Oilfield Review. Soluciones para operaciones en aguas profundas. Perforación rotativa direccional. Control de la producción de agua

Transcripción

1 Oilfield Review Verano de 2000 Soluciones para operaciones en aguas profundas Perforación rotativa direccional Control de la producción de agua Técnicas de diseño de los disparos

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3 Es la tecnología de disparo una tecnología madura? La tecnología de disparo con cargas huecas se basa en desarrollos derivados de la industria de armamentos, donde el objetivo es hacer orificios en un blanco utilizando proyectiles penetrantes que provocan un daño de considerables dimensiones. Cuando se disparan pozos de petróleo y gas, el objetivo no es precisamente el mismo. En forma ideal, las descargas de las pistolas o cañones producen orificios en el revestidor de acero y en el cemento, que penetran una cierta distancia dentro de las formaciones sin dañar la capacidad de un yacimiento de producir hidrocarburos. Sin embargo, aún con la tecnología actual y las modernas cargas huecas, estos objetivos resultan mutuamente excluyentes, puesto que se sabe que los disparos producen daños en las rocas del yacimiento. Gran parte de los esfuerzos de la industria petrolera están destinados a optimizar los disparos y minimizar o eliminar el daño provocado por los mismos. La tecnología de disparo con desbalance o presión inversa ha evolucionado hasta convertirse en el método preferido para mitigar los daños sobre la permeabilidad inducidos por los disparos. En los últimos años, se ha investigado mucho acerca del impacto del disparo con desbalance sobre la productividad de los pozos y, además, sobre el desarrollo de niveles óptimos de desbalance para condiciones específicas de yacimientos. Las cargas huecas también se encuentran en un proceso de evolución, mientras que se están desarrollando nuevos materiales para la fabricación del revestimiento de las cargas (liner) con el fin de aumentar la efectividad de los disparos y minimizar el daño alrededor de los orificios. Debido a que el rendimiento del pozo se ve influenciado por el tamaño del orificio y la longitud del disparo que atraviesa el daño de la formación en las cercanías del hueco y la invasión de los fluidos, los nuevos diseños han producido cargas de penetración profunda y de agujero grande que maximizan la eficiencia y la productividad de las completaciones. La productividad del pozo es sólo uno de los factores de la completación que se ve afectado por las técnicas de disparo. La estimulación del pozo y la producción de arena también constituyen motivos de preocupación para los ingenieros de producción. El uso de las estrategias de disparo adecuadas garantiza la eficiencia y efectividad de la fracturación hidráulica o de los tratamientos de control de producción de arena. Asimismo, al combinar las características mecánicas de la roca, los modelos del subsuelo compartidos y la tecnología de disparo, es posible optimizar las completaciones diseñadas para las formaciones propensas a producir arena. La orientación y el espaciamiento de los disparos, el desbalance óptimo y la selección de las mejores cargas huecas junto con la simulación de los esfuerzos en sitio, les proporcionan a los operadores opciones efectivas en costos para prevenir la producción de arena en formaciones débiles o no consolidadas. Los avances realizados en este aspecto podrían, en última instancia, permitir el uso de completaciones sin tubos ranurados en pozos que en la actualidad requieren métodos convencionales para la exclusión de arena, como empaque de grava o fracturas empaquetadas. El rendimiento de las cargas huecas es un elemento crítico dentro del diseño de los disparos en cualquier pozo. Sin embargo, la mayor parte de los datos de pruebas de disparos, si no todos, provienen de mediciones realizadas sobre blancos de concreto en condiciones de superficie. Si bien se dispone de algoritmos que tratan de establecer una correlación entre los datos de las pruebas de superficie y el com- portamiento de las cargas huecas en la roca del yacimiento, estos algoritmos no resultan confiables porque las cargas no siempre funcionan según lo previsto frente a los esfuerzos imperantes en el subsuelo. Para poder comprender mejor y optimizar las estrategias de disparo para un yacimiento en particular, es importante probar las cargas huecas bajo las condiciones del yacimiento utilizando núcleos o análogos de rocas de afloramientos. Para diseñar y analizar los trabajos de disparo, los ingenieros de completación, por lo general, utilizan programas de computación con algoritmos incluidos para estimar el rendimiento de las cargas. Y, en general, aceptan los resultados sin considerar totalmente la base y la validez de estos algoritmos, que se fundamentan en muchos supuestos y no siempre proporcionan soluciones de disparo específicas para cada pozo. Por lo tanto, cada ingeniero debería reconocer y comprender las imperfecciones de estos algoritmos programados, así como el potencial impacto técnico y económico sobre las decisiones relativas a la completación. Al mismo tiempo, es importante seguir considerando los programas de diseño y las limitaciones de los algoritmos y continuar con la investigación de las operaciones de disparo. A pesar de los recientes desarrollos, todavía queda mucho por hacer en el campo del disparo. La física de las operaciones no se comprende totalmente, por lo cual es necesario ampliar las investigaciones con el fin de minimizar las interacciones adversas entre los disparos y las formaciones. Es importante mejorar las predicciones en cuanto a los disparos, obtener más datos acerca del rendimiento de las cargas huecas en condiciones de fondo, estandarizar los procedimientos de las pruebas, diseñar nuevas cargas y materiales para los revestimientos de las mismas, y continuar desarrollando otras soluciones específicas, tales como el control de la producción de arena y las metodologías de prevención (véase "Técnicas de diseño de los disparos para optimizar la productividad," página 54). A la luz de los avances tecnológicos realizados durante los últimos cinco años y, debido a la considerable importancia que se asigna a las operaciones de disparo en la actualidad, resulta obvio que aún queda mucho por aprender acerca de la optimización de la tecnología de disparo para las completaciones de pozos. David Underdown Asesor Técnico Chevron Production & Technology Company Houston, Texas, EE.UU. David Underdown se desempeña como Asesor Técnico en el Centro de Perforación y Técnica de Houston, donde es responsable de ingeniería de completaciones y se ocupa especialmente del control de la producción de arena y técnicas de disparo. Entre 1984 y 1993 trabajó en ARCO en Plano, Texas, como ingeniero de completaciones dedicado a temas relacionados con el control de la producción de arena y el daño de la formación. Durante los dos años siguientes se desempeñó como Presidente de UNITEC Consulting Company en Plano. En 1995 y 1996 trabajó como director técnico de la División de Tecnología de Pozos de Pall Corporation en Port Washington, Nueva York, donde tuvo a su cargo el soporte técnico de la división. Se incorporó a Chevron en David obtuvo su doctorado en físico-química en la Universidad de Houston. Fue editor de las monografías sobre el control de la producción de arena y fluidos de completación de la SPE. Además es miembro del Comité de premios de la SPE y editor técnico de la publicación Drilling & Completions de la SPE.

4 Consejo editorial Terry Adams Azerbaijan International Operating Co., Baku Syed A. Ali Chevron Petroleum Technology Co. Houston, Texas, EE.UU. Antongiulio Alborghetti Agip S.p.A Milán, Italia Svend Aage Andersen Maersk Oil and Gas AS Copenhagen, Dinamarca Michael Fetkovich Phillips Petroleum Co. Bartlesville, Oklahoma, EE.UU. George King BP Amoco Corporation Houston, Texas David Patrick Murphy Shell E&P Company Houston, Texas Richard Woodhouse Consultor independiente Surrey, Inglaterra Editor ejecutivo Denny O Brien Editor senior Lisa Stewart Editores Russel C. Hertzog Gretchen M. Gillis Colaboradores Rana Rottenberg Traducido y producido por LincED Int l, Inc. y LincED Argentina, S.A. Oilfield Review es una publicación trimestral de Schlumberger destinada a los profesionales de la industria petrolera, cuyo objetivo es brindar información acerca de los adelantos técnicos relacionados con la búsqueda y producción de hidrocarburos. Oilfield Review se distribuye entre los empleados y clientes de Schlumberger. Cuando se menciona sólo el lugar de residencia de un colaborador, significa que forma parte del personal de Schlumberger Schlumberger. Todos los derechos reservados. Ninguna parte de esta publicación puede ser reproducida, archivada o transmitida en forma o medio alguno, ya sea electrónico o mecánico, fotocopiado o grabado, sin la debida autorización escrita de Schlumberger. Dirigir la correspondencia editorial a: Oilfield Review 225 Schlumberger Drive Sugar Land, Texas USA (1) Facsímile: (1) OilfieldReview@sugar-land.oilfield.slb.com Dirigir las consultas de distribución a: Mark E. Teel (1) Facsímile: (1) teel@sugar-land.oilfield.slb.com Suscripciones a Oilfield Review disponibles en: Oilfield Review Services Barbour Square, High Street Tattenhall, Chester CH3 9RF England (44) Facsímile: (44) orservices@t-e-s.co.uk Editor senior de producción Mark E. Teel Ilustraciones Tom McNeff Mike Messinger George Stewart David Fierro Diseño Herring Design Impresión Wetmore Printing Company, EE.UU. El importe de la suscripción anual, incluyendo los gastos de envío, es de 160 dólares estadounidenses, sujeto a las fluctuaciones del cambio. En esta publicación se utiliza un asterisco (*) para indicar las marcas de Schlumberger.

5 Schlumberger Oilfield Review Verano de 2000 Volumen 12 Número 1 2 Soluciones para los problemas de la construcción de pozos en aguas profundas Muchos de los nuevos descubrimientos son campos muy prolíficos situados en aguas ultraprofundas donde el medio ambiente presenta condiciones difíciles para la construcción de los pozos. En este artículo se analizan los problemas típicos de las operaciones en aguas profundas, incluyendo la perforación de sedimentos no consolidados, la identificación de zonas con flujo de agua indeseado, la predicción de la presión de poro, la cementación y el refuerzo al flujo submarino. Mediante el estudio de casos se demuestra la eficacia de los métodos comprobados y las nuevas técnicas tendientes a resolver estos problemas y garantizar operaciones eficientes, seguras y efectivas en costos. 20 Nuevos rumbos en la perforación rotativa direccional Los sistemas de perforación rotativa direccional permiten perforar trayectorias de pozos especiales, que incluyen pozos horizontales, de alcance extendido y con otros perfiles complejos, a la vez que se evitan los problemas originados por el deslizamiento durante la perforación direccional convencional. En este artículo se explica cómo funcionan los sistemas rotativos direccionales y, mediante ejemplos de campo, se demuestran el incremento de la tasa de penetración y la mayor confiabilidad que se obtienen gracias a las herramientas rotativas direccionales de última generación. 32 Control del agua A medida que aumenta la cantidad de agua producida o que el agua invade zonas no convenientes, surgen graves problemas en las operaciones de petróleo y gas. El exceso de agua reduce la productividad, aumenta la corrosión y obliga a los operadores a extender los tratamientos de agua y los sistemas de eliminación de la misma. El estudio de diversos casos muestra cómo se diagnostican y se monitorean los problemas de agua complejos, de manera que se puedan aplicar las soluciones probadas con el fin de reducir la producción de agua, disminuir los costos y mejorar la producción de hidrocarburos. 54 Técnicas de diseño de los disparos para optimizar la productividad Un método de diseño práctico y orientado a las necesidades específicas les permite a los operadores utilizar mejor las cargas de penetración profunda para puentear la zona invadida; las cargas de agujero grande para la estimulación por fracturamiento hidráulico; o el empaque de grava para el control de la producción de arena, además de aplicar los nuevos métodos que permiten maximizar el área de flujo de los disparos y optimizar el espaciamiento entre los mismos para prevenir el arenamiento. En este artículo se analizan los principios físicos de los disparos, las cargas huecas explosivas, la mitigación del daño, los criterios de diseño, y las diversas estrategias y opciones de sistemas de transporte de las pistolas o cañones para las completaciones con disparos de alto rendimiento. 80 Colaboradores 83 Próximamente en Oilfield Review y nuevas publicaciones 1

6 Soluciones para los problemas de la construcción de pozos en aguas profundas Gérard Cuvillier Stephen Edwards Greg Johnson Dick Plumb Colin Sayers Houston, Texas, EE.UU. Glen Denyer EEX Corporation Houston, Texas José Eduardo Mendonça Petrobras Río de Janeiro, Brasil Bertrand Theuveny Sandsli, Noruega Charlie Vise Nueva Orleáns, Luisiana, EE.UU. Se agradece la colaboración de Alain Boitel, Pointe Noire, República del Congo; Alan Christie y Ashley Kishino, Rosharon, Texas, EE.UU.; Gary Dunlap, Río de Janeiro, Brasil; Frank Mitton y Robin Walker, Houston, Texas; Les Nutt, Fuchinobe, Japón; James Nutter, Macae, Brasil; y David Viela, Luanda, Angola. AIT (herramienta de Imágenes de Inducción), CDR (Resistividad Dual Compensada), DeepCRETE, INFORM (software de modelado teórico), ISONIC (herramienta del sónico durante la perforación IDEAL ), MDT (Probador de la Dinámica de la Formación), PERFORM (Desempeño Mediante el Manejo de Riesgos) y RFT (Probador de la Formación a Repetición) son marcas de Schlumberger. 2 Oilfield Review

7 Los pozos situados en aguas profundas tienen una importancia clave para el futuro de la industria petrolera. La construcción de pozos en mares cuyas profundidades alcanzan millas o kilómetros presenta nuevos retos que obligan a la industria petrolera a implementar nuevas soluciones y a perfeccionar su desempeño. Gran parte de las futuras reservas de petróleo del mundo se encuentran debajo de los océanos, al límite de nuestras posibilidades actuales de alcance y aún más allá. Todo indica que en el futuro será posible perforar a profundidades aún mayores. Los rápidos avances realizados en los métodos de exploración y producción (E&P) en aguas profundas durante los últimos cinco años demuestran que apenas se rompe un récord, surge otro que lo supera. Los operadores se sienten atraídos por la exploración en aguas profundas, ante la perspectiva de hallar grandes reservas y altas tasas de producción que justifiquen los gastos y riesgos adicionales. Algunos campos situados en aguas profundas contienen más de 2 mil millones de barriles [320 millones de m 3 ], y un solo pozo puede producir barriles por día [8000 m 3 día]. A fines de 1998, en los 28 campos que producían a una profundidad del lecho marino de por lo menos 500 m [1640 pies] se obtenían bpd [ m 3 ]. La mayor parte de estos campos se encuentran en el Golfo de México y en las costas de Brasil, aunque ya se han descubierto, o al menos se esperan descubrir otros campos situados en aguas profundas en las costas de Africa Occidental, en el Lejano Oriente y en las márgenes del Atlántico Norte (derecha interior). Según los informes de los analistas, en todo el mundo se ha descubierto un volumen adicional de 43,5 miles de millones de barriles [6,9 miles de millones de m 3 ] de petróleo en aguas en que el lecho marino supera los 500 m de profundidad, con una reserva potencial de otros 86,5 miles de 1. Thomas M: Into the Ultradeep, Deepwater Technology, Supplement to Petroleum Engineer International 72, no. 5 (Mayo de 1999): 1-3, 5, 7. Moritis G: Options to Produce Deepwater Oil, Gas to Proliferate, Oil & Gas Journal 97, no. 50 (Diciembre 13, 1999): Moritis, referencia 1. millones de barriles [13,7 miles de millones de m 3 ] (abajo a la derecha). 1 Hasta el momento sólo se ha explorado aproximadamente la mitad de la superficie que se supone contiene hidrocarburos debajo de aguas profundas. Algunas estimaciones sugieren que el 90% de las reservas de hidrocarburos aún no descubiertas en el mundo en zonas marinas se encuentran en mares cuyas profundidades superan los 1000 m [3280 pies]. 2 Existen diversas definiciones de aguas "profundas," que varían según la actividad considerada. Por lo general, con respecto a la construcción de pozos, se considera profundo todo aquello que supere los 500 metros, o 1500 pies de profundidad. Cuando las profundidades del lecho marino Campos petroleros situados en aguas profundas Otras regiones Lejano Oriente Africa Occidental Brasil Golfo de México Año > Campos petroleros situados en aguas profundas, agrupados por región y en función del tiempo. (Adaptado de Thomas, referencia 1). son mayores, surgen otros requerimientos tecnológicos, si bien existen soluciones al respecto. Cuando se consideran profundidades superiores a los 2000 m, o 7000 pies, se habla de aguas ultraprofundas. En estos casos, de existir soluciones, éstas se adaptan especialmente para cada proyecto. Los organismos gubernamentales y entes reguladores pueden adoptar otras definiciones con respecto al concepto de profundidad, por ejemplo, lo que se encuentra más allá del cambio litológico que existe entre la plataforma continental y el talud continental, y otorgan ventajas comparativas en materia de impuestos o regalías a los campos que se encuentran dentro de este ámbito. Reservas descubiertas y potenciales de yacimientos situados en aguas profundas en todo el mundo, equivalente a miles de millones de barriles de crudo Golfo de México Potenciales Descubiertas América del Sur Africa Occidental Africa Occidental Cuencas Antárticas de aguas profundas Otras Total > Miles de millones de barriles de reservas descubiertas y potenciales en aguas profundas. (Adaptado de Thomas, referencia 1). Verano de

8 Para poder diseñar pozos seguros se requieren conocimientos avanzados respecto de la presión de poro y del gradiente de fractura, ya que para perforar un hueco hidráulicamente estable se debe mantener el peso del lodo de perforación dentro del margen entre el gradiente de fractura y la presión de poro. Los trabajos científicos de perforación, tales como los del Programa de Perforación Oceánica (Ocean Drilling Program), solventado con fondos internacionales, y los de su antecesor, el Proyecto de Perforación en Aguas Profundas, han perforado pozos por debajo de los 7044 m [ pies] de profundidad del lecho marino. Sin embargo, no hay que olvidar que cuando se perforan huecos de investigación no se tienen en cuenta muchas de las restricciones económicas y operativas que se imponen a la industria de E&P en las zonas marinas. 3 El récord actual de profundidad submarina en perforación de pozos petroleros corresponde a un pozo perforado por Petrobras en la zona marina de Brasil, donde la profundidad del lecho marino es de 2780 m [9111 pies]. 4 Este récord fue superado en cuatro oportunidades durante 1999, a medida que la profundidad aumentaba de 2353 a 2780 m [de 7718 a 9111 pies]; tantas veces como a lo largo de los cinco años anteriores, cuando se logró progresar de 2009 a 2351 m [6592 a 7712 pies]. Los mayores desafíos en la construcción de pozos en aguas profundas se relacionan en parte con las grandes profundidades, pero también con las condiciones que se encuentran en cada una de las zonas petroleras situadas en aguas profundas. En las aguas más profundas, la perforación se puede realizar sólo desde una plataforma de perforación semisumergible o una barcaza de perforación, ambas con sistema de posicionamiento dinámico. Los equipos convencionales amarrados al fondo del mar han perforado hasta en profundidades de lecho marino de 1836 m [6023 pies] en el Golfo de México. En las zonas marinas de Africa Occidental, las condiciones pueden resultar sumamente diferentes con respecto a las del Golfo de México, donde la presencia de corrientes submarinas dificultan el manejo del tubo ascendente. Es necesario utilizar equipos de perforación mucho más grandes y potentes para mantener la estabilidad frente a las fuertes corrientes y para transportar el volumen adicional de lodo y maniobrar el tubo ascendente, ambos necesarios para construir el pozo. Por otra parte, la profundidad extrema del agua también puede tener un fuerte impacto en el tiempo improductivo del equipo de perforación. Por ejemplo, si se produce un inconveniente en el funcionamiento del preventor de reventones submarino (BOP, por sus sigas en Inglés), puede llevar tres días sólo elevarlo hasta la superficie para repararlo. El desafío más importante con respecto a la construcción de pozos en aguas profundas consiste en perforar un hueco estable. En las cuencas sedimentarias jóvenes que presentan altas tasas de deposición, como en el Golfo de México y partes de las zonas marinas de Brasil y Africa Occidental, los sedimentos pueden resultar subcompactados durante el enterramiento. Puede ocurrir que las presiones de poro sean elevadas y que los gradientes de fractura sean bajos en comparación con los de los pozos terrestres en las mismas profundidades, y que la diferencia entre la presión de poro y el gradiente de fractura sea reducida. Para poder diseñar pozos seguros se requieren conocimientos avanzados respecto de la presión de poro y del gradiente de fractura, ya que para perforar un hueco hidráulicamente estable se debe mantener el peso del lodo de perforación dentro del margen entre el gradiente de fractura y la presión de poro. En algunos proyectos, se necesita un número determinado de sartas de revestimiento para controlar los sedimentos someros y no consolidados, así como las zonas de transición más profundas en las que no se puede llegar hasta el yacimiento. O bien, si se lo alcanza, el diámetro de la tubería de producción que se podrá colocar dentro del revestidor final es tan pequeño que el proyecto se vuelve antieconómico, ya que las tasas de flujo se ven restringidas. En áreas como el Golfo de México, los peligros relacionados con el flujo de fluidos provenientes de zonas someras dificultan la construcción de los pozos. Estas zonas que se encuentran por debajo del lecho marino son capaces de producir agua y cuando se las atraviesa con una mecha de perforación pueden provocar graves problemas de inestabilidad del hueco. Por otra parte, las zonas con flujo de agua impiden el perfilaje y las operaciones de reentrada a pozo abierto, además del emplazamiento de cemento por detrás del revestidor. Hoy en día, en aguas de mayor profundidad, los huecos se completan con cabezales de pozos y árboles de producción instalados sobre el lecho del mar, conectados con líneas de flujo para transportar los hidrocarburos hasta la superficie. Las estructuras de superficie pueden ser embarcaciones de producción flotantes de almacenamiento y descarga (FPSO, por sus siglas en Inglés) o bien plataformas anfitrionas ubicadas en las inmediaciones. El control de los pozos submarinos activos para realizar pruebas, completaciones e intervenciones requiere el uso de equipos confiables y diseñados especialmente para tales propósitos. 5 Por lo general, los fluidos deben recorrer varios kilómetros de tuberías y muchas veces dependen de bombas sumergibles u otras técnicas de levantamiento artificial para poder llegar a la superficie. 6 Los pozos pueden resultar más productivos mediante la instalación de dispositivos permanentes de monitoreo y control de flujo en el fondo. 7 Para mantener el flujo de los hidrocarburos con las más altas tasas posibles no sólo es necesario contar con las tuberías del tamaño adecuado, sino también se deben tener en cuenta las demás condiciones que pueden provocar bloqueos en el flujo. Las altas presiones y bajas temperaturas que soportan los pozos de aguas profundas cerca del lecho marino facilitan la formación de compuestos sólidos a partir de mezclas de agua y gas natural, que semejan trozos de hielo y se denominan hidratos de gas. Estos sólidos pueden bloquear el flujo dentro de las tuberías y despresurizarse en forma explosiva cuando llegan a la superficie. En el pasado, pro- 3. Los pozos con fines científicos pueden ser perforados sin preventores de reventones (BOPs) o tubos ascendentes para el retorno del lodo y no se les coloca tubería de revestimiento, ni equipamiento de completación. Su objetivo consiste en recopilar información, no producir hidrocarburos y, de hecho, en el caso de detectarse la presencia de hidrocarburos o sobrepresión, la perforación se suspende. 4. DeLuca M: International Focus, Offshore 60, no. 1 (Enero de 2000): Christie A, Kishino A, Cromb J, Hensley J, Kent E, McBeath B, Stewart H, Vidal A y Koot L: Soluciones submarinas, Oilfield Review 11, no. 4 (Primavera de 2000): Fleshman R, Harryson y Lekic O: Artificial Lift for High-Volume Production, Oilfield Review 11, no. 1 (Primavera de 1999): Algeroy J, Morris AJ, Stracke M, Auzerais F, Bryant I, Raghuraman B, Rathnasingham R, Davies J, Gai H, Johannessen O, Malde O, Toekje J y Newberry P: Control remoto de yacimientos, Oilfield Review 11, no. 3 (Otoño de1999): Eck J, Ewherido U, Mohammed J, Ogunlowo R, Ford J, Fry L, Hiron S, Osugo L, Simonian S, Oyewole T y Veneruso T: Monitoreo en el fondo del pozo: su evolución, Oilfield Review 11, no. 4 (Primavera de 2000): Oilfield Review

9 vocaban catástrofes en las operaciones de perforación en zonas marinas. Los hidratos se pueden formar también en forma natural en el lecho del mar y por debajo del mismo, por lo cual representan un peligro si se los penetra durante la perforación. Por otra parte, existen otros sólidos, como las parafinas, que pueden provocar bloqueos en las tuberías, que es necesario prevenir. La industria petrolera debe desarrollar soluciones para estos y muchos otros problemas en aras de garantizar la seguridad y la eficiencia de las operaciones en aguas profundas. En algunos casos, la solución consistirá en una nueva herramienta o una técnica completamente nueva, mientras que en otros, la aplicación innovadora de una tecnología ya existente puede proporcionar la respuesta necesaria. En este artículo se describen algunos de los métodos nuevos ya probados y otras soluciones potenciales que harán posible la continua expansión de las actividades de E&P en aguas más profundas. Excelencia en aguas profundas Los adelantos tecnológicos que se requieren para quebrar las barreras impuestas por los grandes océanos son de tal envergadura que no se pueden alcanzar en forma individual, o a través de una sola compañía. Tanto las compañías petroleras como las empresas de servicios, los contratistas de perforación, las instituciones académicas, los grupos gubernamentales y los fabricantes de equipos se encuentran empeñados en la búsqueda de soluciones. Algunas compañías petroleras establecen sus propios grupos de perforación especializados para supervisar las tareas de perforación en aguas profundas. Muchos operadores y contratistas forman consorcios industriales, iniciativas y proyectos conjuntos con el propósito de identificar las brechas tecnológicas y aunar sus conocimientos y recursos. A modo de ejemplo cabe mencionar: el consorcio Deepstar dirigido por Texaco en los EE.UU., PROCAP encabezado por Petrobras en Brasil, el Grupo Industrial Conjunto de las Márgenes del Atlántico (AMJIG, por sus siglas en Inglés) en el Reino Unido y el Programa Noruego de Aguas Profundas. Con el objeto de responder a la demanda de soluciones técnicas para la perforación en aguas profundas en el presente y en el futuro, Schlumberger creó el Centro de Excelencia en Aguas Profundas, un centro de soluciones dirigido por expertos que se encuentra basado en Houston, Texas, EE.UU. La misión de este centro consiste en realizar un esfuerzo cooperativo global en conjunto con la industria petrolera, tendiente a identificar y desarrollar las mejores soluciones efectivas en costos para hacer frente a los desafíos de las operaciones en aguas profundas. El Centro de Excelencia en Aguas Profundas ha definido métodos específicos para alcanzar estos objetivos. En primer lugar, la organización debe reconocer la existencia de aplicaciones exitosas dentro de los grupos de la compañía, dar prioridad a las necesidades de nuevas tecnologías y proponer soluciones técnicas a los centros de ingeniería y a los clientes. En segundo lugar, se deben establecer redes internas y externas para transferir conocimientos y proveer adiestramiento. Los expertos del Centro de Excelencia en Aguas Profundas manejan y promueven el desarrollo de soluciones en alguno de los cuatro dominios técnicos específicos: construcción de pozos, sistemas de completación, producción e intervención, y geología y geofísica (abajo). Estos están alineados con procesos de pozos críticos y con las estructuras actuales de las compañías. Por último, el centro también actúa como representante de Schlumberger en los proyectos conjuntos relacionados con aguas profundas para ayudar a poner en práctica los conocimientos adquiridos. Con el fin de superar una amplia variedad de obstáculos de E&P en aguas profundas se han formado varios proyectos industriales conjuntos (JIPs, por sus siglas en Inglés). Algunos de ellos se establecieron para investigar formas de reducir costos y operar con menor impacto sobre el medio ambiente, mientras que otros están diseñados para permitir el desarrollo de actividades en aguas más profundas: sin ellos, la industria petrolera no logrará desarrollar las reservas que se encuentran en aguas ultraprofundas. Centro de Excelencia en Aguas Profundas Construcción de Pozos Sistemas de Completación Producción e Intervención Geología y Geofísica Optimización de la perforación Tecnología del tubo ascendente Embarcaciones alternativas Fluidos de perforación Perforación direccional Tecnología de cementación Tecnologías de completación Sistemas para control de arenas Técnicas de disparo Pruebas de pozos Sistemas inteligentes Aislamiento zonal Equipamientos de producción Garantía de fluencia Aplicación de tubería flexible Sistemas de árboles submarinos Perforación direccional Tecnología de cementación Sistemas de producción Sistemas de intervención Embarcaciones de intervención Desarrollo completo del campo Sistemas de producción flotantes Sísmica marina y sísmica de pozo Evaluación de formaciones ultraprofundas Peligros geotécnicos de zonas someras Optimización del yacimiento Alianzas Otros Centros de Excelencia Centros de Investigación y Desarrollo Centros de Ingeniería de Productos e Ingeniería Submarina > Organización del Centro de Excelencia en Aguas Profundas. Este centro trabaja para identificar las deficiencias tecnológicas, priorizar las necesidades y facilitar el desarrollo de soluciones frente a los problemas de las operaciones en aguas profundas. Cuatro dominios técnicos se vinculan con otros sectores de la organización Schlumberger para transferir conocimientos. Verano de

10 > Tecnologías de perforación en aguas profundas: convencional (izquierda) y con levantamiento submarino del lodo (derecha). En la perforación convencional, el peso de la columna de lodo en el tubo ascendente a menudo es demasiado elevado para perforar sin provocar fracturas en las formaciones débiles. La tecnología de levantamiento submarino del lodo permite aislar el lodo y bombearlo de regreso a la superficie fuera del tubo ascendente para aliviar la carga, lo cual permite continuar con la perforación sin llegar a fracturar la formación. Convencional Levantamiento Submarino del Lodo Proyectos industriales conjuntos de perforación Un JIP es un proyecto para diseñar un nuevo método de perforación y construcción de pozos en aguas profundas con un número mínimo de sartas de revestimiento, para poder alcanzar los objetivos geológicos profundos con un hoyo cuyo tamaño permita la producción de hidrocarburos con altas tasas de flujo. En el Golfo de México y en las cuencas de las zonas marinas de Africa Occidental, las altas tasas de deposición provocan la rápida acumulación de sedimentos, que alcanzan profundidades considerables sin llegar a compactarse o desalojar el agua acumulada en los poros. En estas formaciones débiles y no consolidadas, las presiones de poro son elevadas y, para contener el avance de los fluidos de formación, se utilizan lodos de perforación pesados. Sin embargo, las presiones de fracturación son bajas; debido a la gran distancia existente entre el equipo de perforación y la formación se crea una columna de lodo tan pesada en la sarta de perforación y en el tubo ascendente, que el peso del lodo fractura la formación a menos que se haya colocado un revestidor. En las porciones superiores del pozo se colocan varias sartas de revestimiento, por lo que se reduce el número de columnas disponibles para subsanar posibles contingencias que se pueden encontrar a mayor profundidad, como por ejemplo zonas de pérdidas de circulación, formaciones sobrepresurizadas y otros incidentes relacionados con el control de los pozos. En este tipo de formaciones, un pozo situado en aguas profundas podría costar más de 50 millones de dólares y aún así no alcanzar su objetivo. En 1996, 22 compañías constituyeron un JIP con el fin de eliminar el efecto de la profundidad del agua en la planificación y la perforación de los pozos de aguas profundas. El grupo determinó que la solución más viable implicaba reducir el peso del lodo sobre la formación cambiando el sistema de retorno del lodo a la superficie (arriba a la derecha). El JIP Subsea Mudlift Drilling (levantamiento submarino del lodo de perforación), que actualmente está integrado por representantes de Conoco, Chevron, Texaco, BP Amoco, Diamond Gradiente único de presión Profundidades de los revestidores Profundidad Tubo marino ascendente Sarta de perforación Lodo en el tubo ascendente y en la sarta de perforación Profundidades de los revestidores Presión hidrostática submarina Gradiente de presión 1 Gradiente de presión 2 < Perforación convencional con gradiente único; requiere varias sartas de revestimiento. Cuando el margen entre la presión de poro y la presión de fractura es pequeño, la perforación convencional, con su gradiente de presión tomado a partir del nivel del mar, requiere frecuentes incrementos de la densidad del lodo, además de columnas de revestimiento adicionales para evitar las fracturaciones. Presión Presión hidrostática del lodo convencional Presión de poro Retorno del lodo a la superficie Tubo marino ascendente Lodo en la sarta de perforación Sarta de perforación Agua de mar en el tubo ascendente Profundidades de los revestidores Presión de fractura 6 Oilfield Review

11 Offshore, Global Marine, Schlumberger y Hydril, se encuentra abocado al desarrollo de esta tecnología que, según lo planificado, estará disponible para la industria en el año En la perforación convencional, la columna de lodo se extiende desde el equipo de perforación hasta el fondo del pozo y forma un gradiente único de presión de lodo (página anterior, abajo). Para disminuir la carga en el tubo ascendente se reemplaza el gradiente único de presión por un sistema de gradiente doble: un gradiente de presión hidrostática actúa desde el equipo de perforación hasta el lecho del mar, que en algunos casos se denomina nivel del lodo, mientras que un nuevo gradiente de presión más elevado actúa desde el nivel del lodo hasta el fondo del hueco. En el sistema de gradiente doble, los gradientes de fractura, de la presión de poro y de presión de lodo tienen como nivel de referencia el nivel del lodo en lugar del equipo de perforación (abajo). La disminución de la presión del lodo en el hoyo puede permitir el ahorro de hasta cuatro columnas de revestimiento en el diseño del pozo (derecha). La tecnología del gradiente doble hace posible que cualquier pozo, cualquiera sea la profundidad del agua, alcance su objetivo en el yacimiento con un hoyo de pulgadas de diámetro. Los pozos de gran diámetro que se pueden perforar gracias a la perforación con levantamiento submarino del lodo podrán completarse con tuberías de producción de 7 pulgadas de diámetro hasta el nivel del lodo, con lo cual muchos pozos pueden alcanzar su máxima Profundidades del revestidor Profundidad Presión hidrostática submarina Presión Convencional < Perforación con gradiente doble y con menor número de sartas de revestimiento. Debido a que los gradientes de la presión de poro, de fractura y de lodo tienen como plano de referencia el nivel del lodo (lecho marino) en lugar del nivel del mar, este sistema de perforación permite construir el pozo con éxito utilizando menor cantidad de columnas de perforación, incluso en los casos en que existe un estrecho margen entre la presión de poro y la presión de fractura / /4 9 5 /8 7 5 /8 > El uso del método del gradiente doble requiere una menor cantidad de sartas de revestimiento y permite un revestidor de completación de mayor diámetro. El menor número de sartas de revestimiento utilizado en la perforación en aguas profundas con gradiente doble (derecha) comparado con la perforación convencional (izquierda) permite disminuir costos y posibilita el uso de una tubería de producción de mayor diámetro en el fondo del pozo, con la cual se obtiene mayor productividad. Presión hidrostática del lodo con gradiente doble Presión de poro Presión de fractura Tamaño del revestidor en pulgadas Tubería de 5 1 /2 pulgadas Gradiente Doble /8 9 5 /8 Tamaño del revestidor en pulgadas Tubería de 7 pulgadas tasa de flujo potencial. Por otra parte, este mayor tamaño del hoyo permitirá adicionar pozos horizontales o tramos laterales múltiples, necesarios para optimizar el drenaje del yacimiento. En consecuencia, será necesario perforar un menor número de pozos para drenar un yacimiento en forma adecuada, con lo cual se logra una reducción considerable en las erogaciones de capital destinadas al desarrollo del campo, además de un incremento en la recuperación final. Debido a la menor presión del lodo, también disminuyen los problemas de pérdidas de circulación. El JIP estima que estos beneficios pueden implicar ahorros de entre 5 y 15 millones de dólares por pozo. Existen varios métodos para reducir el peso del lodo en el tubo ascendente de perforación. El JIP de levantamiento submarino del lodo de perforación está desarrollando un sistema con dos componentes principales. En primer lugar, un divergente rotativo submarino aisla el fluido que se encuentra en el tubo ascendente con respecto al pozo y desvía el fluido de perforación (de retorno) desde la base del tubo ascendente al segundo componente clave, una bomba de levantamiento de lodo. Esta bomba dirige el lodo de regreso al equipo de perforación por medio de una línea de flujo aislada del tubo ascendente e impide que la presión hidrostática del lodo en la línea de retorno se transmita al hoyo. El diseño del sistema y las pruebas de campo preliminares se llevarán a cabo durante el año 2000 y principios del 2001, después de lo cual se realizarán pruebas en aguas profundas a escala natural. El sistema comercial será construido en Verano de

12 el año 2001 y probado en el 2002, con lo cual quedará abierto el camino para iniciar la perforación en cientos de parcelas situadas en aguas profundas. Otros JIPs tratan de resolver el mismo problema por otros medios. Desde 1996, Shell E&P subvenciona el desarrollo de un sistema de bombeo submarino que alcanza un gradiente doble con tecnología existente en los casos en que resulta posible. 8 Este proyecto, en el que han participado diversas compañías, incluyendo FMC Kongsberg, Alcatel, Centrilift, Dril-Quip y Robicon, consiste en la separación submarina de los recortes de mayor tamaño de manera que se puedan utilizar bombas electrosumergibles para transportar el lodo a la superficie, mientras que los recortes remanentes se dejan sobre el lecho del mar. Procesamiento sísmico Perfil de velocidad interválica Carga de datos del proyecto Datos sísmicos Registros de pozos vecinos Datos de perforación de pozos vecinos Datos de calibración Densidades del lodo Reventones, pérdidas Presiones de RFT y/o MDT Predicción de la presión de poro Perfil de la presión de poro Datos ingresados al plan del pozo Puntos de asentamiento de los revestidores Densidad del lodo Riesgos Nuevos datos requeridos Registros en tiempo real Registros de pruebas de velocidad Perfilaje durante la perforación (rayos gamma, ISONIC, datos de presión) Revisión del plan del pozo Predicción de las presiones En las cuencas sedimentarias típicas, las formaciones se compactan a medida que se produce el enterramiento. Los fluidos que se encuentran en los poros son expulsados, los sedimentos se compactan para formar rocas consolidadas y la presión de poro aumenta hidrostáticamente con la profundidad. En el caso de las cuencas con altas tasas de deposición, como el Golfo de México, los fluidos excedentes pueden quedar atrapados en los sedimentos de baja permeabilidad mientras continúan enterrándose. Estas formaciones se vuelven subcompactadas y se desarrolla una sobrepresión o presión de poro superior a la hidrostática. En las zonas con sobrepresión, la porosidad de la roca o alguna medición de un parámetro sensible a la porosidad, como el tiempo Procesamiento de datos Edición previa al procesamiento Estratigrafía mecánica Esfuerzo de sobrecarga V p, Perfil de resistividad Relación tiempo-profundidad Modelo de esfuerzos Gradiente de fractura > Secuencia de tareas para la predicción de la presión de poro. Por medio de datos, presiones y registros sísmicos, los ingenieros desarrollan una predicción inicial de la presión de poro y un modelo de esfuerzos, que a su vez sirven para perfeccionar la planificación del pozo. La información adquirida en tiempo real durante la perforación permite actualizar la planificación del pozo. de tránsito o la resistividad de la formación, se desvía con respecto a su tendencia normal de compactación. Estas zonas sobrepresionadas pueden resultar peligrosas durante la perforación, ya que si no se detectan pueden provocar amagos de reventón (o brotes imprevistos) y requieren un número adicional de sartas de revestimiento para mantener el peso del lodo dentro de la diferencia admitida entre la presión de poro y el gradiente de fractura. Para poder construir pozos en aguas profundas en forma segura y económica, resulta imprescindible tener un conocimiento acabado de las presiones de poro. Antes de la perforación, la presión de poro se puede calcular a partir de otros elementos, tales como las velocidades sísmicas locales, la experiencia en perforación, las densidades del lodo y las mediciones sónicas y de resistividad obtenidas en pozos cercanos. 9 La validez de las predicciones de la presión dependerá de la calidad de los datos ingresados, de la eficacia del método empleado para calcularla y de la calibración con respecto a las presiones medidas. Si bien no se realiza en forma habitual, para perfeccionar el modelo de la presión de poro se lo puede actualizar con datos de calibración locales derivados de observaciones de perforación, de registros obtenidos durante la perforación y de perfiles sísmicos verticales, generados a partir de fuentes de superficie o de la mecha de perforación como fuente acústica (izquierda) Furlow W: Shell Moves Forward with Dual Gradient Deepwater Drilling Solution, Offshore 60, no. 3 (Marzo de 2000): 54, Referencias selectas sobre estimación de la presión de poro: Bowers GL: Pore Pressure Estimation from Velocity Data: Accounting for Pore-Pressure Mechanisms Besides Undercompaction, SPE Drilling and Completion 10, no. 2 (Junio de 1995): Dutta NC: Pressure Prediction from Seismic Data: Implication for Seal Distribution and Hydrocarbon Exploration and Exploitation in Deepwater Gulf of Mexico, in Moller-Pedersen P and Koestler AG (eds): Hydrocarbon Seals: Importance for Exploration and Production, Publicación especial de NPF, no. 7. Singapur: Elsevier Science, Eaton BA: The Equation for Geopressure Prediction from Well Logs, artículo de la SPE 5544, presentado en la Reunión Anual del Otoño de la SPE, Dallas, Texas, EE.UU., Septiembre 28-Octubre 1, Hottman CE y Johnson RK: Estimation of Formation Pressures from Log-Derived Shale Properties, Journal of Petroleum Technology 16, no. 6 (Junio de 1965): Pennebaker ES: Seismic Data Indicate Depth, Magnitude of Abnormal Pressures, World Oil 166, no. 7 (Junio de 1968): Armstrong P y Nutt L: Drilling Optimization Using Drill-Bit Seismic in the Deepwater Gulf of Mexico, artículo de las IADC/SPE 59222, presentado en la Conferencia de Perforación de las IADC/SPE, Nueva Orleáns, Luisiana, EE.UU., Febrero 23-25, Oilfield Review

13 Este método resultó de fundamental importancia para el éxito de un proyecto de perforación con tres pozos realizado recientemente en el Golfo de México para la Corporación EEX. El primer pozo comenzó a perforarse con una predicción preliminar de la presión de poro que se debía actualizar durante el proceso de perforación. La predicción fue actualizada y calibrada con información derivada de amagos de reventón. En el segundo pozo, se aplicó la nueva técnica de predicción de la presión de poro. Mediante registros sónicos, de resistividad y de pesos de lodo, y la experiencia en perforación adquirida en un pozo vecino fue posible crear el modelo preliminar de la presión de poro. Se esperaba que el nuevo pozo encontrara la misma composición geológica que el pozo vecino, pero que la capa de sal que el otro pozo encontró cerca de los 1980 m [6500 pies] se alcanzaría sólo a profundidades mucho mayores. En los datos del registro sónico del pozo vecino aparece una tendencia normal de compactación hasta alrededor de 2440 m [8000 pies], donde se penetra una zona de presión más elevada que la normal (abajo). La presión de poro prevista a partir de los datos sónicos puede calibrarse con respecto a las presiones reales medidas durante la perforación; se produjo un amago de reventón a los 1520 m [5000 pies] donde la presión de poro superó el peso del lodo de perforación. A continuación, la perforación continuó con sobrepresión, con el lodo más pesado que lo necesario. Se realizó un pronóstico similar de la presión de poro a partir de los datos de resistividad. Cuando se aplican estas predicciones de la presión de poro en zonas de sal tectónicamente activas se corre el riesgo de que las mediciones realizadas en la locación del pozo vecino no representen la geología que atraviesa el nuevo pozo, en especial en las secciones más profundas con mayor posibilidad de presencia de sal. El único tipo de información común a los dos sitios es la velocidad interválica derivada del procesamiento de la línea sísmica de superficie que vincula los dos pozos. Si bien las velocidades interválicas derivadas de la sísmica producen una predicción de la presión de poro de resolución mucho menor, sirven para definir tanto una tendencia normal de compactación como una tendencia de presión prevista para justificar las predicciones realizadas a partir de otras mediciones. Profundidad, pies 0 Gradiente de sobrecarga Tendencia normal de compactación Peso del lodo de pozos vecinos Tendencia normal de compactación Resistividad ohm-m Presión de poro (sísmica) Tiempo de tránsito Puntos de resistividad Tendencia normal de compactación (µseg/pie) ohm-m Presión de poro (resistividad) Tendencia de la porosidad Tendencia de la porosidad Velocidad interválica sísmica Presión de poro (sónico) 40 derivada del tiempo de tránsito 300 0,1 derivada de la resistividad pie/seg lbm/gal Amago de reventón > Datos obtenidos en pozos vecinos correspondientes a las predicciones de presión de poro. Tanto los datos sónicos, como las mediciones de resistividad y las velocidades sísmicas muestran tendencias normales de compactación a niveles someros pero se desvían a medida que aumenta la profundidad. Los tres tipos de datos conducen a predicciones de la presión de poro comparables que se calibran con las presiones reales cuando las densidades del lodo no resultan suficientes para prevenir amagos de reventones (rombo negro en la pista 4). Verano de

14 Las velocidades interválicas derivadas de la sísmica sobre la nueva locación del pozo, junto con los pronósticos derivados de registros del pozo vecino, ayudan a construir la predicción final de la presión de poro previa a la perforación (derecha). Las presiones de poro derivadas de la sísmica indican un rango de seguridad en la densidad del lodo que disminuye con la profundidad; menos de 2 lbm/gal [0,24 g/cm 3 ] a la profundidad objetivo de 6100 m [ pies]. En los tres pozos, las presiones de poro obtenidas utilizando el método de calibración de Schlumberger se ajustaron a las presiones de poro encontradas en el pozo. En la perforación de cada pozo se contó con los servicios de un ingeniero del grupo PERFORM (Desempeño Mediante el Manejo de Riesgos) de Schlumberger, que monitoreaba el proceso de perforación con mediciones obtenidas durante la perforación y contribuyó a actualizar el plan del pozo. 11 Refinación de las predicciones de presión antes de la perforación Como se comprueba en los ejemplos anteriores, los datos de los pozos vecinos pueden generar una predicción de la presión de poro de alta resolución. Sin embargo, existen casos en que la predicción puede no coincidir en las cercanías del pozo nuevo. Si bien la información de la presión de poro proveniente de las velocidades interválicas derivadas de la sísmica ofrece una mayor cobertura areal, estas mediciones presentan varias desventajas. En primer lugar, no tienen una Profundidad, pies Tendencia normal de compactación Velocidad interválica sísmica pie/seg Gradiente de sobrecarga Peso del lodo del pozo vecino Presión de poro (sísmica) Presión de poro (resistividad) Presión de poro (sónico) 0 lbm/gal 20 < Predicción convencional de la presión de poro basada en las velocidades de apilamiento (izquierda) comparada con otra basada en inversión tomográfica (derecha). La predicción inicial tiene resolución inferior, un menor rango de presiones y está suavizada lateralmente. La predicción refinada muestra detalles más precisos del subsuelo geológico. > Tendencia normal observada en las velocidades interválicas derivadas de la sísmica (pista 1) y predicciones finales de la presión de poro antes de la perforación (pista 2) para la nueva locación del pozo. Predicción convencional de la presión de poro Predicción de la presión de poro en base a la tomografía 16 Profundidad, km 0, ,5 3 3, Distancia, km Distancia, km , , , ,5 10 9,5 9 Presión de poro, lbm/gal Profundidad, km 0,5 1 1,5 2 2,5 3 3, Distancia, km Distancia, km Presión de poro, lbm/gal 10 Oilfield Review

15 resolución suficiente para producir predicciones de la presión de poro adecuadas para la planificación de los pozos. Además, no son velocidades de tiempo de tránsito físico, sino que se derivan de las velocidades de apilamiento, que no son más que subproductos del procesamiento de los datos sísmicos cuyas unidades son de distancia divididas por tiempo. Pueden corresponder a las velocidades sísmicas reales cuando el subsuelo comprende capas planas y homogéneas. Sin embargo, cada valor de velocidad representa un promedio sobre la extensión espacial de la fuente sísmica y los receptores utilizados; promedio que por lo general alcanza hasta 8 km [5 millas] en aguas profundas. Por otra parte, las velocidades internas no son representativas de las velocidades reales del subsuelo en los casos en que existen capas con buzamientos, variaciones laterales de velocidad o presión, o cambios en el espesor de las capas, que son precisamente las circunstancias en las cuales no convendría confiar en los datos provenientes de los registros de los pozos vecinos y se tendería a utilizar los datos sísmicos para pronosticar la presión de poro. Los geofísicos de Schlumberger han desarrollado un método físico para obtener velocidades significativas a partir de datos sísmicos 3D y pronosticar presiones de poro previo a la perforación con una mayor resolución. 12 Esta técnica se denomina inversión tomográfica e incorpora un proceso automatizado que utiliza todos los patrones del tiempo de tránsito en los datos sísmicos registrados para producir un modelo de velocidad con variación lateral y, de esa forma, una mejor predicción de la presión de poro (página anterior, abajo). Este método ha sido probado en un proyecto de pozo en aguas profundas para la compañía EEX en el Golfo de México. Se reprocesó un levantamiento sísmico marino 2D existente utilizando inversión tomográfica, con el cual se generó un modelo de velocidad mejorado para su transformación a presión de poro (derecha). El modelo de velocidad resultante presenta detalles suficientes para derivar una predicción precisa de la presión de poro al sur del pozo vecino. Una trayectoria de perforación entre los dos cuerpos de sal que aparecen en la línea sísmica podría encontrar una zona prevista de baja velocidad, lo cual puede indicar sobrepresión. La extensión espacial de esta anomalía no se encuentra bien definida por la imagen de velocidad de apilamiento. Sin embargo, la mejor resolución de las velocidades basadas en la tomografía permiten realizar una estimación más confiable de la presión de poro con anterioridad a la perforación (próxima página, arriba). Velocidad interválica derivada del apilamiento Profundidad, km 0,5 1,0 1,5 2,0 2,5 3,0 3,5 4,0 4, Distancia, km Velocidad interválica derivada de la tomografía Profundidad, km 0,5 1,0 1,5 2,0 2,5 3,0 3,5 4,0 4, Distancia, km > Modelos de velocidad sobre pozos existentes y locaciones de pozos propuestas. Las velocidades interválicas derivadas de velocidades de apilamiento (arriba) aparentemente no se corresponden con la interpretación geológica de la línea sísmica. La interpretación se dibuja como líneas finas sobre la imagen. El modelo de velocidad mejorado construido utilizando la inversión tomográfica (abajo) corresponde a las características de la sal presente en el subsuelo interpretadas en la sección sísmica y contiene suficientes detalles como para producir un pronóstico preciso de la presión de poro. 11. Aldred W, Plumb D, Bradford I, Cook J, Gholkar V, Cousins L, Minton R, Fuller J, Goraya S y Tucker D: Manejo del riesgo de la perforación, Oilfield Review 11, no. 2 (Verano de 1999): Sayers CM, Johnson GM y Denyer G: Predrill Pore Pressure Prediction Using Seismic Data, artículo de las IADC/SPE 59122, presentado en la Conferencia de Perforación de las IADC/SPE, Nueva Orleáns, Luisiana, EE.UU., Febrero 23-25, Velocidad, m/seg Velocidad, m/seg Verano de

16 La ubicación propuesta para el pozo se encuentra en las inmediaciones de la zona de baja velocidad, y el pronóstico de la presión de poro muestra un salto que se corresponde con la presión medida alrededor de 2320 m [7600 pies] (próxima página, arriba). Las presiones de poro pronosticadas coinciden con los pesos reales del lodo utilizados desde ese punto para perforar el pozo. Soluciones de perforación en aguas profundas El proceso de construcción de pozos en aguas profundas puede traer aparejados otros problemas. Los siguientes ejemplos ilustran algunas de las últimas soluciones desarrolladas. Estabilidad del hoyo El enfriamiento del fluido de perforación en el tubo ascendente puede provocar el aumento de la viscosidad del lodo y de la resistencia del gel, además de grandes pérdidas de presión por fricción. Estos factores aumentan la Zona A Zona B Zona C 10 Profundidad, pies Gradiente de sobrecarga, lbm/gal Estimación de la presión de poro derivada de la resistividad, lbm/gal Amago de reventón Densidad de circulación equivalente, lbm/gal Estimación de la presión de poro derivada de la sísmica, lbm/gal Amago de reventón Distancia, m > Pronóstico de la presión de poro en dos dimensiones previo a la perforación, desarrollado a partir de un modelo de velocidad basado en la tomografía. 17 Revestidor, pulg /8 113/4 9 5/8 Presión de poro, lbm/gal probabilidad de que se produzcan problemas de pérdidas de circulación, por lo cual los ingenieros de perforación deben tomar las medidas necesarias para evitar exceder las presiones de fractura de la formación. La medición de la presión anular en tiempo real durante la perforación ayuda a monitorear la densidad de circulación equivalente del lodo (ECD, por sus siglas en Inglés), lo que les permite a los perforadores mantenerse dentro del limitado rango de estabilidad propio de muchos hoyos en aguas profundas. La densidad de circulación equivalente es el peso efectivo del lodo a una profundidad dada creada por la combinación de las presiones hidrostáticas y dinámicas. El monitoreo en tiempo real de la presión anular durante la perforación contribuyó en la construcción de un pozo en aguas profundas en el Golfo de México (izquierda). 13 La densidad del lodo se encontraba justo por debajo de la presión de poro prevista a partir de las velocidades interválicas derivadas de la sísmica cuando se produjo un amago de reventón en la Zona A. Se incrementó la densidad del lodo para controlar el pozo y se colocó un revestidor de pulgadas. Las dos secciones siguientes del hoyo se perforaron sin problemas, y luego se produjo otro amago de reventón en la Zona B, por lo cual se colocó un revestidor de pulgadas para permitir un nuevo incremento de la densidad del lodo > Mediciones de la presión anular obtenidas en tiempo real durante la perforación que indican cuándo la densidad de circulación equivalente (ECD) comienza a caer fuera del margen entre la presión de poro y la presión de fractura. Cuando la ECD es demasiado baja, la presión de poro provoca amagos de reventón. Al aumentar la densidad del lodo se puede controlar el pozo, pero si el margen entre ambas presiones es estrecho, se debe colocar un revestidor para acomodar el lodo más pesado. 7 5/8 13. Aldred W, Cook J, Bern P, Carpenter B, Hutchinson M, Lovell J, Rezmer-Cooper I y Leder PC: Using Downhole Annular Pressure Measurements to Improve Drilling Performance, Oilfield Review 10, no. 4 (Invierno de 1998): Servicios de Manejo de Minerales, Departamento del Interior de los EE.UU., y wtrflow.html 15. Alberty M: Cost Analysis of SWF Preventative, Remedial Measures in Deepwater Drilling, Offshore 60, no. 1 (Enero de 2000): 58, 60, 62, Aldred et al, referencia Oilfield Review

17 Profundidad, pies Predicciones de sobrepresión Gradiente del esfuerzo de sobrecarga de diversas técnicas: adquisición de mediciones durante la perforación, colocación de un revestidor adicional, perforación de hoyos pilotos, utilización de un tubo ascendente y bombeado de cementos especiales. Las mediciones realizadas durante la perforación que, por cierto, constituyen el método menos costoso, permiten identificar las zonas con influjo de agua apenas se encuentran. Los operadores han comenzado a utilizar mediciones de presión anular en tiempo real para detectar las zonas de influjo de agua. Se puede mencionar como ejemplo un caso en aguas profundas del Golfo de México, donde se pudo identificar una zona con entrada de agua por medio de registros de rayos gamma, resistividad y presión anular obtenidos durante la perforación (abajo). 16 El salto observado en la densidad de circulación equivalente indicaba la posibilidad de una entrada de sólidos. Se confirmó la existencia de un flujo de agua en forma visual, por medio de una videocámara ubicada en el lecho del mar y operada en forma remota. Para controlar el flujo, se incrementó la densidad del lodo y se continuó con la perforación. En los próximos metros se detectaron zonas con entradas similares, todas las cuales se pudieron contener sin problemas. Gracias a las mediciones en tiempo real, que permitieron advertir la entrada de agua en forma inmediata, se logró continuar la perforación hasta la profundidad planificada. Cementación en aguas profundas Las entradas de agua también presentan problemas durante las operaciones de cementación. La entrada de agua puede impedir la solidificación del cemento, con lo cual se pone en peligro la integridad del pozo. Un consorcio de aguas profundas integrado por Schlumberger y otras com Gradiente de presión, lbm/gal > Presiones de poro pronosticadas en las inmediaciones de la locación propuesta para el pozo y la zona de baja velocidad indicada en el modelo de velocidad sísmica. El pronóstico muestra un aumento de la presión aproximadamente a los 2320 m [7600 pies]. Tasa de penetración Resistividad de Presión del espacio anular cambio de fase 500 pie/hr 0 0 ohm-m lpc 3000 Rayos gamma 0 API Profundidad, m Resistividad de cambio de fase Temperatura del espacio anular 0 ohm-m 2 50 F 100 Resistividad de atenuación Densidad de circulación equivalente ohm-m 10 8 lbm/gal 9 El lodo más pesado superó la presión de sobrecarga y se produjo cierta pérdida de circulación en la Zona C, pero a partir de ese momento la perforación continuó sin problemas. Zonas con flujo de agua A partir de 1987, se han registrado flujos peligrosos de agua en 60 bloques de parcelas en el Golfo de México, que comprenden 45 campos de petróleo y gas. 14 Se trata de formaciones con presiones anómalas que, por lo general, están constituidas por arenas atrapadas en bloques de fallas que sufren rápidos procesos de hundimiento y rotación o en canales retrabajados y sellados por arcillas impermeables. Los flujos de agua se han encontrado entre 244 y 1680 m [800 a 5500 pies] de profundidad por debajo del lecho marino. El flujo puede contener gas y puede desarrollar hidratos de gas sólidos en los equipos instalados en el fondo del mar y alrededor de los mismos. Si no se controla, puede provocar el derrumbe de la formación y si fuera muy severo, podría provocar la pérdida del pozo. Los agrandamientos del pozo pueden debilitar el revestidor o tubería de conducción, que constituye el principal soporte estructural del pozo. La industria petrolera invierte un promedio de 1,6 millones de dólares en cada pozo de aguas profundas para la prevención o corrección de los problemas relacionados con los influjos de zonas someras. 15 Para ello se utiliza una combinación A B-superior B-inferior C D X000 X100 X200 X300 X400 X500 X600 X700 X800 X900 Entrada de agua Entrada de agua > Identificación de zonas con flujo de agua en pozos de aguas profundas por medio de mediciones de la presión anular adquiridas durante la perforación. Los datos obtenidos durante la perforación permitieron identificar tres zonas A, B y D (resaltadas en azul claro). En todos los casos, el aumento de la densidad del lodo permitió controlar el flujo y continuar la perforación hasta alcanzar la profundidad total planificada. Entrada de agua Verano de

18 Cemento convencional 68 Cemento DeepCRETE Tiempo de fraguado, hr > El cemento DeepCRETE fragua con mayor rapidez y permite controlar el flujo de agua y ahorrar tiempo del equipo de perforación. En este ejemplo correspondiente a una zona de aguas profundas en las costas de Africa, un cemento convencional superó el gradiente de fractura en el lecho marino y tardó 68 horas para fraguar. El cemento DeepCRETE, una lechada menos densa, fraguó en 11 horas y no fracturó la formación. AFRICA GUINEA ECUATORIAL GABON CAMERUN CONGO NAMIBIA ZAIRE ANGOLA pañías petroleras trató de desarrollar una fórmula de cemento especial para pozos de aguas profundas, que fuera capaz de resistir el flujo de agua pero que al mismo tiempo fuera lo suficientemente liviano para no provocar fracturas en las formaciones débiles. La clave consistía en encontrar un cemento con un tiempo de transición corto el período en que pasa del estado líquido al sólido para minimizar el intervalo durante el cual la resistencia es demasiado baja para resistir el flujo de agua. La solución fue utilizar una lechada nitrogenada para aguas profundas que muestra un ángulo recto en la carta del consistómetro (RAS, por sus siglas en Inglés). Este cemento presenta un tiempo de transición corto y desarrolla rápidamente una alta resistencia a la compresión, por lo cual impide que el flujo de agua penetre el sello del cemento. Como la lechada tiene una fase gaseosa, la densidad del cemento se puede modificar mediante la inyección de nitrógeno durante el mezclado, para crear una lechada liviana que no provoque fracturas en las formaciones profundas y débiles. El cemento RAS ha permitido detener el flujo de agua y realizar exitosas tareas de cementación en más de 50 pozos situados en aguas profundas, incluso en casos con profundidades récord. Entre ellos se encuentra la cementación de las sartas de conducción y de superficie del pozo #1 de Chevron Atwater 18 a 2352 m [7718 pies] de profundidad bajo el nivel del mar en el Golfo de México. El cemento gasificado requiere el aporte de nitrógeno, equipos especializados para inyectarlo y un equipo de trabajo responsable de la cementación capacitado para el uso de los mismos, todo lo cual puede resultar difícil de coordinar en un equipo de perforación de aguas profundas. Además del cemento gasificado, existe la tecnología DeepCRETE, que ha sido desarrollada para este tipo de pozos de aguas profundas. El cemento DeepCRETE se endurece rápidamente incluso a temperaturas bajas de hasta 4 C [39 F], con lo cual se reduce el tiempo de espera para el fraguado del cemento. 17 Los operadores que trabajan en la zonas marinas de Angola, Africa, reconocen que el uso del cemento DeepCRETE les permitió ahorrar importantes sumas de dinero en la construcción de pozos en áreas de aguas profundas, en los cuales las bajas temperaturas prolongan los tiempos de fraguado del cemento > Zona marina de Angola, donde se estima que la producción de pozos situados en aguas profundas alcanzará los 1,38 millones de bpd en cinco años. 17. Boisnault JM, Guillot D, Bourahla B, Tirlia T, Dahl T, Holmes C, Raiturkar AM, Maroy P, Moffett C, Mejia GP, Martinez IR, Revil P y Roemer R: Concrete Developments in Cement Technology, Oilfield Review 11, no. 1 (Primavera de 1999): Kuito Kicks off for Angola, Offshore Engineer 24, no. 10 (Octubre de 1999): Oilfield Review

19 Profundidad, m AIT 90 AIT 60 AIT 30 AIT 10 Resistividad de cambio de fase del CDR Rayos gamma Resistividad de atenuación del CDR 0 API 150 0,2 ohm-m 2000 X050 X100 X150 X200 > Comparación entre registros obtenidos durante la perforación con la herramienta de Resistividad Dual Compensada CDR y registros operados a cable adquiridos con la herramienta de Imágenes de Inducción AIT. Las curvas AIT registradas después de una pérdida importante de lodo presentan indicaciones de alteraciones y fracturación entre X050 y X130 m. Sin embargo, el orden de las curvas, con valores de resistividad más elevados en las mediciones de mayor profundidad de investigación, no parecen propios de una invasión de lodo a base de petróleo. y los cementos comunes sufren pérdidas de circulación debido al bajo gradiente de fractura de la zona. En un caso en que se utilizó un cemento convencional en un pozo cuya temperatura de circulación en el fondo era de 12 C [54 F], los 1,89 g/cm 3 [15,8 lbm/gal] de la lechada superaron el gradiente de fractura en el lecho marino. El tiempo de fraguado necesario para desarrollar una resistencia a la compresión de 500 lpc [3,4 Mpa] fue de 68 horas. En el segundo caso, en que se utilizó el cemento DeepCRETE, la lechada de 1,5g/cm 3 [12,5 lbm/gal] de densidad fraguó en 11 horas, sin ningún indicio de pérdidas de cemento por fracturación (página previa, arriba). La reducción de 57 horas de tiempo de equipo de perforación significó una disminución de los costos de $ Evaluación de yacimientos Las dificultades de la construcción de pozos en aguas profundas vuelven a manifestarse más adelante como problemas que dificultan la evaluación de las formaciones. Los bajos gradientes de fractura y las zonas con entrada de agua provocan agrandamientos en el pozo y cementación inadecuada, con lo cual se crean condiciones adversas para el perfilaje de los huecos. Las mediciones durante la perforación (LWD) permiten obtener información útil para la evaluación de las formaciones antes de que se deterioren las condiciones del hoyo. Esta técnica ha dado resultados positivos en las zonas marinas de Angola, que es un mercado en rápido crecimiento, donde se proyecta que la producción en aguas profundas alcance 1,38 millones bpd [ m 3 /d] hacia el año 2005 (página previa, abajo). 18 En un pozo perforado a 1200 m [3940 pies] de profundidad bajo el nivel del mar en las costas de Angola, se obtuvieron mediciones con la herramienta de Resistividad Dual Compensada CDR para determinar los puntos de extracción de núcleos y las necesidades de revestimiento (izquierda). Después de perforar varios cientos de metros en el yacimiento con lodo a base de petróleo (OBM, por sus siglas en Inglés), se produjeron importantes pérdidas de lodo y se creyó que las mismas se habían originado en el fondo del hoyo. Siete días más tarde, cuando la pérdida total de lodo era de 300 m 3, se realizaron mediciones con el conjunto de herramientas de Imágenes de Inducción AIT, las cuales mostraron una respuesta del registro completamente diferente entre aproximadamente X050 y X130 m, en comparación con los resultados previos de la herramienta CDR. El aumento de los valores en los registros de resistividad indicaba que la sección de lutitas había sufrido alteraciones y, posiblemente, había sido fracturada por el OBM. Verano de

20 Resistividad de la lutita, 0,5 ohm-m < Modelado teórico de la respuesta del AIT frente a la fractura inclinada. El software de modelado teórico INFORM mostró que una fractura con buzamiento (echado) de 75 podía reproducir el orden observado en las curvas del AIT AIT-H, ohm-m cm Resistividad de la fractura, 1000 ohm-m Angulo relativo = 75 Curvas del AIT AT90 AT60 AT30 AT20 AT10 Construcción de pozos productivos Para poder alcanzar una producción óptima de hidrocarburos de los pozos de aguas profundas, es necesario prestar especial atención al mantenimiento de las condiciones de flujo. La garantía de fluencia constituye un esfuerzo multidisciplinario que comprende distintos aspectos, desde la deposición de asfaltenos y la formación de hidratos hasta las propiedades de fluencia de los hidrocarburos y la confiabilidad de la línea de flujo. Cualquier problema potencial que pudiera dificultar el flujo de hidrocarburos desde el yacimiento hacia la embarcación o la tubería de producción se incluye dentro del rubro de garantía de fluencia. En las zonas marinas de Brasil, como en otras zonas, el diseño de los desarrollos de yacimientos situados bajo aguas profundas se ha visto limitado por las presiones de los yacimientos, ya que de ellas dependía la distancia aceptable 0, Desplazamiento desde la fractura, cm < Area marina de Brasil; sitio en donde se llevó a cabo la prueba con una bomba electrosumergible para su uso en aguas profundas. En el pasado se han documentado otros casos similares, si bien no es tan habitual que el uso de OBM provoque la inversión observada en el orden de las curvas obtenidas con la herramienta AIT. En este caso, las lecturas de resistividad profunda del AIT presentan valores superiores a las lecturas someras. Para comprender estos resultados, los ingenieros de Schlumberger simularon la formación, la fractura y las mediciones utilizando el software de modelado teórico INFORM. Con el fin de encontrar las condiciones bajo las cuales podría producirse la inversión observada en las curvas AIT, se hicieron pruebas con distintas aperturas de fractura y diferentes ángulos relativos de intersección con el hoyo (arriba). El modelo INFORM mostró que cuando el buzamiento (echado) de la fractura se encontraba a 75 se podía reproducir el orden observado en las mediciones del AIT. Campos B R AMERICA DEL SUR A S Carapeba I L Campos Vermelho Pargo Albacora Marlim Roncador Albacora Este 19. Mendonça JE: Electrical-Submersible-Pump Installation in a Deepwater Offshore Brazil Well, Journal of Petroleum Technology 50, no. 4 (Abril de 1998): Mendonça JE: Deepwater Installation of an Electrical Submersible Pump in Campos Basin, Brazil, artículo de la OTC 8474, presentado en la OTC de 1997, Houston, Texas, EE.UU., Mayo 5-6, Reda ha instalado el 100% de las bombas electrosumergibles de todo el mundo. 100 m 400 m 1000 m 2000 m Marlim Sur 16 Oilfield Review