivo de efectuar la limpieza
del revoque de filtración inmediatamente después
del empaque de grava (arriba).27 Los rompedores
de reacción lenta como los oxidantes, enzimas o
enzimas combinadas con una solución CAS se
pueden colocar en las secciones horizontales sin
una pérdida significativa de circulación para la
remoción más uniforme del revoque de filtración
en mucho menos tiempo que los tratamientos
convencionales de limpieza con tubería flexible.
Este enfoque elimina la necesidad de tubería
flexible y permite que las soluciones rompedoras
se impregnen mientras los pozos se preparan
para su puesta en producción, normalmente uno
a dos días para bajar y extraer la tubería de producción. Los filtros de grava de control de producción de arena están expuestas a productos
químicos por largo tiempo y, dependiendo de su
metalurgia, la corrosión puede producir pérdida
de la integridad del control de la producción de
arena si se deja que fluidos como el ácido HCI se
impregnen durante estas aplicaciones.
66
En principio, la limpieza del revoque de filtración con rompedores de reacción lenta, como las
enzimas, se puede realizar durante las operaciones de empaque con agua, pero esto aumenta la
incertidumbre acerca de la integridad del revoque de filtración. Agregar rompedores de reacción lenta durante la propagación de ondas las
beta previstas, aminora este riesgo en cierta
medida, pero usualmente no elimina completamente el riesgo de inducir pérdidas y una obturación prematura. Es posible remover el revoque de
filtración mientras se lleva a cabo el empaque
con grava, pero los tratamientos de limpieza se
efectúan con posterioridad por varias razones.
En primer lugar, el empaque con agua
requiere un revoque de filtración eficaz para mantener la velocidad de lechada crítica para el
transporte de grava y evitar que las ondas alfa se
detengan debido a las pérdidas de fluidos hacia
las formaciones y a la deshidratación de la
lechada. Por lo tanto, la limpieza del revoque de
filtración antes del empaque con agua no es una
27. Parlar et al, referencia 26.
Brady et al, referencia 26.
Parlar et al, referencia 8.
28. Barrilleaux MF, Ratterman EE y Penberthy WL Jr: “Gravel
Pack Procedures for Productivity and Longevity,” artículo de la SPE 31089, Simposio Internacional de la SPE
sobre Control del Daño de la Formación, Lafayette,
Luisiana, EUA, EUA, 14 y 15 de febrero de 1996.
Penberthy et al, referencia 14.
29. Becker TE y Gardiner HN: “Drill-In Fluid Filter Cake
Behavior During the Gravel-Packing of Horizontal
Intervals—A Laboratory Simulation,” artículo de la SPE
50715, presentado en el Simposio Internacional de la
SPE sobre la Química de los Campos Petrolíferos,
Houston, Texas, EUA, 16 al 19 de febrero de 1999.
Johnson MH, Ashton JP y Nguyen H: “The Effects of
Erosion Velocity on Filter-Cake Stability During Gravel
Placement of Openhole Horizontal Gravel-Pack
Completions,” artículo de la SPE 23773, presentado en el
Simposio Internacional de la SPE sobre Control del Daño
de la Formación, Lafayette, Luisiana, EUA, 26 y 27 de
febrero de 1992.
30. Brady et al, referencia 26.
31. Parlar et al, referencia 26.
Parlar et al, referencia 8.
32. Saldungaray PM, Troncoso JC y Santoso BT:
“Simultaneous Gravel Packing and Filter Cake Removal
in Horizontal Wells Applying Shunt Tubes and Novel
Carrier and Breaker Fluid,” artículo de la SPE 68205, presentado en la Exposición de Petróleo de Medio Oriente
de la SPE, Bahrain, 17 al 20 de marzo de 2001.
Oilfield Review
opción viable.28 En segundo lugar, el desgaste y la
abrasión causados por la lechada de grava en
flujo turbulento sobre una velocidad crítica,
puede erosionar el revoque de filtración y aumentar las pérdidas de fluidos.29 Las pruebas indican
que los tiempos de disolución del revoque de filtración disminuyen significativamente a medida
que se reduce el espesor del mismo, y son
considerablemente menores que los tiempos
requeridos para empacar con grava secciones
horizontales extremadamente largas.30 Finalmente, los fluidos VES gelificados en soluciones
de enzimas, en una solución CAS, o en ambas
para el empaque con tubos de derivación y la
remoción del revoque de filtración simultáneamente, sólo han sido desarrollados y aplicados
recientemente en el campo.31
El empaque con tubos de derivación es independiente de la condición del revoque de filtración
externo, lo que permite combinar fluidos rompedores de reacción lenta con fluidos de transporte
para el empaque de grava y la limpieza del revoque de filtración en un solo paso. Los fluidos rompedores se pueden seleccionar para apuntar a
componentes específicos del revoque de filtración,
sin afectar las propiedades del fluido de transporte. La limpieza y el empaque de grava con
tubos de derivación llevados a cabo de manera
simultánea, aseguran el contacto del fluido rompedor en todo el espacio anular y a través de todo
el empaque de grava.
¿Por qué perforar largas secciones de pozos
horizontales abiertos y luego aceptar un flujo
limitado o no uniforme? En comparación con las
Tratamiento de limpieza convencional del
revoque de filtración después del empaque de grava
Primer punto de contacto del
ácido o del rompedor o lámina
de alta permeabilidad
técnicas convencionales de limpieza, el empaque
de grava y la remoción del revoque de filtración
simultáneos mejoran la productividad del empaque de grava y minimizan el riesgo de irrupciones
de agua y de gas o la conificación (abajo). Este
método reduce los costos al disminuir los volúmenes de fluidos requeridos y eliminar los posteriores tratamientos de limpieza con tubería
flexible.
Empaque de grava y limpieza
en un solo paso
En 1999, Repsol-YPF y Schlumberger analizaron
las prácticas de construcción de pozos y los datos
de producción del Campo Widuri en el Mar de
Java indonesio, cerca del sudeste de Sumatra.32
El objetivo era optimizar las terminaciones de los
Operación simultánea de empaque
y limpieza del revoque de filtración
Gas
Gas
Petróleo
Petróleo
Revoque de filtración sin tratar
Agua
Conificación de gas y petróleo después
de una limpieza no uniforme del revoque de filtración
Agua
Influjo uniforme después
del tratamiento simultáneo
Gas
Gas
Petróleo
Petróleo
Revoque de filtración sin tratar
Agua
Agua
> Limpieza simultánea del revoque de filtración. El bombeo de químicos agresivos, como el ácido HCI directamente hacia el fondo por la tubería de producción, por lo general remueve el revoque de filtración en el punto de primer contacto, causando una pérdida preferencial de fluidos en tal ubicación (arriba
a la izquierda). La remoción localizada del revoque de filtración deja gran parte del pozo sin tratar, con el revoque de filtración intacto. La menor área resultante de entrada de flujo puede inducir a irrupciones de agua y gas, o la conificación (abajo a la izquierda). La colocación de soluciones rompedoras a través de los filtros de grava con tubería flexible es más eficaz, pero también requiere volúmenes de fluidos y costos adicionales, en comparación con la tarea
de emplazar la grava y remover el revoque de filtración en un solo paso. El uso de la herramienta MudSOLV de empaque de grava y limpieza simultánea, en
conjunto con filtros de grava Alternate Path asegura que sustancias químicas menos agresivas o con reacciones más lentas tomen contacto con el revoque de filtración alrededor del espacio anular a lo largo de todo el pozo (arriba a la derecha). Como resultado, el proceso de limpieza es más eficiente, se
reducen el diferencial de presión para la iniciación del flujo y las caídas de presión durante la producción. Además, la entrada de fluidos a lo largo de las
secciones abiertas del pozo horizontal es más uniforme (abajo a la derecha).
Otoño de 2001
67
Tubo de transporte
Cubierta protectora
Tubo de empaque
Boquilla
Filtro de grava
Tubería base
> Filtros de grava AllPAC utilizadas en el Campo Widuri. El conjunto de filtros
de grava con tubos de derivación consistió de 12 filtros de grava con envoltura de alambre en una tubería base de 41⁄2, con cuatro tubos de derivación
y una cubierta protectora de los tubos de 7 pulgadas de diámetro. Se utilizaron dos tubos de derivación como tubos de transporte, y dos con boquillas de
carburo cada 6 pies como tubos de empaque. Los tubos de derivación fueron ubicados excéntricamente a lo largo de los filtros de grava para minimizar el diámetro general. La cubierta protege y centraliza los filtros de grava
en el pozo abierto para asegurar que al menos 0.8 pulgadas [2 cm] de grava
sean colocadas dentro de la cubierta en el lado bajo del espacio anular.
pozos en la formación Talang Akar, un depósito fluvial no consolidado con granos de tamaño medio,
alta permeabilidad y con una alta tendencia a producir arena. Este campo fue desarrollado con pozos
verticales y de alto ángulo hasta 1996, cuando se
perforaron y terminaron los primeros pozos horizontales con tubos filtro de mallas premium.
En 1997, se utilizó por primera vez el empaque con agua para empacar con grava secciones
abiertas del pozo, utilizando salmuera y bajas
concentraciones de grava, de 0.5 a 1 ppa [0.12
g/cm3]. La eficacia del empaque con grava—la
grava emplazada versus el volumen estimado del
pozo—en 15 terminaciones con empaque con
agua efectuadas hasta principios de 1998 fue del
71%, pero algunos trabajos alcanzaron el 100%.
Desde entonces, más de 60 pozos horizontales
han sido perforados y terminados mediante
empaque con agua. Sin embargo, algunos de
estos pozos posteriormente produjeron arena y
tuvieron fallas en las bombas eléctricas sumergibles. Los datos de los registros de producción y
las imágenes de una cámara de fondo de pozo
sugirieron que la producción de arena podría
estar erosionando los filtros de grava y dañando
las bombas de fondo de pozo.
68
En 1998, los ingenieros de Repsol-YPF implementaron una serie de mejoras al empaque con
agua. Se utilizó un fluido RDF con un revoque de
filtración de baja permeabilidad para minimizar
las pérdidas de fluidos. La integridad del revoque
de filtración fue confirmada mediante el establecimiento de la circulación con anterioridad al
empaque de grava. Después del bombeo de la
grava, se removió el revoque de filtración
mediante tratamientos químicos aplicados con
tubería flexible. Para fines de 1999, estos procedimientos habían aumentado la eficiencia promedio del empaque de grava en un 89%, con sólo un
caso de producción de arena.
Para mejorar aún más las terminaciones,
Schlumberger recomendó el empaque de grava y
la remoción del revoque de filtración de manera
simultánea, utilizando un fluido de transporte
MudSOLV libre de sólidos y polímeros con surfactante viscoelástico ClearPAC y filtros de grava
con tubos de derivación AIIPAC (arriba). Esta técnica reduce costos de equipo de perforación, de
tubería flexible y de fluidos al eliminar los tratamientos de limpieza post-empaque. Debido a que
la tecnología Alternate Path asegura empaques
completos, también puede eliminar la necesidad
de filtros de grava con malla premium como elemento de respaldo para el control de la producción de arena.
La formulación final equilibró las concentraciones de soluciones CAS, enzimas y surfactantes VES para proporcionar suficiente viscosidad
para el transporte de la grava, pero no tanta
como para causar una difusión lenta a través del
revoque de filtración. El uso de este fluido para
remover el revoque de filtración formado en los
núcleos sintéticos de 1 a 2 darcys con el fluido
RDF propuesto, tuvo como resultado un 92% de
retención de permeabilidad.
Se implementó el empaque de grava y la limpieza del revoque de filtración de manera simultánea en el pozo Aida 10. Este pozo,
característico del Campo Widuri, se perforó para
drenar 45 pies [14 m] de arena de 2 a 5 darcys de
permeabilidad, 29% de porosidad, 5% de contenido de arcilla y granos de tamaño medio que
requerían una malla de grava 20/40. El yacimiento tiene alta transmisibilidad y un acuífero
que provee un fuerte empuje, lo que en general
conduce a rápidas irrupciones de agua y a un
corte de agua superior al 90%. Una vez que se
penetró el intervalo objetivo, se fijó una tubería
de revestimiento de 95⁄8 pulgadas, justo encima
de la zona productiva antes de que se reanudara
la perforación. Sin embargo, la tubería de revestimiento fue cementada, inadvertidamente, 100
pies [30 m] por encima del objetivo en el pozo
Aida 10, dejando expuestos 60 pies [18 m] de carbón y lutita. La sección horizontal de 651 pies
[198 m] fue perforada con CaCO3, almidón y polímero RDF.
La lutita y el carbón expuestos también fueron
una razón para utilizar filtros de grava con tubos
de derivación. Debido a que el empaque con
tubos de derivación procede desde el talón a la
punta del pozo, los intervalos de carbón y lutita
están expuestos al fluido de transporte sólo hasta
que se empacan las arenas adyacentes. Esto contrasta con la exposición durante un proceso de
empaque con agua a medida que la onda alfa
avanza desde el talón hacia la punta del pozo,
seguida de una onda beta desde la punta hasta el
talón. Además, los tubos de derivación permiten
el desvío anular del pozo abierto en caso de que
las capas de carbón y lutita colapsen.
33. Mason SD, Houwen OH, Freeman MA, Brady ME,
Foxenberg WE, Price-Smith CJ y Parlar M: “eMethodology for Selection of Wellbore Cleanup
Techniques in Open-Hole Horizontal Completions,”
artículo de la SPE 68957, presentado en la Conferencia
Europea de la SPE sobre Daño de la Formación, La
Haya, Holanda, 21 al 22 de mayo de 2001.
Oilfield Review
Antes de bombear grava en abril de 2000, las
pruebas de circulación a 8 bbl/min [1.3 m3/min]
indicaban pérdidas totales con cero retorno de
fluidos a la superficie. Con el objetivo de mantener simplicidad operacional y lograr una densidad homogénea, la lechada se mezcló por tandas
y fue bombeada a 6 bbl/min. Inicialmente, casi
no hubo presión de superficie, pero una vez que
comenzó el desplazamiento, la presión de tratamiento aumentó a 200 lpc [0.14 MPa]; el primer
indicio en superficie de la obturación de la grava
y del flujo desviándose a los tubos de derivación.
La velocidad de bombeo se redujo gradualmente
a medida que la presión aumentaba. La presión
de bombeo alcanzó 2300 lpc [15.9 MPa] y siguió
en ese valor por varios minutos mientras la
lechada fluía por los tubos de derivación y llenaba los vacíos alrededor de los filtros de grava.
Repsol-YPF evaluó este tratamiento sobre la
base de la eficiencia del empaque y del índice de
productividad (IP), utilizando parámetros de referencia de 10 pozos terminados en el mismo yacimiento durante 1999. Estos pozos tenían una
eficiencia de empaque del 93% y un IP de 97
bbl/lpc-D [2.2 m3/kPa-d]. Los 20,700 lbm [9390
kg] de grava emplazada superaban el volumen
anular teórico en un 12%. Sobre la base del
exceso de grava y de la presión de superficie, el
Datos del
proyecto
Soluciones
químicas aplicables
Buscador de
soluciones CBR
Soluciones aplicables,
procedimientos y herramientas
de emplazamiento
Compatibilidad de
las soluciones
Soluciones combinadas
Base de datos de
historias de casos de campo
Conjunto de
herramientas de
ingeniería MudSOLV
Clasificación de
soluciones combinadas
Evaluación
en laboratorio
Requisitos
de materiales
Evaluación de
las soluciones
Recomendación de
la técnica MudSOLV
Aspectos económicos
> Identificación y selección de las técnicas de limpieza. Un enfoque sistemático de la tecnología MudSOLV para la remoción del revoque de filtración en
tramos horizontales terminados a pozo abierto, utiliza un programa de computación de razonamiento según casos (CBR, por sus siglas en inglés) y de
predicción de productividad, junto con simples herramientas disponibles en
la Internet para efectuar estimaciones volumétricas y de costos. El proceso
MudSOLV es un sistema de consultas con tablas que permite comparar escenarios con casos almacenados en la base de conocimientos, la cual posee
dos bases de casos distintas; una para las opciones aplicables de química de
fluidos, y otra para las opciones de herramientas, emplazamiento de grava y
procedimientos. Una verificación de compatibilidad resuelve las incompatibilidades entre las combinaciones de estas bases de casos y las clasifica para
proporcionar las recomendaciones finales. Para actualizar constantemente
la base de conocimientos, el programa CBR se apoya en bases de datos de
experiencias de campo y resultados de pruebas de laboratorio.
Otoño de 2001
equipo a cargo de la terminación concluyó que el
pozo abierto había sido empacado completamente. El pozo produjo más de 13,000 B/D [2070
m3/d] de fluido total con un corte de agua del 40
al 60% y sin arena tras la instalación de una
bomba eléctrica sumergible. El IP del pozo Aida
10 superó los 409 B/lpc-D [9.4 m3/kPa-d], siendo
sustancialmente más alto que el de pozos anteriores de este campo, terminados con empaque
con agua. Un aumento relativamente lento en la
producción de agua, en comparación con terminaciones de pozos anteriores, indica una caída
de presión más uniforme y más baja a lo largo de
la sección abierta del pozo. Hasta la fecha, no ha
habido producción de arena y se ha cumplido el
objetivo de mejorar la productividad. Estos resultados indican que es posible el empaque con
tubos de derivación y la limpieza de manera
simultánea, sin por ello poner en riesgo la productividad del pozo y sin requerir circulación ni
un revoque de filtración resistente para asegurar
el emplazamiento de la grava.
Metodología de diseño y selección
Las compañías petroleras y los proveedores de
servicios han establecido aplicaciones y limitaciones técnicas para los métodos de emplazamiento
de grava, las herramientas de fondo de pozo y la
química de los fluidos. Sin embargo, puesto que el
número de soluciones potenciales es elevado, la
selección de las mejores opciones de empaque de
grava y limpieza del revoque de filtración requiere
conocimiento y experiencia de campo mundial en
temas que abarcan desde fluidos de perforación,
terminación y estimulación de pozos hasta la
ingeniería de terminación de pozos y las operaciones en la localización del pozo.
La experiencia obtenida en los últimos cuatro
años es la base para un riguroso enfoque de
selección de los métodos de limpieza del revoque
de filtración.33 Hoy se encuentra disponible el
programa de computación de razonamiento
según casos (CBR, por sus siglas en inglés) para
asimilar el conocimiento y la experiencia de
empaque de grava, e identificar las técnicas aplicables para un conjunto dado de condiciones y
parámetros de pozos. El programa CBR racionaliza el número de opciones de remoción del revoque de filtración, eliminando alternativas sobre la
base de las limitaciones técnicas establecidas y
clasificando las opciones restantes en base a la
información aportada por expertos y por las
bases de datos de historias de casos de campo y
de laboratorio (izquierda).
69
Los ingenieros responden a preguntas cuyas
respuestas son “sí” o “no” sobre casos individuales, parámetros y condiciones del pozo; variables
de terminación; herramientas de fondo de pozo y
técnicas de limpieza del revoque de filtración. El
sistema usa estas respuestas para conseguir un
ajuste razonable entre un pozo en particular y los
casos almacenados en la base de conocimientos
CBR, planteando preguntas adicionales, según
sea necesario, para refinar más aún el nivel de
ajuste o reducir el número de métodos de limpieza
aplicables. Cada respuesta tiene un impacto en la
aplicabilidad del caso, eliminando algunos y elevando o bajando el nivel de otros. De este modo,
los escenarios posibles se ajustan rápidamente al
menor número posible de opciones de remoción
del revoque de filtración y luego se pueden clasificar las diferentes opciones.
Debido al costo de la remoción del revoque de
filtración, a menudo puede ser necesario efectuar
Consultas CBR
¿Es práctico acondicionar el fluido RDF en las zarandas vibradoras para evitar
taponamiento o daños?
¿Se instalarán en el pozo filtros de grava de malla premium o preempacados?
¿Existe riesgo significativo de dañar o fijar el empacador prematuramente mientras
se bajan las herramientas de terminación del pozo en medio del RDF utilizado?
¿Se puede formular la salmuera de terminación con una densidad suficiente para el
control del pozo?
¿Es probable que se requiera circulación de fluido para bajar las herramientas de
terminación hasta la profundidad total (PT)?
¿Se ha bajado este conjunto de herramientas de terminación en este campo con salmuera
en el pozo abierto y con pérdidas aceptables, tras perforar con el RDF propuesto?
¿Es probable que se encuentre un arrastre que pueda llegar a impedir la bajada de las
herramientas de terminación hasta la PT?
¿Pasará un RDF limpio y sin usar a través de las herramientas de terminación sin causar
taponamientos?
¿Se puede formular un fluido viscoso que sea compatible con el revoque de filtración
del fluido RDF?
¿Se puede formular un fluido viscoso que sea compatible con los fluidos de la formación?
¿Hay instalaciones para cortar y filtrar de manera eficiente un fluido viscoso?
¿Se puede formular una salmuera de terminación que sea compatible con el revoque de
filtración del fluido RDF?
¿Se puede formular una salmuera de terminación que sea compatible con los fluidos de
la formación?
¿Se tendrá la capacidad de colocar fluidos en el intervalo abierto del pozo después de
instalar las herramientas de terminación?
¿Existen herramientas disponibles que permitan la colocación, o la circulación, de los fluidos
de tratamiento de limpieza tras la instalación de las herramientas de terminación?
¿Se empacará el pozo con grava?
¿Será el fluido de transporte del empaque de grava un aceite no acuoso o un fluido sintético?
¿Será empacado con grava el pozo a través de un proceso que utiliza un fluido viscoso?
¿Será ensanchado el pozo abierto?
¿Se usarán en la terminación filtros de grava con tubos de derivación?
¿Se terminará el pozo mediante empaque con agua?
¿Será ésta una terminación a pozo abierto, con caños filtro o con tubería de revestimiento
ranurada?
¿Se ha descartado el uso de un fluido de desplazamiento viscoso y claro?
¿Se conoce la composición genérica del fluido viscoso y claro que podría usarse como fluido
de desplazamiento?
¿Se ha descartado el uso de salmuera de terminación como fluido de desplazamiento?
¿Se conoce la composición genérica de la salmuera de terminación que podría utilizarse
como fluido de desplazamiento?
Respuesta
Sí
No
No
Sí
No
Sí
No
Sí
Sí
Sí
Sí
Sí
34. El análisis NODAL combina la capacidad de un yacimiento de producir fluidos hacia el pozo con la capacidad de las tuberías de producción de conducir el fluido
hasta la superficie. El nombre de la técnica refleja las
ubicaciones discretas—nodos—en donde ecuaciones
independientes describen el flujo de entrada y de salida,
relacionando las pérdidas de presión y las velocidades
de los fluidos desde los límites externos del yacimiento
hacia la tubería de producción, pasando por los elementos de terminación, y a través de las instalaciones de
superficie hasta los tanques de almacenamiento. Este
método permite calcular las tasas de producción que los
pozos son capaces de entregar y ayuda a determinar los
efectos del daño, de los disparos, de las estimulaciones,
de la presión de boca del pozo o del separador, y de los
tamaños de las tuberías y de los reguladores de flujo.
También es posible estimar la producción futura, en
base a parámetros del pozo y del yacimiento.
Sí
Sí
Sí
Sí
No
Sí
Sí
Sí
No
No
No
Sí
No
Sí
Resultado: posibles soluciones
Antes de bajar los filtros de grava: Desplazamiento 1) fluido RDF acondicionado o 2) fluido RDF no utilizado o
3) fluido viscoso libre de sólidos o 4) salmuera de terminación.
Opciones de emplazamiento de grava y limpieza: 1) simultánea o 2) limpieza post-empaque de grava.
70
un análisis de laboratorio para decidir entre el
contraflujo por sí solo y varios tratamientos de
limpieza química. Para evitar pruebas innecesarias, se buscan en una base de datos de laboratorio los datos aplicables existentes para las tres
mejores soluciones potenciales. Si no existen
suficientes datos disponibles, se llevan a cabo
más pruebas. La presión de iniciación del flujo y
los datos de permeabilidad retenida se ingresan
al programa de computación de análisis NODAL
o a sofisticados simuladores de yacimientos para
predecir las tasas de producción, evaluar los costos versus los beneficios, e identificar la solución
técnica y económicamente más adecuada para
un par dado de fluidos de perforación y de terminación.34
, Consulta sobre el desplazamiento y el emplazamiento de grava, y potenciales soluciones del
programa CBR para las terminaciones de pozos
en el Campo Harding del Mar del Norte. La solución más rentable que no tapona los filtros de
grava ni pone en riesgo la estabilidad del pozo,
consistió en dejar un fluido RDF acondicionado
en la sección abierta del pozo. El empaque de
grava con remoción simultánea del revoque de
filtración y la limpieza post-empaque fueron las
opciones identificadas para la remoción del
revoque de filtración, para el caso de empaque
de grava con fluido de transporte tipo VES.
Oilfield Review
Empaque de grava en
pozos del Mar del Norte
Muchos pozos operados por BP en el Campo
Harding del Mar del Norte requieren medidas de
control de producción de arena. Partes de este
yacimiento están formadas por secuencias de
arenas con cerca de un 40% de lutitas. Los intervalos productivos son areniscas no consolidadas
de 3 a 4 darcys, definidas y bien ordenadas, con
tamaño de grano medio de 250 µm D50, y un coeficiente de uniformidad, D40/D90, de 2. Las lutitas
están compuestas por arcilla altamente reactiva,
cuyo espesor varía de unos cuantos metros a
menos de un milímetro. El análisis granulométrico de las arenas y de las lutitas combinadas
indica un alto contenido de finos pobremente
ordenados.
Debido a la baja relación entre el espesor
neto y el total de las zonas productivas y al alto
contenido de finos, BP seleccionó el empaque de
grava con filtros de grava Alternate Path para
asegurar un completo empaque de grava. Para
Consultas de CBR
¿Se necesita una salmuera divalente (Ca, Mg, Zn) como fluido de transporte rompedor
para aumentar la densidad equivalente del fluido requerida?
¿Son los agentes obturantes o las partículas sólidas en el fluido RDF principalmente CaCO3?
¿Son los agentes obturantes o las partículas sólidas en el fluido RDF principalmente
sal tamizada?
¿Es probable que haya puntos bajos en la terminación en donde el fluido rompedor se pueda
acumular y permanecer por períodos mayores a los fijados para el comienzo de la inyección
o la producción?
¿Es la mineralogía de la formación (zeolitas, sideritas, cloritas) sensible a los ácidos
minerales?
¿Es el fluido de la formación incompatible con el ácido HCI?
¿Hay calcitas (carbonatos) en la formación que sean incompatibles con el ácido fórmico
en altas concentraciones?
¿Prohíbe el operador el uso de ácido HCI?
¿Prohíbe el operador el uso de ácidos orgánicos?
¿Contendrá el fluido RDF una cantidad significativa de polímero de poliacrilamida
parcialmente hidrolizada (PHPA, por sus siglas en inglés)?
¿Se encuentra la arenisca del intervalo del pozo abierto con un material de cementación
de carbonatos?
¿Pueden las instalaciones de superficie—separadores y calentadores—manejar ácidos?
¿Será el pozo un inyector sin etapa previa de producción?
¿Es la formación sensible a un inhibidor de corrosión de ácidos? (Si no sabe, llame
a un experto.)
¿Es el fluido RDF un fluido sintético a base de aceite?
¿Se encuentra el pH del fluido de transporte entre 3 y 10?
¿Hay almidón en el fluido RDF?
¿Hay xantano en el fluido RDF?
¿Hay escleroglucano en el fluido RDF?
¿Tiene el gas seco de producción poco o ningún condensado de petróleo?
¿Es la salmuera de transporte deseada o requerida compatible con el surfactante VES?
¿Han demostrado los fluidos del yacimiento una tendencia a formar emulsiones con el
surfactante VES?
¿Es aplicable una herramienta de circulación post-empaque de grava para las operaciones
de empaque de grava?
¿Es la temperatura de fondo de pozo superior a 250°F [121°C]?
Respuesta
No
Sí
No
Sí
No
No
No
Sí
Sí
No
No
No
No
No
No
Sí
Sí
Sí
No
No
Sí
No
No
No
Resultado: posibles soluciones
Sustancias químicas aplicables para la limpieza del revoque de filtración: 1) ninguna (contraflujo) o 2) enzima
o 3) oxidante o 4) solución CAS y tratamientos de enzimas
Procedimiento y combinación química para: Empaque de grava y remoción del revoque de filtración
de manera simultánea con 1) surfactante VES y enzima o 2) surfactante VES, solución CAS y enzima.
Procedimiento y combinación química para: Remoción del revoque de filtración post-empaque de grava con
1) oxidante o 2) surfactante VES y enzima o 3) surfactante VES, solución CAS y enzima
Requisito para el emplazamiento: Tubería flexible
Otoño de 2001
facilitar el empaque de grava con tubos de derivación, se especificó un fluido de transporte VES,
libre de polímeros y con características de bajo
daño y baja fricción. La metodología CBR identificó el fluido RDF acondicionado, el RDF no utilizado, los fluidos viscosos libres de sólidos y la
salmuera de terminación como cuatro potenciales opciones de desplazamiento antes de bajar
los filtros de grava (página anterior).
BP prohíbe el ácido clorhídrico y los ácidos
orgánicos debido a los potenciales puntos bajos
en pozos horizontales, en los que los fluidos
estancados pueden causar corrosión. Por ello, las
enzimas de etapa única, los oxidantes de etapa
única y la combinación de soluciones CAS y enzimas son las únicas opciones químicas disponibles (izquierda). Los tres casos químicos son
aplicables para tratamientos post-empaque, pero
requerían tubería flexible para el emplazamiento,
debido a que la herramienta de servicio
MudSOLV no estaba disponible para circulación
inmediata después del empaque de grava. Los
costos químicos fueron aproximadamente los
mismos para la limpieza simultánea y post-empaque, de modo que los costos de la tubería flexible
y de los equipos de perforación hicieron del
empaque de grava y la limpieza simultánea del
revoque de filtración la opción más económica.
Después del análisis, quedaron tres opciones: iniciar el flujo en el pozo y producir sin
limpieza del revoque de filtración, y el emplazamiento de grava y la limpieza de manera
simultánea con enzima sola o bien, utilizando
solución CAS con enzima en el fluido de transporte. Las pruebas de laboratorio proveyeron
las presiones de iniciación de flujo y las permeabilidades retenidas para estas tres opciones, que se incorporaron a los simuladores
, Consultas sobre la química de los fluidos y la
limpieza del revoque de filtración y las potenciales soluciones del programa CBR para las terminaciones de pozos en el Campo Harding del Mar
del Norte. El análisis de los casos químicos almacenados en la base de datos indicó como opciones potenciales a las enzimas de una sola etapa,
oxidantes de una sola etapa y la combinación de
soluciones CAS y enzimas. La incompatibilidad
con un surfactante VES eliminó los oxidantes para
el empaque de grava y la remoción del revoque
de filtración de manera simultánea, dejando
como potenciales soluciones al contraflujo sin
limpieza, a las enzimas por sí solas o a la combinación de solución CAS y enzimas.
71
72
Empaque de grava bombeando por
sobre la presión de fracturamiento
Durante el empaque con agua, se evita el fracturamiento para mantener la integridad del revoque
de filtración y minimizar las pérdidas de fluido. Sin
embargo, inyectar lechada por sobre la presión de
fracturamiento de la formación permite el emplazamiento con filtros de grava Alternate Path.
Además de romper a través del revoque de filtración externo e interno que no se remueve con los
tratamientos químicos, los beneficios potenciales
incluyen estimulación adicional para mejorar la
productividad o la inyectividad y reducir la posibilidad de obturación, especialmente en pozos
inyectores en los que la mayor área de flujo
extiende la vida útil del pozo.36
A diferencia del fracturamiento y del fracturamiento combinado con empaque de grava convencionales, este proceso no inicia y propaga
fracturas con colchones de fluidos libres de sólidos o con altas concentraciones de grava para
extender las fracturas. En cambio, requiere sólo
que la presión de iniciación de la fractura sea
excedida mientras se bombea y emplaza grava.
Esta técnica es un método sencillo y efectivo en
materia de costos, que no tiene la complejidad de
los tratamientos de fracturamientos combinados
con empaque de grava y de los métodos de generación de múltiples fracturas.
El empaque de grava bombeando por sobre la
presión de fracturamiento utiliza fluidos viscosos
bombeados de manera forzada. La deshidratación de la lechada se produce una vez que se
alcanza la presión de fracturamiento, y una
pequeña porción penetra el revoque de filtración
y la formación. Las altas pérdidas de fluido hacia
las fracturas creadas provocan que la grava se
acumule rápidamente y empaque el espacio anular en esa sección. La lechada se desvía a través
de un tubo de transporte hacia otra sección
abierta del pozo, iniciando así múltiples fracturas
a lo largo del pozo (página siguiente, abajo). Si no
hay aislamiento en el espacio anular entre los
tubos lavadores y el tubo base, la lechada se
puede deshidratar entre los filtros de grava y el
pozo abierto, permitiendo que el fluido de transporte se pierda en secciones fracturadas con
anterioridad.
Cierto grado de aislamiento anular entre los
tubos lavadores y el tubo base del filtro de grava
a intervalos seleccionados, impide la deshidratación de la lechada de grava a través de los filtros
de grava y previene las pérdidas de fluido en las
secciones que ya estaban fracturadas y empacadas. Esta disposición de la herramienta de fondo
permite el empaque de grava selectivo de algunos intervalos y el fracturamiento de otros. Con
el uso de dispositivos de aislamiento, los operadores pueden ahora empacar con grava cerca del
talón del pozo en modo circulante, y empacar
fracturas cerca de la punta del pozo en el modo
forzado, si así se deseara.
Tratamiento de limpieza
del revoque de filtración
Presión de iniciación
del flujo, lpc
Permeabilidad
retenida, %
Sin limpieza
Sólo enzima
Enzima y solución CAS
160
4
2
40
70
91
2350
Ideal
Presión de flujo, lpc
para predecir las tasas de producción (abajo, a
la derecha). Los pronósticos de producción fueron esencialmente los mismos, independientemente del tratamiento químico o del
contraflujo sin limpieza, pero se garantizaba
cierta remoción del revoque de filtración porque la entrada de flujo en la sección horizontal
podría no ser uniforme y podría conducir a la
conificación de agua o de gas y reducir la vida
útil del pozo.
Después de asentar un revestimiento de 75⁄8
pulgadas en el primer pozo en el que se empleó
este procedimiento, se perforaron alrededor de
300 pies [91 m] de 81⁄2 pulgadas con una inclinación de 75°, con el mismo lodo a base de aceite
sintético que se utilizó en secciones superiores
del pozo. Este fluido de perforación se desplazó
con un fluido RDF de formiato de sodio y potasio
que incluía polímero, almidón y CaCO3, y la sección abierta del pozo fue ensanchada de 81⁄2 a 10
pulgadas [22 a 25 cm].
El fluido RDF se filtró a 63 µm a través de un
tamiz vibrador calibre 230 antes de correr un filtro
de grava de envoltura de alambres, con tubos de
derivación y cubierta protectora de 41⁄2 pulgadas,
con aberturas calibre 16 de 400 µm para impedir
la obturación del filtro de grava. Los ingenieros
de lodo probaron el fluido RDF en un filtro de
grava de muestra, dentro de una celda modificada
destinada a evaluar las pérdidas de fluido para
asegurarse de que no se produjera obturación.
Después de bajar los filtros de grava hasta la
profundidad total, la sección abierta del pozo fue
desplazada con salmuera de NaCl filtrada, se fijó
el empacador superior, y se cambió la herramienta de servicio a la posición circulante. Se
inyectó grava a 5 bbl/min en un fluido de transporte VES con enzimas para disolver los polímeros del revoque de filtración hasta que se
produjera la obturación de grava. Cuando el flujo
se desvió hacia los tubos de derivación, la velocidad de bombeo se redujo a 2 bbl/min.
Se inyectó un total de 180 bbl [28 m3] de
lechada en una hora, indicando un empaque completo en base a los cálculos del calibre del pozo. El
empaque con agua con concentraciones más bajas
de grava habría requerido tres horas y media, y la
eficiencia de empaque de grava hubiese sido cuestionable. BP realizó una serie de pruebas de incremento de presión después del empaque de grava.
Éstas indicaron que el factor de daño mecánico
había mejorado de 5.5 a 2.7 durante las primeras
ocho semanas de producción. El factor de daño
para los empaques de grava en pozos abiertos en
yacimientos arcillosos es normalmente de alrededor de 8, de modo que la producción de petróleo de
este pozo, de 7700 B/D [1224 m3/d] fue un 30%
superior al promedio.35
Enzima/Solución CAS
Sólo enzima
Sin limpieza
2330
2310
Curva de comportamiento de la tubería
2290
2270
0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
Producción de petróleo, B/D
7000
8000
9000
10,000
> Presión de iniciación de flujo (FIP, por sus siglas en inglés) y permeabilidad retenida en terminaciones de pozos en el Campo Harding del Mar del Norte (arriba). Los cálculos de producción del análisis
NODAL (abajo) fueron casi los mismos para el contraflujo solo (verde) o con remoción química del revoque de filtración utilizando sólo enzima (morado), o una solución CAS con una enzima (azul), comparado con el comportamiento ideal de la formación (anaranjado), indicando que podría no necesitarse una solución CAS para remover los agentes obturadores. El contraflujo con limpieza del revoque
de filtración produce una FIP de 160 lpc [1,1 MPa], mucho mayor que el límite en la caída de presión de
40 lpc [275 kPa] establecido por BP. La caída de presión estimada fue de alrededor de 32 lpc [220 kPa]
sin limpieza, de modo que el costo incremental de un tratamiento con enzima se justificaba para asegurarse de que la FIP estuviera por debajo del límite impuesto.
Oilfield Review
Boquilla
1
SP (MV)
-120
RILD (OHM-M)
30
0.2
CAL (INCH)
8
PORZ (%)
20 60
RILM (OHM-M)
18
GR (API)
0
Tubo de derivación
Pozo B-1, 54° de inclinación
RWAA (OHM-M)
0
150
0.2
MD (FT)
0
CNC (%)
20 60
RFOC (OHM-M)
0.2
0
AC (MICS/FT)
20 160
60
Cubierta
protectora
XX800
Filtro
de grava
Contacto
agua-petróleo
Un proceso similar, la reinyección de los recortes de perforación, genera múltiples fracturas
alrededor de los puntos de inyección y demuestra
la factibilidad del empaque de grava bombeando
por sobre la presión de fracturamiento. El bombeo
de grava por sobre la presión de fracturamiento ha
sido exitoso en terminaciones de pozos entubados
en el Mar del Norte, en el Golfo de México, y en
África Occidental para lograr factores de daño
posteriores al empaque similares a los de los fracturamientos combinados con empaque de grava
convencionales más grandes. En yacimientos con
alta presión de fondo de pozo, esta técnica elimina
la necesidad de densificar los fluidos base para
controlar el pozo. Cuando se bombea grava de
manera forzada no se circula fluido en el espacio
anular, y es posible utilizar cualquier fluido densificante, incluidos los aceites gelificados livianos o
las salmueras de baja densidad.
Stone Energy Corporation perforó un nuevo
pozo desde el Pozo B-1 para desarrollar reservas
en la parte alta de la estructura en el Golfo de
México cerca de Luisiana, EUA.37 A partir de septiembre de 1993, el pozo original B-1 produjo
desde la zona más profunda de las arenas objetivo hasta febrero de 2000, cuando cesó la producción de gas debido a las altas producciones
de agua. La zona objetivo consta de dos arenas
separadas por una lutita delgada. La arena superior es de grano fino con una permeabilidad estiEmpaque de grava
Revoque
de filtración
intacto
Filtro de grava
Fracturas
limitadas
(unas pocas
pulgadas)
Fracturas
(algunas
pulgadas) a
lo largo de
toda la sección
Sellos del tubo lavador
Receptáculo pulido
> Empaque de grava bombeando por sobre la presión de fracturamiento. Dos elementos esenciales del equipo de fondo de pozo facilitan el emplazamiento de la
grava bombeando por sobre la presión de fracturamiento de la formación. Los filtros de grava con tubos de derivación que cuentan con tubos de empaque y de
transporte aseguran que se inicien múltiples fracturas a lo largo de extensas secciones abiertas horizontales del pozo (arriba). Para evitar las pérdidas de fluidos
hacia secciones anteriormente fracturadas e impulsar las fracturas múltiples, se
colocan sellos en el tubo lavador interno para que coincidan con los receptáculos
de agujeros pulidos en los filtros de grava, aislando el espacio anular entre el tubo
lavador y los filtros de grava a lo largo de intervalos discretos (abajo).
Otoño de 2001
, Emplazamiento de grava bombeando por sobre
la presión de fracturamiento, Golfo de México.
Stone Energy Corporation seleccionó el empaque
de grava y la limpieza del revoque de filtración de
manera simultánea en lugar de la terminación con tubos
filtro para el pozo desviado B-1 en el Golfo de
México, con el fin de evitar la obturación y la erosión durante la irrupción de agua. El operador no
quiso efectuar un fracturamiento combinado con
un empaque de grava cerca del agua (izquierda),
sino que decidió emplazar la grava bombeando
por sobre la presión de fracturamiento en la sección abierta horizontal de 277 pies [84-m], utilizando filtros de grava AllPAC con un tubo de derivación para asegurar la conductividad de la
formación (derecha). La utilización de fluido
ClearPAC y MudSOLV con solución CAS y enzimas para el empaque de grava y la disolución del
almidón y del CaCO3 de manera simultánea, permitió un empaque de grava efectivo y una entrada de flujo uniforme, minimizando la conificación
de agua.
mada de 150 mD, una saturación de agua de 60%
y 6 pies [1.8 m] de espesor neto. La arena inferior
es limpia con granos grandes, una permeabilidad
de 1000 mD, una saturación de agua de 10% y 16
pies de espesor neto por encima de la zona de
agua. Este pozo desviado se terminó con una sección horizontal de 277 pies [84 m] dentro de la
arena inferior.
Debido a la posible producción de arena y al
fuerte empuje del acuífero de fondo, Stone
Energy quería terminar el pozo con un empaque
de grava que minimizara la conificación de agua y
maximizara la recuperación de reservas sin la
remoción del revoque de filtración con tubería flexible ni estimulación correctiva. La limpieza
simultánea del empaque de grava y del revoque
de filtración usando un fluido de transporte de
solución MudSOLV y ClearPAC VES con una solución CAS y enzima para disolver el almidón y el
CaCO3 cumplió estos objetivos. Se eliminó una
terminación de tubos filtro, por el riesgo de obturación y erosión del filtro de grava después de la
irrupción del agua. Un conjunto de filtros de grava
AllPAC con un tubo de derivación redujo el riesgo
de un empaque incompleto, eliminó la necesidad
de agentes para evitar las pérdidas de circulación
antes del empaque de grava, y permitió utilizar
filtros de grava con envoltura de alambre en lugar
de filtros de grava de malla premium (arriba).
35. McKay G, Bennett CL y Gilchrist JM: “High Angle
OHGP’s in Sand/Shale Sequences: A Case History Using
a Formate Drill-In Fluid,” artículo de la SPE 58731, presentado en el Simposio Internacional de la SPE sobre
Daño de la Formación, Lafayette, Luisiana, EUA, 23 y 24
de febrero de 2000.
36. Parlar et al, referencia 8.
37. Godwin K, Gadiyar B and Riordan H: “Simultaneous
Gravel Packing and Filtercake Cleanup with Shunt Tubes
in Open-Hole Completions: A Case History from the Gulf
of México,” artículo de la SPE 71672, presentado en la
Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE,
Nueva Orleáns, Luisiana, EUA, 30 de septiembre al 3 de
octubre de 2001.
73
Revoque de filtración de un fluido a base de agua después del contraflujo
Revoque de filtración sintético de un fluido a base de aceite después del contraflujo
Grava
Grava
Revoque de filtración
Revoque de filtración dispersado
Núcleo de Arenisca Berea
Núcleo de Arenisca Berea
> Comparación de la remoción de revoque de filtración de un fluido a base de agua y a otro base de aceite. En evaluaciones de laboratorio, las fotografías
de secciones delgadas de un revoque de filtración frente a grava artificial muestran diferencias significativas tras la limpieza con oxidante y contraflujo. El
revoque de filtración del fluido a base de agua sigue intacto en lo esencial (izquierda). La permeabilidad retenida se determina a través de pequeños orificios o canales. Por lo común, el revoque de filtración del fluido a base de aceite es más delgado y fácil de remover, y a menudo no requiere tratamientos
adicionales de limpieza. El mecanismo de limpieza para el revoque de filtración del fluido a base de aceite es esencialmente distinto al del revoque de filtración del fluido a base de agua; prácticamente todo el revoque de filtración se saca de la cara del núcleo y se dispersa en los espacios porosos de la
grava o a través de la misma (derecha).
El equipo de terminación no deseaba el fracturamiento combinado con empaque de grava en
zonas cercanas al agua. Por lo tanto, decidió
empacar con grava bombeando por sobre la presión de fracturamiento para mejorar la conductividad de la formación. El empaque con tubos de
derivación no se basa en la integridad del revoque de filtración, de modo que se emplazó grava
con la herramienta de servicio fijada en posición
de inyección forzada para aumentar la probabilidad de fracturar a bajas tasas de inyección.
El tratamiento se efectúo bombeando a 5
bbl/min, por debajo de la capacidad de bombeo
de un solo tubo de derivación de 6 bbl/min.
Después de que se bombeó el 40% de la lechada,
la presión de superficie aumentó a 3400 lpc [23
MPa] cuando se produjo una obturación de grava
en el espacio anular. En este punto del tratamiento, se desvió lechada hacia el tubo de derivación, la presión de bombeo cayó a 2000 lpc [14
MPa] y se continuó con el empaque. Tras emplazar el 75% de la grava, el trabajo se completó con
la herramienta de servicio fijada en posición de
circulación para asegurar un empaque completo
en la parte superior de los filtros de grava.
Más del 150% del volumen de grava requerido para llenar el espacio anular calculado se
emplazó alrededor de los filtros de grava y de la
tubería hermética. La producción inicial de gas
fue de 15 MMpc/D [430.000 m3/d] sin agua. No
fue necesaria la remoción del revoque de filtración tras la terminación. Con el análisis NODAL se
logró un ajuste entre los datos reales y teóricos de
producción con una permeabilidad de la formación
de 1000 mD y un factor de daño de cero, indicando
una eficiencia de flujo cercana al 100%. Cinco
meses después de la terminación, comenzó la producción de agua, y la producción de gas comenzó
a disminuir a medida que la producción de agua
aumentaba. Después de 14 meses, el pozo des-
74
viado B-1 producía gas libre de arena, fluyendo a
2.5 MMpc/D [72.000 m3/d] con 2300 B/D [365
m3/d] de agua y recuperando 4 Tpc [143 millones
de m3] de gas, la mayor parte de las reservas
estimadas. La limpieza uniforme del revoque de
filtración contribuyó a un drenaje eficiente a lo
largo de la cima estructural de este yacimiento.
Técnicas emergentes de
control de producción de arena
A menudo los ingenieros de perforación prefieren
fluidos de perforación sintéticos a base de aceite
por sobre aquéllos a base de agua para obtener
una mayor lubricación, mayores velocidades de
penetración, una mejor estabilidad del pozo y una
superior estabilización de las lutitas, especialmente para pozos horizontales o de alto ángulo.38
Además de la amplia experiencia de empaque de
grava con fluidos de terminación y perforación a
base de agua, los ingenieros de terminación prefieren un fluido RDF a base de agua debido a las
emulsiones o lodos que se suelen forman con ciertos sistemas a base de aceite y ciertos crudos. Por
otro lado, los fluidos de transporte sintéticos a
base de aceite capaces de controlar las presiones
del pozo durante el empaque de grava no se encontraban disponibles hasta hace muy poco tiempo.
Los fluidos de transporte a base de agua
requieren que los operadores cambien de un fluido
RDF a base de aceite a uno a base de agua en
secciones del yacimiento o antes del empaque de
grava. En el pozo abierto, este cambio es costoso,
implica procedimientos de desplazamiento que
algunas veces son ineficaces y requiere complejos
procedimientos de manejo de fluidos en equipos
de perforación. En muchos casos, las secciones
superiores del pozo se perforan con un fluido RDF
a base de aceite, pero las secciones del yacimiento se perforan con un fluido RDF a base de
agua, lo que también requiere un desplazamiento.
Los datos de laboratorio y de campo indican
que los diferenciales de presión para el descamado del revoque de filtración de fluido a base de
aceite y el contraflujo son menores, la limpieza
es más fácil y las permeabilidades retenidas son
mayores que para el revoque de filtración de
fluido a base de agua (arriba).39 Sin embargo, las
presiones de levantamiento varían cuando la
grava es pequeña y la permeabilidad de la formación cambia a lo largo del pozo. En yacimientos heterogéneos con una significativa variación
de permeabilidad, el contraflujo sin limpieza
puede provocar perfiles de producción desiguales
e irrupciones prematuras de agua o de gas. Del
mismo modo que en el caso del revoque de filtración de fluido a base de agua, la combinación de
químicos de limpieza con fluidos de transporte en
lugar de utilizar el contraflujo mejora la productividad, de modo que es deseable tener sistemas
de empaque de grava y limpieza del revoque de
filtración simultáneos para los fluidos RDF a base
de aceite.40
Sin embargo, los agentes obturantes y densificantes en el revoque de filtración de los fluidos
RDF a base de aceite están recubiertos con una
fase de aceite que contiene surfactantes que
favorecen la mojabilidad del aceite para formar
emulsiones de aceite externo.41 Esto convierte a
las partículas de CaCO3 prácticamente en inertes
a los ácidos y las hace difíciles de remover. Para
resolver este problema, hoy existe un fluido RDF
sintético a base de aceite que se invierte a una
emulsión de agua externa y convierte a las partículas de CaCO3 a mojables por agua cuando son
expuestas a una solución modificadora del pH.
Con surfactantes específicos, el fluido RDF a base
de aceite se formula como una emulsión de aceite
externo por encima de un determinado pH y como
emulsiones de agua externa por debajo de éste. Al
igual que el empaque de grava y la remoción del
Oilfield Review
revoque de filtración en forma simultánea para
pozos perforados con un fluido RDF a base de
agua, esta formulación química sensible al pH
elimina la necesidad de una limpieza separada.
Tantos los fluidos a base de agua como los a
base de aceite proporcionan una excelente limpieza del revoque de filtración en pozos perforados con un fluido RDF sintético a base de aceite,
siempre y cuando la reología sea adecuada para
empaque de grava con filtros de grava con tubos
de derivación y la fase acuosa contenga un modificador de pH y un disolvente del agente obturante. Las emulsiones de aceite externo,
preferiblemente con el mismo tipo de salmuera y
aceite base en la fase acuosa interna que el
fluido RDF sintético a base de aceite, son otra
alternativa de fluidos de transporte. En este caso,
la fase interna del fluido de transporte contiene
un modificador de pH y un disolvente del agente
obturante tal como una solución CAS o un ácido.
Los tubos filtro, el empaque de grava y el fracturamiento combinado con empaque de grava no
son las únicas opciones para estabilizar los pozos
abiertos. Los filtros de grava expandibles que tienen un diámetro reducido que se expande contra
la pared del pozo después de bajarse al pozo,
parecen ofrecer algunas ventajas (arriba, a la derecha).42 La teoría de la mecánica de las rocas indica
que si los filtros de grava ejercen fuerza contra las
paredes del pozo, los filtros de grava expandibles
pueden prevenir la producción de arena, ya que se
requieren mayores fuerzas de compactación para
iniciar la falla en la roca y comenzar la producción
de arena en la interfaz formación-pared del pozo.
Estos filtros de grava eliminan el empaque de
grava, reducen los costos de construcción de
pozos al permitir la perforación de pozos de
menor diámetro y proporcionan mayores diámetros interiores para una mejor capacidad de intervención, una mayor capacidad de flujo y,
posiblemente, un mejor aislamiento de las formaciones que las terminaciones convencionales con
un espacio anular abierto o con empaque de
grava convencional. Los filtros de grava expandibles también proporcionan un método viable para
controlar la producción de arena en yacimientos
de altas presiones y temperaturas en el momento
de la terminación del pozo.
Un punto preocupante es que puede permanecer un espacio anular pequeño incluso después de
la instalación de los filtros de grava como resultado de pozos socavados y agrandados o de una
expansión inadecuada. Si este espacio anular es
lo suficientemente grande y existe a lo largo de un
extenso intervalo continuo, podría reducir la eficacia del filtro de grava expandible, llevándola al
nivel de la de los tubos filtro. Un diseño de filtro
de grava que se expanda de manera satisfactoria
y que se acomode al pozo es lo más deseable.
Otro tema de preocupación es la eficacia de la
limpieza del revoque de filtración después de que
los filtros de grava se expanden. Pero, las pruebas
realizadas hasta el momento indican que los filtros de grava presionados contra el revoque de filtración no inhiben la limpieza y el contraflujo,
siempre y cuando los sólidos del fluido RDF tengan
el tamaño correcto y los fluidos estén acondicionados de manera adecuada.43 Esta preocupación
también se puede manejar mediante el uso de
fluidos de limpieza del revoque de filtración que
tengan una reacción lenta una vez que los filtros
de grava estén instalados.
El comportamiento a largo plazo de los filtros
de grava expandibles como método efectivo de
control de producción de arena aún está en evaluación. Las pruebas de laboratorio y los estudios
de campo están definiendo los parámetros de formación y las condiciones de yacimiento en las
que esta tecnología se puede aplicar de mejor
manera. La experiencia de campo con filtros de
38. Gilchrist JM, Sutton LW Jr y Elliott FJ: “Advancing
Horizontal Well Sand Control Technology: An OHGP
Using Synthetic OBM,” artículo de la SPE 48976, presentado en la Conferencia y Exhibición Técnica Anual
de la SPE, Nueva Orleáns, Luisiana, EUA, 27 al 30 de
septiembre de 1998.
Chambers MR, Hebert DB y Shuchart CE: “Successful
Application of Oil-Based Drilling Fluids in Subsea
Horizontal, Gravel-Packed Wells in West Africa,” artículo de la SPE 58743, presentado en el Simposio Internacional sobre Control del Daño de la Formación de la SPE,
Lafayette, Luisiana, EUA, 23 y 24 de febrero de 2000.
39. Tiffin et al, referencia 6.
40. Price-Smith C, Parlar M, Kelkar S, Brady M, Hoxha B,
Tibbles RJ, Green T y Foxenberg B: “Laboratory
Development of a Novel, Synthetic Oil-Based Reservoir
Drilling and Gravel-Pack Fluid System That Allows
Simultaneous Gravel Packing and Cake-Cleanup in
Open-Hole Completions,” artículo de la SPE 64399, presentado en la Conferencia y Exhibición del Petróleo y del
Gas del Pacífico Asiático de la SPE, Brisbane,
Queensland, Australia, 16 al 18 de octubre de 2000.
Kelkar S, Parlar M, Price-Smith C, Hurst G, Brady M y
Morris L: “Development of an Oil-Based Gravel-Pack
Carrier Fluid,” artículo de la SPE 64978, presentado en el
Simposio Internacional de la SPE de Química Petrolera,
Houston, Texas, EUA, 13 al 16 de febrero de 2001.
Ladva HKJ, Brady ME, Sehgal P, Kelkar S, Cerasi P,
Daccord G, Foxenberg WE, Price-Smith C, Howard P y
Parlar M: “Use of Oil-Based Reservoir Drilling Fluids in
Open-Hole Horizontal Gravel-Packed Completions:
Damage Mechanisms and How to Avoid Them,” artículo
de la SPE 68959, presentado en la Conferencia Europea
sobre Daño de la Formación de la SPE, La Haya,
Holanda, 21 y 22 de mayo de 2001.
41. Las emulsiones de aceite externo o de agua en aceite
contienen una fase interna de gotitas de agua o salmuera dispersas en una fase externa de aceite o hidrocarburo sintético. Las emulsiones de agua externa, o
aceite en agua, contienen una fase interna de gotitas de
aceite o hidrocarburo sintético en una fase externa de
agua o salmuera.
42. Tiffin et al, referencia 6.
43. Tiffin et al, referencia 6.
44. Sanford BD, Terry C, Bednarz MJ, Palmer C y Mauldin
DB: “Expandable Sand Screen Alternative to FracturePacking Sand Control,” Offshore 61, no. 6 (Junio de
2001): 78-81, 106.
Otoño de 2001
Filtros de grava expandibles aptos para pozo abierto
Tubo base
Filtros de grava
cerrados
Filtros
Cubierta
protectora
Filtros
de grava
expandidos
> Vista superior de los filtros de grava expandibles en el pozo abierto. Para reducir el diámetro
inicial, las capas superpuestas de los filtros quedan entre un tubo base ranurado y una cubierta
protectora del tubo con agujeros perforados. Luego de que se bajan los filtros de grava al pozo, se
empuja un mandril a través del ensamble, expandiendo las ranuras del tubo base, los filtros y los
agujeros en la cubierta externa contra la pared
del pozo, con el fin de proporcionar integridad al
control de la producción de arena. Las capas de
los filtros se abren deslizándose una encima de la
otra, y el diámetro externo aumenta casi un 50%.
grava expandibles es limitada, pero el número de
historias de casos está aumentando. A noviembre
de 2000, Weatherford, actualmente el único proveedor de este tipo de filtro de grava, ha instalado cerca de 23,000 pies [7000 m] de filtros de
grava expandibles en cerca de 25 pozos.44
Mediante el trabajo conjunto, las compañías
operadoras y los proveedores de servicios han
logrado avances significativos en cuanto a herramientas de fondo de pozo, métodos para emplazamiento de grava, y química de fluidos de
perforación y terminación durante los últimos
cinco años. Como resultado, la tecnología de
control de producción de arena para terminaciones a pozo abierto ha mejorado notablemente,
desde los tubos filtro y el empaque de grava
hasta la limpieza simultánea del revoque de filtración, los filtros de grava expandibles y el fracturamiento combinado con empaque de grava.
Un mejor entendimiento de las aplicaciones
de varias técnicas de control de producción de
arena, en base al desempeño en el campo, está
ayudando a los operadores a optimizar la productividad, a lograr una alta recuperación de reservas por pozo y a realizar terminaciones confiables
con mínimas intervenciones correctivas. Sin
embargo, aún se deben enfrentar desafíos de
gran envergadura, tales como aumentar la exploración y el desarrollo en aguas profundas y el
número de terminaciones submarinas. La integración de la geología y la petrofísica con las
ingenierías de producción, de instalaciones de
superficie, de terminación, de perforación y de
yacimientos, es un elemento clave para la predicción actual y futura de la producción de arena
y el éxito en el control de la misma.
—MET
75
Colaboradores
Syed Ali es científico de investigación senior de
Chevron Petroleum Technology Company. Trabaja en
Houston, Texas, EUA y provee asesoría técnica, capacitación y recomendaciones a los ingenieros sobre la
interacción del sistema roca-fluido, la acidificación de
areniscas, el control del daño de la formación, la química de los fluidos, las terminaciones en pozos horizontales, los tratamientos de fracturamiento
combinados con empaque de grava, el empaque con
agua a alta velocidad y la mineralogía de la formación.
En 1976, ingresó en Gulf Research & Development
Company en Houston como geólogo de proyectos y
más tarde asumió como geólogo de proyectos senior.
Después de desempeñarse por un breve período como
sedimentólogo en Sohio Petroleum Company en San
Francisco, California, EUA, se trasladó a Gulf Science
& Technology Company en Pennsylvania, EUA, como
geólogo de investigación senior. Entre 1981 y 1984, se
desempeñó como geólogo senior de Gulf Oil
Exploration & Production Company en Nueva Orleáns,
Luisiana, EUA. Posteriormente se trasladó a Chevron
Production Company en Nueva Orleáns, donde trabajó
los siguientes 10 años como supervisor del laboratorio
de tecnología en ingeniería. Antes de asumir su actual
cargo en 1999, Syed fue asesor técnico de Chevron en
Nueva Orleáns. Es un autor prolífico y experto en la
industria del control del daño de la formación y la acidificación de areniscas. Obtuvo una licenciatura de la
Universidad de Karachi en Pakistán, maestrías de la
Universidad de Karachi y de la Universidad del Estado
de Ohio en Columbus, EUA, y un doctorado del Instituto Politécnico Rensselaer en Troy, Nueva York, EUA.
producción de arena y tecnología de terminación de
pozos y proyectos de redes de BP. Clive fue conferencista distinguido de la SPE (1999 a 2000) y ha publicado muchos artículos de la SPE sobre terminaciones
de pozos con control de la producción de arena.
Abdullah Al-Suwaidi es el gerente de perforación de
la compañía Abu Dhabi Company for Onshore Oil
Operations (ADCO) desde 1999. Tiene a su cargo 13
equipos de perforación. Desde 1988, ha desempeñado
diversos cargos en las compañías Abu Dhabi National
Oil Company (ADNOC), Abu Dhabi Marine Operating
Company (ADMA) y ADCO. En 1987, Abdullah obtuvo
una maestría en ingeniería de petróleo de la
Universidad de Tulsa, Oklahoma, EUA.
Tom Bratton es líder de interpretación en las áreas
de petrofísica, geomecánica y registros durante la perforación (LWD, por sus siglas en inglés) para Servicios
de Datos y Consultoría de Schlumberger. Reside en
Houston, Texas y su trabajo se relaciona con los servicios de Perforación Sin Sorpresas (NDS, por sus siglas
en inglés) y PowerSTIM*, geomecánica e interpretaciones de la técnica de lapsos de tiempo aplicada a los
registros LWD. Ingresó en Schlumberger en 1977
como ingeniero de campo para el servicio de herramientas operadas a cable de la división de las
Montañas Rocallosas, Grand Junction, Colorado, EUA.
Posteriormente ocupó cargos como reclutador para
las operaciones de USA Land en Denver, Colorado
(1980 a 1982); gerente del centro de cómputos, división Midcontinent en la ciudad de Oklahoma, estado
de Oklahoma (1982 a 1984); gerente de distrito, división Cuenca Pérmica en Levelland, Texas (1984 a
1986); y analista de registros senior, centro de cómputos de la división de las Montañas Rocallosas en
Denver (1986 a 1990). Entre 1990 y 1996, fue ingeniero de proyectos senior en interpretación petrofísica en Houston, y luego ingeniero de proyectos senior
de programas de computación e ingeniería de LWD en
Anadrill en Sugar Land. Antes de asumir su cargo
actual en el año 2000, fue petrofísico principal de la
Clive Bennett es ingeniero en petróleos senior de BP
Exploration, y tiene su sede cerca de Londres,
Inglaterra. Después de obtener una licenciatura de la
Universidad de Bristol, Inglaterra, en 1984, completó
un doctorado en 1987. Al año siguiente, ingresó en BP
como físico-químico e ingeniero químico de apoyo de
las unidades químicas y de downstream de BP, antes
de integrarse a la unidad de upstream a fines de 1993.
Durante los últimos siete años, trabajó en el equipo
de terminación de pozos y control de la producción de
arena, apoyando a las unidades de negocios de BP en
todo el mundo para el diseño, la implementación y la
evaluación de terminaciones con control de la producción de arena en pozos abiertos y entubados. Sus
actuales funciones incluyen el soporte técnico a las
unidades de negocios de BP en Angola y Azerbaiján, y
su labor como gerente de proyectos de control de la
76
Pat Bixenman se desempeña como gerente de desarrollo de productos y equipos de control de producción de arena en el Centro de Terminaciones de
Yacimientos (SRC, por sus siglas en inglés) de
Schlumberger en Rosharon, Texas. Supervisa el desarrollo de herramientas de servicio de los equipos de
control de la producción de arena, los sistemas de terminación, y filtros de grava y los filtros de grava
expandibles. También provee soporte a las operaciones con un grupo de respuesta rápida para diseñar
equipos para esquemas de terminaciones específicos.
Ingresó en Schlumberger en 1985 como ingeniero de
diseño de Vector Cable. Su siguiente designación
(1989 a 1994) fue como ingeniero de diseño y gerente
de proyectos de los Sistemas de Fondo de Pozo de
Houston, donde trabajó en el diseño y la comercialización del Probador Modular de la Dinámica de la
Formación MDT*. Durante los cuatro años siguientes,
se desempeñó como gerente del departamento de productos de tubería flexible de SRC. Ha permanecido en
su actual cargo desde 1998. Pat obtuvo una licenciatura de la Universidad Tecnológica de Tennessee en
Cookeville, EUA, y una maestría de la Universidad de
Rice en Houston, ambos títulos en ingeniería mecánica. Se ha desempeñado como co-presidente del
directorio de la International Coiled Tubing
Association durante dos períodos.
sección de interpretación de LWD, departamento de
evaluación de formaciones, en Sugar Land, Texas,
donde desarrolló productos de interpretación de resistividad de LWD. Tom obtuvo una licenciatura en física
de la Universidad de Wesleyan en Lincoln, Nebraska,
EUA, y una maestría en física de la Universidad del
Estado de Kansas en Manhattan, EUA. Es autor de
muchas publicaciones y ganador de numerosos premios, y fue nombrado orador distinguido de la SPWLA
(1999 a 2000).
José Luis Bustillos trabaja como ingeniero técnico
de distrito en Ciudad del Carmen, México. Es responsable del departamento técnico y de mercadeo de
Schlumberger México Marine. Comenzó su carrera en
1980 como ingeniero de campo en Dowell en
Villahermosa, México. Trabajó los siguientes 14 años
en Sudamérica como ingeniero de campo, especialista
en cementación, gerente de operaciones y gerente de
base. Posteriormente desempeñó funciones en México
como especialista en cementación y gerente de base
antes de asumir su actual cargo hace dos años. José
obtuvo el título de ingeniero mecánico del Instituto
Tecnológico de Chihuahua (Chihuahua, México).
Phil Christie recibió su licenciatura en física teórica
de la Universidad de Oxford, Inglaterra, en 1972 y posteriormente se trasladó a África para trabajar en
Schlumberger como ingeniero de adquisición de registros. Después de permanecer tres años en Angola, Nigeria, Gabón y Níger, regresó a Inglaterra para
realizar un doctorado en sismología en la Universidad
de Cambridge. Después de un trabajo de post-doctorado en estudios sísmicos de alta resolución, regresó a
Schlumberger en 1981 como geofísico de unidad para
un estudio de sísmica de pozos en la región europea.
En 1985 formó el departamento de ingeniería de sísmica de pozos de Schlumberger en Clamart, Francia,
donde se diseñaron las actuales herramientas de perfil sísmico vertical en pozos abiertos de Schlumberger.
En 1987, fue trasladado al Centro de Investigaciones
Doll de Schlumberger en Ridgefied, (SDR, por sus
siglas en inglés), Connecticut, EUA, para desarrollar
mediciones y aplicaciones sónicas, ultrasónicas y de
sísmica de pozos. Tres años más tarde, creó el departamento sísmico en el Centro de Investigaciones de
Schlumberger en Cambridge (SCR, por sus siglas en
inglés), Inglaterra, dedicado a nuevas aplicaciones de
sísmica de superficie y de pozos. Entre 1996 y 1997,
Phil fue asignado al grupo Atlantic Margin
Exploration de BP en Aberdeen, Escocia, donde desarrolló proyectos como el experimento conjunto de
monitoreo de yacimientos en Foinaven, patrocinado
por BP, Shell y Geco-Prakla. Después de trabajar en
Geco-Prakla (actualmente WesternGeco) en Gatwick,
Inglaterra, como gerente del grupo de geofísica de
yacimientos, brindando soporte a los estudios sísmicos de múltiples componentes y de la técnica de lapsos de tiempo, Phil regresó a SCR en octubre de 2000
como asesor científico.
Oilfield Review
Steve Cooper es ingeniero en petróleos senior de BP
en Aberdeen, Escocia. Es responsable de proporcionar
servicio técnico y soporte al análisis NODAL* e investigación y desarrollo para el diseño de terminación de
pozos en todas las unidades de negocios de la compañía. En sus 18 años de servicio en BP, ha adquirido
experiencia técnica en muchas localidades, entre ellas,
Inglaterra y Europa, los Mares del Norte y Caspio, el
Golfo de México, Alaska y África Occidental. También
trabajó como ingeniero en petróleos en Houston, Texas,
y como ingeniero de estimulación en proyectos de terminación de pozos para diversos operadores a lo largo y
ancho de Europa y África Occidental.
Tony Curtis es geofísico principal del Centro Técnico
de WesternGeco en Gatwick, Inglaterra. Está a cargo
de la validación geofísica del sistema Q-Marine*, el
análisis de datos de pruebas de adquisiciones marinas
y el procesamiento de estudios de casos. Comenzó su
carrera en el procesamiento de datos sísmicos en 1975
en Digicon Geophysical Company en Gristead Oriental,
Inglaterra. Ingresó en Geco en 1979 para ayudar a
adquirir experiencia en el procesamiento en tierra. En
1981, fue trasladado a Houston para colaborar con la
introducción al mercado de los servicios de Geco,
incluido el primer proyecto marino 3D. Dos años más
tarde, dirigió un nuevo departamento que manejaba
los servicios integrados de la tecnología de adquisición
y procesamiento marinos de Geco en proyectos de
exploración de los Estados Unidos. En 1985, regresó a
la oficina de Orpington en el Reino Unido como geofísico de área, ofreciendo servicios técnicos para la planificación de levantamientos y la explotación de nuevas
técnicas de adquisición y procesamientos marinos.
Posteriormente, asumió como gerente de procesamiento del centro de datos del Reino Unido. Ha desempeñado otros cargos en Delft, Holanda, como gerente del
personal geofísico del programa de computación
Seismos; en Gatwick, como gerente de productos para
la introducción del sistema Seismos en todo el mundo,
y como gerente de comercialización de Geco-Prakla.
Tony obtuvo su licenciatura (con mención honorífica)
en ciencias medioambientales de la Universidad de
Lancaster en Inglaterra. Recientemente ganó el premio Henri Doll por el mejor artículo de investigación y
desarrollo en el Simposio de Schlumberger Oilfield
Services.
Randall Davis es campeón de producto de Q-Marine
de WesternGeco para Norteamérica y Sudamérica. Con
base en Houston, Texas, es responsable del mercadeo
de los servicios de Q-Marine para los clientes de
Norteamérica y Sudamérica desde el año 2000.
Comenzó su carrera en 1988 en Geco Geophysical en
Houston como geofísico de procesamiento de datos.
Entre 1991 y 1994, trabajó como geofísico y jefe de
grupo en Geco-Prakla en Londres, Inglaterra, participando en el procesamiento de datos 2D y 3D de África
y del Lejano Oriente. Regresó a Houston en 1994 y per-
Otoño de 2001
maneció el año siguiente procesando datos marinos 3D
del Golfo de México. De 1995 a 1996, fue gerente de
cuentas, comercializando servicios de procesamiento
de datos y datos marinos. También ha sido gerente de
ventas de procesamiento de datos, gerente de ventas
marinas, y gerente de cuentas de productos y servicios
sísmicos. Randall obtuvo su licenciatura en geología de
la Universidad de Texas A&M en College Station, y una
maestría en geología de la Universidad Estatal de
Stephen F. Austin, Nacogdoches, Texas.
Jean Desroches ha sido jefe de sección de modelado y
mecánica en el departamento de aplicaciones de ingeniería del Centro de Productos de Sugar Land desde
1998. En 1990, después de trabajar como ingeniero de
investigación para Observatoire Volcanologiques y
luego para el CNRS Institute de Physique du Globe en
Francia, ingresó en el Centro de Investigaciones de
Schlumberger en Cambridge, Inglaterra, como científico de investigación asociado. Allí trabajó en el desarrollo de modelos únicos de fracturamiento hidráulico.
De 1995 a 1998, fue ingeniero senior en Servicios de
Pozos de Schlumberger en Sugar Land, Texas, donde se
especializó en las mediciones de esfuerzos. Es autor de
muchos artículos científicos, y obtuvo una maestría en
geología de la Escuela Nacional Superior de Geología
de Nancy; una maestría del Instituto Nacional
Politécnico de Lorraine; y un doctorado en geofísica de
la Universidad de París, todos ellos en Francia.
Rick Dickerson es ingeniero de terminación de pozos
y asesor senior de Chevron Petroleum Technology
Company en Houston, Texas. Comenzó su carrera en
Gulf Oil Corporation en 1972 y trabajó 22 años en el
Golfo de México en terminación de pozos, operaciones
de producción, e ingeniería de yacimientos y de producción. Durante los últimos siete años, ha estado en
Houston con el grupo de terminación de pozos de
Chevron, a cargo del desarrollo y la implementación de
la tecnología de pozos horizontales y de control de la
producción de arena para las operaciones de Chevron
en todo el mundo. Rick obtuvo una licenciatura en
ingeniería en petróleos de la Universidad Técnica de
Luisiana en Ruston, y posee una patente de un empacador de empaque de grava de una importante compañía de servicios.
Stephen Edwards es ingeniero geomecánico del programa Perforación Sin Sorpresas de Schlumberger y
trabaja en la oficina de BP en Houston, Texas. Ingresó
en Schlumberger en 1997 como ingeniero en geomecánica para el Manejo Integrado de Proyectos (IPM, por
sus siglas en inglés) en Gatwick, Inglaterra, y luego fue
trasladado a Holditch-Reservoir Technologies en
Houston. Stephen recibió una licenciatura en ciencias
de la tierra de la Universidad de Oxford, y un doctorado en geomecánica de la Universidad de Londres,
ambas en Inglaterra. Recibió la medalla de plata de
Schlumberger en el año 2000.
Bill Foxenberg es gerente de tecnología y fluidos de
terminación de M-I Drilling Fluids. Trabaja en
Houston, Texas, donde supervisa los servicios técnicos
y las actividades de investigación y desarrollo de la
unidad de negocios de Global Completion Fluids de MI. Sus principales responsabilidades incluyen dirigir
las actividades en los laboratorios de Houston, servir
como principal contacto de los clientes para el soporte
técnico y la transferencia de tecnologías al campo.
Comenzó su carrera como jefe de grupo de servicios de
campo en Geochem Research en Houston, desarrollando estudios de trazadores en pozos para proyectos de
recuperación terciaria en los campos petrolíferos más
antiguos en todo el mundo (1980 a 1987). Ingresó en
OSCA Inc. en 1987 como químico y en 1990, asumió
como gerente técnico de fluidos de terminación en
Lafayette, Luisiana. Permaneció en OSCA hasta 1997,
cuando se integró a M-I como gerente técnico de fluidos de terminación. Bill recibió una licenciatura en
química de la Universidad Estatal de la Escuela de
Ciencias Medioambientales y Forestales de Nueva York
en Syracuse.
John Fuller actualmente dirige el grupo de geomecánica en Servicios de Datos y Consultoría de
Schlumberger para Europa, África y la Comunidad de
Estados Independientes (CIS, por sus siglas en inglés).
Ingresó en Schlumberger como ingeniero de campo
para los servicios de herramientas operadas a cable en
1980 y trabajó 10 años en Medio Oriente en diversas
asignaciones de campo en Abu Dhabi, Turquía, Jordania, Siria, Egipto y Dubai. En 1990, fue trasladado a
Europa para trabajar en geomecánica. Este trabajo
incluyó el desarrollo de técnicas geomecánicas en el
departamento de geomecánica del Centro de Investigación de Schlumberger, en Cambridge, Inglaterra. Se
ha desempeñado como vicepresidente técnico de la
organización local de la SPWLA en Londres y fue
miembro del comité directivo de la SPE en 1999 sobre
control de producción de arena. John obtuvo una
licenciatura en física de la Universidad de Portsmouth
en Inglaterra.
Keith Godwin es ingeniero de yacimientos de Stone
Energy Corporation en Lafayette, Luisiana. Es responsable de las evaluaciones y las recomendaciones sobre
proyectos nuevos, estimación de reservas, diseños de
terminación de pozos, y optimización de pozos en producción en el Golfo de México. Comenzó su carrera en
Chevron en EUA en 1983 y permaneció los siguientes
15 años trabajando como ingeniero de producción y de
yacimientos en Nueva Orleáns y Lafayette. Ocupa su
cargo actual desde hace tres años. Keith obtuvo una
licenciatura en ingeniería en petróleos de la
Universidad del Estado de Luisiana en Baton Rouge.
77
Shuja Goraya se desempeña como campeón de productos para las aplicaciones de Perforación Sin
Sorpresas en el Centro de Productos de Sugar Land,
en Texas. Actualmente es responsable de diseñar aplicaciones de computación para apoyar la iniciativa de
Desempeño a Través del Manejo del Riesgo PERFORM* y el programa de Perforación Sin Sorpresas.
Se integró a Perforación y Mediciones de
Schlumberger en 1994 como ingeniero de servicios de
perforación en Pakistán y desde entonces ha trabajado en diferentes lugares como ingeniero de mediciones y registros durante la perforación (MWD/LWD, por
sus siglas en inglés, respectivamente), coordinador de
geonavegación, perforador direccional, especialista en
PERFORM e ingeniero de perforación. Antes de asumir su cargo actual, estuvo a cargo de un proyecto de
gran alcance de gas en zonas someras de Banzala en
Cabinda, Angola. Shuja obtuvo una licenciatura (con
mención honorífica) en ingeniería en electrónica de
la Universidad de Ingeniería y Tecnología de Lahore,
Pakistán.
Dominique Guillot es especialista en tecnología de
cementación de Schlumberger a nivel mundial.
Actualmente reside en Clamart, Francia. Ingresó en
Dowell en 1981 en Saint-Etienne, Francia, como ingeniero de productos y jefe de sección (1981 a 1984),
luego asumió como jefe de sección y gerente de equipos de productos en proyectos relacionados con la
cementación de pozos (1984 a 1989). En 1990, asumió
como especialista de cementación en Houston, Texas,
donde trabajó en la introducción de nuevas tecnologías. Al año siguiente, regresó a Saint-Etienne como
especialista en ingeniería de cementación, para trabajar en el mezclado de cemento y la evaluación del
trabajo de cementación. De 1994 a 1996, fue jefe de
sección de procesos y programas de computación y
soporte de campo en el Centro de Productos Riboud
de Schlumberger. Antes de asumir su actual cargo, fue
especialista en ingeniería de cementación en
Clamart, y trabajó como líder de conocimientos para
la iniciativa InTouch en el segmento de cementación.
Dominique es ingeniero civil graduado de la Ecole
Nationale des Ponts et Chaussées en París, Francia, y
recibió su tesis de doctor ingeniero del Centro de
Geología del Ingeniero de la Escuela de Minas de
París y de la Ecole Nationale des Ponts et Chaussées.
Toby Harrold es geofísico de operaciones de BP, a
cargo de la planificación, la ejecución y la aplicación
de levantamientos de sísmica de pozos para respaldar
las operaciones de perforación. Actualmente trabaja
en el proyecto Inam en Azerbaiján para BP, en las oficinas de Sunbury, Inglaterra, y Bakú, Azerbaiján. Ingresó en BP en 1999 y trabajó en la unidad de
negocios de Algeria hasta octubre de 2000, cuando se
incorporó al equipo de Azerbaiján. Toby obtuvo una
licenciatura en geología de la Universidad de
Birmingham, y un doctorado por su trabajo en la estimación de la presión de poro a partir de los registros
operados a cable de la Universidad de Durham, ambas
en Inglaterra.
78
Husam Helou es ingeniero técnico de GeoMarket* de
la región del Golfo Pérsico, que cubre los Emiratos
Árabes Unidos (EAU), Irán, Yemen y Qatar, y reside en
Abu Dhabi, EAU. Ingresó en los Servicios de Pozos de
Schlumberger en 1993 como ingeniero de campo y ha
trabajado en Siria, Omán (ingeniero de campo),
Turquía, (ingeniero a cargo) y Kuwait (ingeniero técnico de distrito). Antes de asumir su cargo actual, fue
ingeniero de Servicios de Diseño y Evaluación para
Clientes DESC* para ADCO durante 18 meses. Husam
es graduado de la Universidad de Damasco en Siria, y
posee una licenciatura en ingeniería en electrónica.
Jonathan Holt ha sido gerente de proyectos de la iniciativa Perforación Sin Sorpresas, para BP Upstream
Technology en Aberdeen, Escocia, desde 1999.
Comenzó su carrera con BP Exploration, como ingeniero de perforación en diversos pozos marinos de
exploración y evaluación en el Golfo de México y el
Mar del Norte del Reino Unido (1985 a 1990). Durante
los siguientes seis años, fue ingeniero de proyectos
senior e ingeniero de perforación en diversos desarrollos submarinos en Houston, Texas, y Aberdeen. De
1997 a 1999, fue superintendente de perforación del
proyecto submarino Fase 2 de Bruce. Jonathan, autor
de varios artículos técnicos, obtuvo una licenciatura
en ingeniería química de la Universidad de HeriotWatt en Edimburgo, Escocia.
Christian Hun ingresó en TOTAL en 1976 para trabajar en el laboratorio de cementación y lodo. Posteriormente, fue trasladado a operaciones y estuvo a cargo
de los fluidos de cementación y de perforación en
diversos lugares de Medio Oriente, Latinoamérica, y el
Mar del Norte. Actualmente en una misión de TOTAL,
es ingeniero senior en fluidos de perforación y cementación de ADCO. Christian obtuvo una licenciatura en
química de la Universidad de Nancy en Francia.
Leif Larsen posee una maestría en física del Instituto
de Tecnología de Noruega en Trondheim. Ingresó en
Schlumberger como geofísico de campo en 1982.
Durante sus 19 años en la compañía, ha desempeñado
muchos cargos técnicos y gerenciales en adquisición y
procesamiento de datos sísmicos. Actualmente es
gerente de mercadeo de operaciones marinas y de
nuevas tecnologías, con base en Gatwick, Inglaterra.
Anteriormente, fue gerente general de Schlumberger
Oilfield Services en Australasia y estuvo radicado en
Melbourne, Australia.
John Lechner es gerente de desarrollo de negocios de
la iniciativa Perforación Sin Sorpresas (NDS, por sus
siglas en inglés) de Schlumberger para Europa, la Comunidad de Estados Independientes y África, y está
radicado en Stavanger, Noruega. Desde el año 2000, ha
estado a cargo de identificar, desarrollar, coordinar y
apoyar oportunidades y proyectos de NDS para su
área. Ingresó en la compañía en 1984 como ingeniero
de campo para el servicio de herramientas operadas a
cable en el Oeste de Texas. Desempeñó sus cargos
posteriores en Houston, Texas, y Port Harcourt, Nigeria. Fue trasladado a Stavanger como gerente local del
servicio de herramientas operadas a cable (1990 a
1993). Estuvo los siguientes dos años en París, Francia, como auditor interno de Schlumberger Limited.
Ingresó en IPM en sus inicios en 1995, trabajando
como gerente de proyectos en Nigeria, Muscat en
Omán, Bangkok en Tailandia, y El Cairo en Egipto. En
1998, asumió como gerente de operaciones de IPM
para la Región de África del Norte, luego fue trasladado a Perth, Australia, como gerente de operaciones de
GeoMarket IPM, y gerente de mercadeo de
Schlumberger Oilfield Services. John obtuvo una
licenciatura en ingeniería eléctrica de la Universidad
de Notre Dame, South Bend, Indiana, EUA, y completó
el programa de grado avanzado en ingeniería en
petróleos de la Universidad de Houston en Texas. Fue
miembro del equipo del Foro 2005 de Schlumberger.
José Antonio Martínez-Ramírez es ingeniero de proyectos de nueva tecnología de exploración y producción de Petróleos Mexicanos (PEMEX), Región
Marina, Ciudad del Carmen, México. Allí implementa
prácticas de nueva tecnología en perforación, reacondicionamiento y terminación de pozos. Antes de ingresar en PEMEX en 1997, trabajó como ingeniero de
campo para cementación y estimulación en
Halliburton en Ciudad del Carmen, México (1995 a
1997). Obtuvo su licenciatura en ingeniería en petróleos del Instituto Politécnico Nacional en Ciudad de
México.
Tim McPike es ingeniero de producción senior del
grupo de tecnología aplicada de pozos de exploración
y de producción de Shell International y reside en
Rijswijk, Holanda. En Shell, se ha enfocado en el diseño y la ejecución de terminaciones y la estimulación
en relación con el control de la producción de arena,
incluidos el fracturamiento hidráulico, el fracturamiento combinado con empaque de grava, el empaque
de grava en pozos abiertos, la tecnología Alternate
Path de ExxonMobil, y los filtros de grava expandibles.
Ha realizado diversas instalaciones en todo el mundo,
desde las aguas profundas del Golfo de México y el
Mar del Norte, hasta operaciones en el desierto de
Omán. También ha trabajado para Halliburton Energy
Services en Canadá y en el Golfo de México. Tim
obtuvo una licenciatura en ingeniería mecánica de la
Universidad de Calgary, Alberta, Canadá.
Laura Murphy reside en Gatwick, Inglaterra y ha sido
geofísico de pozos de GeoQuest, trabajando en mecánica de las rocas desde 1999. Anteriormente estuvo en
GeoQuest en Aberdeen, Escocia, y Gatwick (1998 a
1999). Su trabajo ha incluido el modelado de perfiles
sísmicos verticales y el procesamiento y la planificación de levantamientos de sísmica de pozos en conjunto con operaciones marinas. Después de trabajar
como ingeniero en jefe para las operaciones del Mar
del Norte de Kerr McGee, asumió como ingeniero de
campo del servicio de herramientas operadas a cable
en Schlumberger Oilfield Services en Aberdeen (1995
a 1997). Laura obtuvo una licenciatura (con mención
honorífica) en geofísica de la Universidad de
Liverpool y está haciendo un curso a distancia para
obtener una maestría en mercadeo de la Universidad
de Robert Gordon en Aberdeen.
Oilfield Review
David Nichols es director de investigaciones sísmicas
del Centro de Investigaciones de Schlumberger en
Cambridge (SCR, por sus siglas en inglés), Inglaterra.
Allí dirige las investigaciones a largo plazo de adquisición, procesamiento, modelado e inversión de datos
sísmicos. Comenzó su carrera en 1983 en Western
Geophysical en Londres, Inglaterra, primero como geofísico de procesamiento de datos y luego como programador sísmico. De 1994 a 1998, fue ingeniero de
programas de computación senior en Geco-Prakla en
Gatwick, Inglaterra. En 1998, fue trasladado a SCR
como gerente de programas y, antes de asumir su cargo actual en el año 2001, fue director de investigaciones asociado del grupo sísmico. Después de obtener
una licenciatura en física de la Universidad de
Cambridge en Inglaterra, obtuvo una maestría del Imperial College, Londres, Inglaterra, y un doctorado de
la Universidad de Stanford en California, ambos en
geofísica.
Hugh Nicholson es geólogo de Ula y Tambar para BP
Norge AS en Stavanger, Noruega. Allí supervisa los
aspectos geológicos de la planificación de pozos, la
creación de modelos de yacimientos y el manejo de
yacimientos en los yacimientos de Ula y Tambar.
Ingresó en BP en 1990 para realizar investigaciones
sobre los yacimientos carbonatados. De 1993 a 1994,
trabajó con BP Exploration en operaciones de pozos y
en el equipo de evaluación del proyecto Eastern
Trough Area Project (ETAP). Después de permanecer
en Western Atlas en Bahrain y Londres, regresó a BP
en 1996, como geólogo de desarrollo en campos de
domos salinos del ETAP. Fue trasladado a Noruega en
el año 2000. Hugh posee una licenciatura y una maestría en servicios geológicos de la Universidad de
Cambridge, Inglaterra, y un doctorado en geoquímica
de la Universidad de Edinburgo en Escocia.
Mehmet Parlar es ingeniero principal y especialista
en fluidos del equipo de desarrollo de negocios en el
área de control de la producción de arena de
Schlumberger en Rosharon, Texas. Allí provee servicios de mercadeo e información técnica para el desarrollo de productos de control de la producción de
arena, fundamentos basados en razonamiento según
casos para la selección del método de limpieza de
pozos, la promoción de nueva tecnología, y el soporte
para el control de la producción de arena y los fluidos
de estimulación. Después de recibir una maestría y un
doctorado en ingeniería en petróleos de la Universidad
del Sur de California en Los Ángeles, ingresó en
Dowell en Tulsa, Oklahoma, como ingeniero de desarrollo. De 1996 a 1999, fue ingeniero de yacimientos
con el equipo de desarrollo de negocios en el área de
control de la producción de arena de Dowell en
Lafayette, Luisiana. Antes de su cargo actual, se
desempeñó como especialista en producción de pozos
y coordinador técnico en Sugar Land, Texas (1999 a
2001). Es autor de muchas publicaciones y tiene una
licenciatura en ingeniería en petróleos de la
Universidad Técnica de Estambul en Turquía.
Se usa un asterisco (*) para denotar las marcas de Schlumberger.
Otoño de 2001
Enzo Pitoni es ingeniero senior de terminación y producción para Eni Agip, y reside en Milán, Italia. Ha
participado en innovadores proyectos de cegado del
agua, terminaciones sin filtro de grava y con fracturamiento combinado con empaque de grava en toda la
compañía. Estuvo ocho años en el laboratorio de producción antes de ingresar en el grupo de control de la
producción de arena, el cegado del pozo y los fluidos
de perforación hace varios años en Milán. El año
pasado, regresó de una misión en Túnez. Ha colaborado significativamente en los resultados de terminaciones para el control de la producción de arena de
Eni Agip, así como también en estrategias de perforación de yacimientos en zonas del Mar Adriático y de
África. Su contribución fue clave en la reciente y exitosa implementación de los fluidos ClearFRAC* para el
fracturamiento combinado con el empaque de grava
en los campos de gas del Mar Adriático de Eni Agip.
Enzo recibió una maestría en química de la
Universidad Perugia en Italia.
Colin Price-Smith es gerente de desarrollo de negocios de terminación de pozos horizontales y de filtros
de grava para Schlumberger en Rosharon, Texas. Ha
estado coordinando esta área de negocios de
Schlumberger a nivel mundial desde 1999. Ingresó en
la compañía en 1985 después de trabajar por un
tiempo corto para los servicios de perforación de
Salvesen en Aberdeen, Escocia. Luego estuvo cuatro
años en Port Harcourt, Nigeria, como ingeniero de
campo e ingeniero técnico y de ventas. En 1989, fue
trasladado a Miri, al este de Malasia, como ingeniero
técnico de distrito en servicios de cementación y de
control de la producción de arena. En 1991, ingresó en
el departamento de investigación y desarrollo de
Dowell en Tulsa, Oklahoma, como campeón de productos para el control de la producción de arena, responsable del desarrollo y el mercadeo mundial de fluidos y
sistemas de control de la producción de arena de
Schlumberger. De 1993 a 1997, fue gerente de terminaciones con control de la producción de arena para la
división del Mar del Norte. Su siguiente misión fue
como gerente de Servicios de Producción de Pozos
(WPS, por sus siglas en inglés) para Europa, Rusia y la
Comunidad de Estados Independientes (CIS, por sus
siglas en inglés) (1997 a 1998). Un año después se
desempeñó como gerente de WPS en África occidental,
responsable del desarrollo y la implementación de planes de negocios de WPS en África. Es autor de muchos
artículos relacionados con la limpieza de pozos y las
terminaciones horizontales con control de la producción de arena. Obtuvo una licenciatura (con mención
honorífica) en ingeniería de producción y administración de la Universidad de Nottingham en Inglaterra.
José Luis Reséndiz Robles es superintendente de
proyectos, diseños e ingeniería de pozos de la Unidad
Operativa Noreste (UONE) de la División Marina de
PEMEX. Está radicado en Ciudad del Carmen, México.
Comenzó su carrera en 1980 en el Plan Veracruz como
ingeniero de perforación y en 1992 asumió como coordinador de ingeniería de perforación seccional en el
departamento de la división sur de ingeniería del
petróleo de PEMEX. De 1992 a 1993, fue coordinador
de ingeniería de perforación en Agua Dulce, Veracruz,
para la división sur de PEMEX. En 1993, fue nombrado
coordinador de reacondicionamiento y terminación de
pozos antes de asumir su cargo actual. Obtuvo un
título en ingeniería en petróleos del Instituto
Politécnico Nacional en Ciudad de México en 1980.
Chris Rhodes es el vicepresidente de tecnología y responsable de BP Exploration para la perforación en
todo el mundo. Chris comenzó su carrera en BP en
1971 en refinación y luego fue transferido a perforación. Fue líder de la unidad de negocios para el proyecto Eastern Trough Area Project (ETAP) de siete
campos de petróleo y gas, incluido el Campo Mungo.
Chris asistió al Politécnico Glamorgan, Pontypridd,
Gales, con una beca de BP. Allí recibió una licenciatura en ingeniería química (con mención honorífica) y
posteriormente obtuvo una maestría en ingeniería del
petróleo del Imperial College, Londres, Inglaterra.
Giuseppe Ripa es ingeniero senior de terminación y
producción y ha trabajado con Eni Agip durante 16
años. Durante tres años, desarrolló tecnologías de terminación y reacondicionamiento y luego, durante ocho
años, se especializó en el control de la producción de
arena, el tratamiento y el diseño de la estimulación de
matriz y en el fracturamiento hidráulico para el grupo
de optimización de la producción. Luego de cumplir
una misión como asesor técnico de tecnologías de yacimientos, terminaciones y producción en el Congo, asume su cargo actual trabajando en nuevas tecnologías
de optimización de la producción e innovadoras terminaciones de control de la producción de arena en la
oficina matriz de Eni Agip en Milán, enfocándose en el
aumento de la productividad de los pozos. Giuseppe
obtuvo una licenciatura en ingeniería hidráulica de la
Universidad de Pavia en Italia.
Joel Rondeau es ingeniero de desarrollo senior del
Centro de Productos de Riboud de Schlumberger en
Clamart, Francia, y ha trabajado en el sistema de
Monitoreo de la Fracción Sólida (SFM, por sus siglas
en inglés). Ingresó en Dowell en 1981 en SaintEtienne, Francia. De 1993 a 1997, trabajó en la cabeza
de cementación EXPRES* y en el acoplador EXPRES
en Sugar Land, Texas. En 1997, fue transferido a
Clamart para trabajar en las plataformas Sedco
Express* antes de emprender su proyecto actual. Joel
tiene un título en ingeniería mecánica.
William Standifird es coordinador de la iniciativa
PERFORM de Schlumberger y dirige a todos los ingenieros y especialistas en PERFORM y todos los trabajos de los programas PERFORM y NDS en la costa
norteamericana del Golfo de México. Desde 1997, ha
sido ingeniero de campo senior de LWD, supervisor de
radiación y especialista en PERFORM, implementando
sensibles herramientas electrónicas y computadoras
para operaciones de perforación en áreas marinas.
Antes de ingresar en Schlumberger, sirvió en el
Ejército de los EUA y también trabajó como ingeniero
en electrónica biomédica con Nashville Medical
Electronics (1995 a 1997). William obtuvo un título en
tecnología de ingeniería electrónica del Instituto
Técnico ITT en Nashville, Tennessee, EUA. En 2000,
recibió la medalla de plata de Schlumberger.
79
Próximamente en Oilfield Review
Monitoreo de la contaminación de muestras
de fluidos de fondo de pozo. Obtener muestras de
hidrocarburos de las formaciones del subsuelo es
vital para estimar el valor del yacimiento, planificar
el desarrollo del campo y diseñar las instalaciones
de producción. La contaminación por parte del filtrado del lodo de perforación de las muestras obtenidas
con herramientas operadas a cable, puede alterar
considerablemente las propiedades de los fluidos.
Este artículo describe una nueva técnica para determinar cuánto tiempo demorará tomar una muestra
de fluido aceptable en una determinada estación de
muestreo. También se ilustra cómo los métodos probados de detección de contaminación se pueden
hacer extensivos a los fluidos de alta relación gaspetróleo y a los condensados.
Calentamiento global y la industria de E&P. El
debate en torno al efecto invernadero causado por
las emisiones de gases en el calentamiento global
se ha vuelto más candente en los últimos meses.
En este artículo, se analizan las razones científicas
en torno al problema y las medidas proactivas
adoptadas por la industria de E&P para controlar, o
eliminar, las emisiones en diversas operaciones de
campos petrolíferos.
Avances en el uso de imágenes de la pared
del pozo. Hasta hace un tiempo, los geólogos e
ingenieros que utilizan imágenes micro-resistivas
de la pared del pozo para una mejor evaluación de
las formaciones, han tenido opciones limitadas en
ambientes de lodos sintéticos y a base de aceite.
Una nueva herramienta operada a cable que combina una innovadora tecnología con el principio clásico del registro de resistividad, está permitiendo
mejorar la caracterización de los yacimientos
mediante la exitosa generación de imágenes de la
pared del pozo a través de lodos no conductores.
Estimulación selectiva. En una sola operación,
hoy se pueden estimular múltiples zonas utilizando
tubería flexible como conducto para los fluidos cargados de apuntalante. Una nueva herramienta aísla
en forma selectiva intervalos objetivos sin que se
requiera un equipo de terminación para extraer la
tubería de producción, ni la intervención con herramientas operadas a cable para colocar tapones
mecánicos. Las etapas individuales se tratan en
forma separada para lograr una longitud de fractura deseada y una conductividad óptima en cada
zona. Historias de casos de todo el mundo demuestran la forma en que esta técnica permite explotar
reservas no explotadas por los métodos de terminación y fracturamiento convencionales, reduce el
tiempo y los costos de terminación de pozos,
mejora la limpieza post-tratamiento y aumenta la
productividad del pozo.
80
Bill Steven es gerente de perforación de Texaco
(Nigeria) Overseas Petroleum Company. Dirige las
operaciones de perforación y reacondicionamiento en
las zonas marinas de Nigeria. Desde que ingresó en
Texaco en 1979 como supervisor de perforación, ha
ocupado muchos cargos en todo el mundo. Éstos
incluyen trabajar como supervisor de perforación en
zonas marinas del Reino Unido y de Alemania, superintendente de perforación en Aberdeen, Escocia,
superintendente de perforación en China, gerente de
perforación para Texaco Malasia en Tailandia y
Myanmar, gerente de perforación para Texaco North
Buzachi, y gerente de perforación en China. Bill
obtuvo una licenciatura (con mención honorífica) en
ingeniería mecánica del Instituto de Tecnología
Robert Gordon en Aberdeen, Escocia.
Alan Strudley es geofísico marino en jefe de
WesternGeco. Trabaja en la oficina matriz de Gatwick,
Inglaterra. Ingresó en la compañía en 1981 y ocupó
varios cargos en procesamiento de datos hasta 1988,
cuando ingresó en el equipo multidisciplinario a cargo
del desarrollo de los servicios de caracterización de
yacimientos dentro de Schlumberger. En 1991, Alan
asumió como geofísico de área en jefe en Stavanger,
Noruega, donde contribuyó con el desarrollo de los
servicios de toma de imágenes e inversión de trazas.
En 1996, fue nombrado geofísico en jefe de la región
para el Sudeste Asiático y siguió trabajando en este
puesto hasta enero de 2001, cuando asumió su cargo
actual. Los intereses de Alan incluyen la inversión sísmica, el procesamiento de sísmica de pozos y el
diseño de levantamientos sísmicos. Tiene una licenciatura en física de la Universidad de Manchester en
Inglaterra.
Morten Svendsen es gerente de productos de QMarine de Geco en Asker, Noruega. Allí se responsabiliza de la comercialización del sistema Q-Marine. Ha
ocupado diversos cargos en investigación e ingeniería,
y en adquisición y procesamiento sísmicos. Morten
obtuvo una maestría en geofísica de la Universidad de
Oslo en Noruega.
Dave Tiffin reside en Houston, Texas. Es ingeniero en
petróleos senior de BP y miembro del equipo de terminación de pozos y control de la producción de
arena. Provee soporte a nivel mundial para todas las
terminaciones de BP. Entre sus responsabilidades
actuales tiene a su cargo el soporte de terminación
con filtro de grava expandible en el Hemisferio Norte.
Después de recibir su doctorado en ingeniería química de la Universidad de Norte Dame, Out Venid,
Indiana, ingresó en Amoco Production Company y en
1978 en el centro de investigaciones de esa compañía
en Tulsa, Oklahoma.
Juan Troncoso es especialista en ingeniería de producción de Repsol-YPF en Yakarta, Indonesia. Desde
1996, ha estado a cargo del departamento de ingeniería de terminación y producción de la División de Negocios del Norte, en el área marina de Sumatra
Sudoriental. Esto incluye terminaciones horizontales
a pozo abierto con empaque de grava, diseño de terminaciones, control general de la producción de
arena (terminaciones a pozo abierto con fracturamiento combinado con empaque de grava), estimulación, levantamiento artificial y reacondicionamientos.
Comenzó como ingeniero analítico de operaciones
senior en Arco Oil and Gas en Lafayette, Luisiana
(1981 a 1986). Fue transferido a Yakarta, Indonesia
con la compañía Arco International Oil and Gas como
ingeniero en petróleos senior en la zona marina del
noroeste del Mar de Java (1986 a 1989). De 1989 a
1996, trabajó para la empresa Arco Oil and Gas
Company y Vastar Resources Inc. en Lafayette,
Luisiana, como ingeniero de terminación y de producción senior en la zona marina del Golfo de México.
Ingresó en Repsol-YPF como especialista en ingeniería de producción en 1996. Juan obtuvo un título en
ingeniería mecánica de la Universidad de Chile y una
maestría en ingeniería mecánica de la Universidad de
Colorado en Boulder.
Pierre Vigneaux reside en el Centro de Productos
Riboud de Schlumberger en Clamart, Francia y es jefe
del proyecto del mezclador de baja densidad, que
incluye monitoreo de SFM y del desarrollo de su versión automatizada. Ingresó en Flopetrol en 1977 para
trabajar en un proyecto de medición de flujo de superficie de dos fases. Desde 1984 hasta 1993, ha trabajado con herramientas operadas a cable en
Schlumberger en Clamart, ha participado en la caracterización de flujos líquidos en tuberías desviadas y en
el desarrollo del Medidor de Flujo de Impedancia
Local. Posteriormente fue trasladado a Dowell en
Clamart como líder de proyectos para el medidor de
flujo de alta presión, el probador de la adherencia del
lodo, y el reómetro Vane. Portador de más de 10
patentes sobre tecnología de medición de flujo y sensores multifásicos, Pierre posee títulos en ingeniería
de mecánica de fluidos de la Escuela Superior de
Mecánica en Nantes y de la Escuela Nacional Superior
de Técnicas Avanzadas en París, ambas en Francia.
Bill Wright reside en París, Francia. Allí maneja
todos los proyectos de soluciones de Schlumberger
Oilfield Services. Desde que ingresó en la compañía
en 1978, ha ocupado cargos gerenciales en todos los
continentes, excepto Sudamérica, y ha trabajado con
la mayoría de las compañías de Schlumberger.
Recientemente fue asignado a Amoco, y posteriormente a los departamentos de investigación de perforación de BP-Amoco, y ayudó a fundar y dirigir el
proyecto NDS. Bill es autor de diversos artículos de la
SPE en materia de perforación y obtuvo una licenciatura (con mención honorífica) en ciencia de los materiales y física de la Universidad de Liverpool,
Inglaterra.
Oilfield Review
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del petróleo
Laurier L. Schramm
Cambridge University Press
40 West 20th Street
Nueva York, Nueva York 10011, EUA
2000. 621 páginas. $74,95
Además de los científicos e ingenieros de la industria del petróleo, se
beneficiarán con este libro estudiantes
universitarios y graduados senior en
ciencias e ingeniería y los estudiantes
graduados en química de surfactantes.
Barfoot L: Journal of Canadian Petroleum
Technology 39, no. 7 (Julio de 2000): 19.
ISBN 0-521-64067-9
Otoño de 2001
El autor de este libro publicado
por primera vez en 1979, es una
autoridad que se expresa con
claridad y precisión en esta nueva
edición.
Aunque se halle principalmente
dirigido a los estudiantes de ingeniería, toda persona que necesite conocer
el vocabulario básico y las
limitaciones técnicas de las diversas
proposiciones relacionadas con la
energía, obtendrá grandes beneficios
con la lectura de este libro.
Dirigido principalmente a científicos e
ingenieros que trabajan con surfactantes, este libro contiene una introducción
a la naturaleza, ocurrencia, propiedades
físicas, propagación y usos de los
surfactantes en la industria del petróleo.
Contenido:
• Surfactantes y sus soluciones:
Principios básicos
• Caracterización de los desemulsionantes
• Emulsiones y espumas en la industria
del petróleo
• Adsorción de surfactantes en medios
porosos
• Alteración de la capacidad de humectación inducida por surfactantes en
medios porosos
• Inyección de surfactante en el mejoramiento de la recuperación de petróleo
• Evaluaciones y simulaciones de espumas de control de la movilidad para el
mejoramiento de la recuperación de
petróleo
• El uso de surfactantes en fluidos de
perforación livianos
• Uso de surfactantes en las estimulaciones con ácido
• Surfactantes en el acondicionamiento
de lechadas de arenas de petróleo de
Athabasca, recuperación por flotación,
y procesos de colas
Contenido:
• Perspectiva
• El origen de la energía renovable
• Las fuentes de energía individuales
• El proceso de conversión de la
energía
• Transmisión y almacenamiento de la
energía
• Sistemas de suministro de energía
• Evaluación socioeconómica de los
sistemas de suministros de energía
• Conclusiones
• Referencias
• Índice
Comer JC: Choice 38, no. 5 (Enero de 2001): 937.
En esta recopilación de avanzadas
investigaciones, se examinan los tipos
de sistemas sedimentarios que han
captado últimamente la atención de los
modeladores, y se muestran también
trabajos que acoplan modelos
sedimentológicos con modelos de
circulación climática y oceanográfica.
Contenido:
• Influencias climáticas, oceanográficas
y biológicas en los sistemas
sedimentarios
• Tendencias y periodicidad de los
registros sedimentarios como
respuesta a los cambios
medioambientales
• Modelos de relleno de cuencas en
coordenadas espacio-tiempo
Al igual que los tipos de modelos,
el nivel científico de los artículos que
los describen es altamente variable.
Algunos ... podrían convertirse en una
larga lista de trabajos citados,
mientras que otros, decididamente no.
Para aquéllos que buscan información más fundamental acerca de
cómo modelar el transporte de los
sedimentos y la estratigrafía de las
formaciones, les sugiero no comenzar
con este libro.
Pratson LF: Journal of Sedimentary Research (Libro
de investigación sedimentaria) 70, no. 4 (Julio de
2000): 970.
Energía renovable: Sus principios
físicos, de ingeniería, de uso y
ambientales, aspectos de planificación y economía
Bent Sørensen
Academic Press
525 B Street
Suite 1900
San Diego, California 92101, EUA
2000. 912 páginas. $75,00
ISBN 0-12-656152-4
Este libro analiza las ventajas y desventajas de diversas fuentes de energía
alternativas a los combustibles
convencionales, entre ellas, la energía
solar, el viento, las ondas oceánicas, el
flujo de mareas y ríos, la conversión
biológica y el flujo geotérmico.
Modelado computarizado de los
sistemas sedimentarios
Jan Harff, Wolfram Lemke y
Karl Stattegger (eds)
Springer-Verlag
175 Fifth Avenue
Nueva York, Nueva York 10020, EUA
1999. 452 páginas. $129,00
ISBN 3-540-64109-2
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