32 Oilfield Review

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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.
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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.
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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.
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> 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
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> 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.
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> 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