Transporte de herramientas en pozo abierto y entubado

Transcripción

1 Transporte de herramientas en pozo abierto y entubado La productividad de los pozos puede mejorarse considerablemente mediante la perforación de pozos de alto ángulo o el direccionamiento de los pozos hacia múltiples objetivos. En estos pozos, los métodos tradicionales de transporte de herramientas para las operaciones de evaluación, remediación e intervención han dejado de ser prácticos. En respuesta a los desafíos que plantean los pozos con trayectorias complejas, las compañías de servicios han desarrollado numerosas innovaciones para el acceso y la evaluación de estos pozos complicados. Matthew Billingham Roissy-en-France, Francia Ahmed M. El-Toukhy Perth, Australia Occidental, Australia Mohamed K. Hashem Saudi Aramco Dhahran, Arabia Saudita Mohamed Hassaan Doha, Qatar María Lorente Todor Sheiretov Sugar Land, Texas, EUA Matthew Loth Clamart, Francia Traducción del artículo publicado en, Verano de 211: 23, no. 2. Copyright 211 Schlumberger. Blue Streak, EcoScope, FMI, Litho-Density, MaxTRAC, Multi Express, SFL, TLC y TuffTRAC son marcas de Schlumberger. IntelliServ es una marca de National Oilwell Varco. 1. Drilling and Production Outlook. Spears & Associates: Tulsa (Junio de 211): Para obtener más información sobre las prácticas de perforación de pozos horizontales, consulte: Bennetzen B, Fuller J, Isevcan E, Krepp T, Meehan R, Mohammed N, Poupeau J-F y Sonowal K: Pozos de alcance extendido, 22, no. 3 (Marzo de 211): Es imposible empujar una cuerda. No pocos ingenieros especialistas en operaciones con herramientas operadas con cable pronunciaron con frustración esas palabras cuando las herramientas de adquisición de registros no lograron llegar hasta el fondo, especialmente en los pozos de alto ángulo. Pero el origen de esa frustración ha sido superado al menos en ciertos sentidos con la introducción de nuevos métodos de transporte de herramientas. Estos desarrollos posibilitan los procesos de evaluación, terminación y remediación no sólo en los pozos de alto ángulo sino también en los tramos horizontales largos, ambientes que previamente planteaban desafíos insuperables para los métodos tradicionales de adquisición de registros. En los días en que la mayoría de los pozos eran verticales, la bajada de las herramientas de adquisición de registros hasta la profundidad total y su extracción constituía una tarea relativamente sencilla. Un camión-guinche que contenía un tambor de cable bajaba las herramientas en el pozo y luego las recuperaba. Las herramientas eran llevadas hasta el fondo de un pozo por la fuerza de gravedad. El cable se utilizaba además para la comunicación con las herramientas, el suministro de energía y el envío de información sobre el ambiente de fondo de pozo hacia la superficie. Este método de operación de las herramientas era suficiente para la adquisición de registros en agujero descubierto, los procesos de evaluación en pozo entubado y la implementación de servicios mecánicos, lo que incluía las operaciones de disparos. Pero hoy en día, la fuerza de gravedad no es la única alternativa para transportar las herramientas hasta el fondo del pozo, y los cables no constituyen el único medio de transmisión de los datos a la superficie; los métodos de transporte de herramientas, transmisión de datos y despliegue de equipos son abundantes. Este cambio de técnicas y metodologías se ha producido en gran parte para satisfacer las necesidades de los pozos perforados con altos ángulos. Si bien la profundidad total (TD) fue alguna vez el punto más profundo del subsuelo alcanzado por un pozo, la profundidad medida de los pozos horizontales a menudo excede significativamente su profundidad vertical verdadera (TVD). En el año 21, se perforaron más de 16 pozos horizontales en todo el mundo. 1 Esta cifra no incluye otros miles de pozos perforados direccionalmente para alcanzar objetivos alejados del punto de entrada en la superficie o para acceder a múltiples zonas separadas por grandes distancias laterales. Con la tecnología de nuestros días, los ingenieros de perforación pueden crear geometrías de pozos tan complejas que el emplazamiento de las herramientas de fondo de pozo en una formación de interés se convierte en un verdadero desafío. Estos pozos requieren datos de evaluación mientras son perforados y además requerirán alguna forma de acceder al yacimiento para las operaciones futuras de evaluación e intervención. 2 2

2 Cable eléctrico Tubería flexible Herramientas de adquisición de registros en la columna de perforación Tractor de fondo de pozo Adquisición de registros durante la perforación Volumen 23, no. 2 21

3 Con el fin de abordar las dificultades que plantean los pozos con trayectorias complejas se han desarrollado varias tecnologías. Mientras que en el pasado, la consideración fundamental era simplemente qué herramientas correr, hoy los ingenieros también deben contemplar cómo evaluar, acceder y ejecutar las operaciones de remediación de manera óptima a lo largo de toda la vida productiva del pozo. Afortunadamente, la dependencia restrictiva con respecto a la fuerza de gravedad para transportar las herramientas de adquisición de registros adosadas a un cable ha sido reemplazada por una batería de métodos, equipos y técnicas en proceso de expansión. Los petrofísicos e ingenieros hoy cuentan con muchas posibilidades. Este artículo analiza algunos de estos métodos y además examina las tecnologías recién introducidas, que ofrecen mayor flexibilidad en cuanto a las alternativas de adquisición de datos. Acceso al fondo del pozo La operación de herramientas implica algo más que los mecanismos de bajada y extracción hasta y desde el fondo del pozo. Su objetivo más amplio es el abordaje de los desafíos que plantean los ambientes de los pozos. Estos desafíos incluyen el despliegue de herramientas en la superficie, la superación de las fuerzas de fricción, la ejecución de maniobras para superar obstáculos y la adaptación a las condiciones imprevistas de fondo de pozo. La flexibilidad y la adaptabilidad son factores importantes que los ingenieros consideran a la hora de desplegar las herramientas en el fondo del pozo, pero la elección de las herramientas impone el método de operación. Los métodos de operación pueden dividirse en dos tipos básicos: operación con cable y operación con tubería (derecha). Dentro de ambas categorías, existen variaciones y soluciones híbridas que combinan los elementos de las otras. Los diversos métodos conllevan ventajas comparativas, fortalezas y debilidades, de manera que raramente existe una solución perfecta. Las herramientas operadas con cable cuentan con una larga trayectoria. El primer registro eléctrico, adquirido en el campo Pechelbronn de Alsacia, Francia, el 5 de septiembre de 1927, fue corrido con cable. El instrumento de prospección se bajó en el pozo a lo largo de 3 m [98 pies], y las mediciones obtenidas en el subsuelo fueron representadas gráficamente a mano a medida que la herramienta era recuperada lentamente mediante un guinche de operación manual (próxima página, arriba a la derecha). A lo largo de los 5 años siguientes, la industria de adquisición de registros se mantuvo atada a un cable, si bien las herramientas de adquisición evolucionaron para Transporte con tubería Transporte con tubería y cable eléctrico Transporte con cable eléctrico Transporte con cable eléctrico con ayuda de la fuerza de gravedad Tractores de fondo de pozo Bombeo de herramientas Línea de acero Transporte con tubería flexible Columna de perforación combinada con cable eléctrico Columna de perforación; LWD Columna de perforación; inalámbrico Ventajas Se adecua tanto a los servicios de evaluación de formaciones como a los servicios de producción La selección más amplia de herramientas Rápido Compatibles con la operación con cable eléctrico, línea de acero y tubería flexible Máxima eficiencia operacional para las intervenciones en pozos horizontales Requieren un número mínimo de personal de campo Alto índice de éxito Alta eficiencia operacional Bajo costo La mayor eficiencia operacional de todos los métodos de operación Bajo costo Se adecua a una variedad de servicios de adquisición de registros, estimulación, disparos y mecánicos Alto índice de éxito Capacidad para acceder a pozos horizontales y pozos desviados Máximo índice de éxito en condiciones complicadas Independiente de la fuerza de gravedad Soporta la mayoría de las herramientas convencionales de evaluación de formaciones Presión y temperatura de trabajo máximas Mantiene el control del pozo Máxima probabilidad de éxito en condiciones complejas Independiente de la fuerza de gravedad Mantiene el control del pozo Alto índice de éxito en condiciones difíciles Independiente de la fuerza de gravedad Máxima eficiencia entre los métodos de transporte con la columna de perforación Mantiene el control del pozo > Métodos de transporte de herramientas. incluir mediciones extremadamente complejas que demandan altas velocidades de transmisión de datos. 3 Las unidades de superficie utilizadas para el proceso de adquisición también se están volviendo cada vez más sofisticadas. Pero el panorama del proceso de adquisición de registros de pozos experimentó su transformación más asombrosa en la década de 198, con la introducción de las herramientas de adquisición de registros durante la perforación (LWD). Las herramientas LWD forman SUMMER parte 11 integrante del arreglo de fondo de Conveyance pozo (BHA). Fig. En los Table 1 primeros tiempos, las mediciones ORSUM11-CONVY eran bastante Table 1 básicas ya que incluían mediciones de resistividad y rayos gamma, y posteriormente mediciones de porosidad. Las herramientas se comunican mediante una serie de pulsos de presión transmitidos a través del lodo de perforación en circulación para dirigir los comandos hacia el fondo del Desventajas Dependiente de la fuerza de gravedad Vulnerable a las irregularidades del pozo No se adecuan a todos los pozos Básicamente para operación en pozo entubado Riesgos de recuperación con las intervenciones en pozos horizontales Equipo de fondo de pozo de costo elevado Requiere un trayecto de retorno o salida para el fluido Aplicabilidad limitada Básicamente para intervención en pozo entubado Dependiente de la fuerza de gravedad Prestaciones limitadas de la herramienta Básicamente para intervención en pozo entubado y en pozo productor Alcance limitado debido a la flexión helicoidal Huella y requerimientos de cuadrillas considerables en comparación con otros métodos de intervención No se adecua a pozos productores Consume mucho tiempo Alcance limitado en condiciones muy difíciles No se adecua a herramientas frágiles Complicaciones debidas a la presencia del cable de adquisición de registros No se adecua a pozos entubados o intervenciones en pozos productores Costoso Selección más reducida de herramientas en comparación con el cable eléctrico Prestación limitada de la herramienta Tiempo de adquisición de registros limitado Relativamente lento Equipo de fondo de pozo de costo elevado pozo y enviar los datos a la superficie. Estos pulsos de presión se encuentran codificados con datos sobre las condiciones del pozo, el estado del BHA y las formaciones que penetró la barrena. Mediante la tecnología de transmisión de pulsos a través del lodo, los datos se transmiten a velocidades que son varios órdenes de magnitud más bajas que las alcanzadas con los cables eléctricos; pero, dado el tiempo requerido para las operaciones de perforación, en general este método demostró ser satisfactorio. Existen además otros métodos de transmisión disponibles; por ejemplo, la telemetría electromagnética que se utiliza como alternativa a la telemetría de transmisión de pulsos a través del lodo en las operaciones de perforación con aire o espuma. Y, más recientemente, se introdujo la columna de perforación cableada, que puede enviar datos utilizando un cable de transmisión empotrado. 22

4 La columna de perforación cableada promete proveer altas velocidades de transmisión de datos: 57 bits por segundo, respecto de los 1 bits por segundo de la telemetría de pulsos a través del lodo. Actualmente existen sistemas de transmisión comerciales, tales como la Red de Banda Ancha IntelliServ, si bien esta tecnología aún tiene que reemplazar a la tecnología de transmisión de pulsos a través del lodo como método preferido de las compañías de servicios y los operadores. Cualquiera sea el método utilizado, la capacidad para adquirir datos en tiempo real cerca de la barrena no sólo ofrece un substituto del proceso de adquisición de registros con cable, sino que además ha generado una revolución en la aplicación de los sistemas de perforación rotativa direccional, que ha originado una nueva era de perforación de pozos horizontales y de alcance extendido. 4 Mediante la utilización de la información en tiempo real provista por las herramientas LWD, los perforadores de pozos direccionales pueden orientar y guiar la barrena hasta objetivos específicos en forma remota y efectuar correcciones precisas en la trayectoria del pozo. Cuando las trayectorias de los pozos pasaron de verticales a horizontales, los datos LWD en muchos casos suplantaron al proceso tradicional de adquisición de registros con cable para la evaluación de formaciones. Mientras tanto, la calidad y el alcance de los datos LWD mejoraron y ahora se dispone de las prestaciones de herramientas sofisticadas durante la perforación. Por ejemplo, el servicio LWD multifuncional EcoScope ofrece mediciones de resistividad, porosidad, densidad azimutal, calibrador ultrasónico, espectroscopía de captura de neutrones y rayos gamma azimutales en una sola herramienta compacta (derecha) Para obtener más información sobre los avances de los sistemas de adquisición de registros con cable, consulte: Alden M, Arif F, Billingham M, Grønnerød N, Harvey S, Richards ME y West C: Sistemas avanzados de operación de herramientas en el fondo del pozo, 16, no. 3 (Invierno de 24/25): Para obtener más información sobre los sistemas de perforación rotativa direccional, consulte: Williams M: Un nuevo giro en la perforación rotativa direccional, 16, no. 1 (Verano de 24): Japan Oil, Gas and Metals National Corporation (JOGMEC), antes Japan National Oil Corporation (JNOC), y Schlumberger colaboraron en un proyecto de investigación para desarrollar la tecnología LWD que reduce la necesidad de utilizar fuentes químicas tradicionales. Diseñado en torno al generador de neutrones pulsados (PNG), el servicio EcoScope utiliza la tecnología resultante de esta colaboración. La herramienta PNG y la serie de mediciones integrales en un solo collarín son los componentes clave del servicio EcoScope que provee tecnología LWD que cambió la naturaleza de las mediciones. > El nacimiento de una industria. La primera operación de adquisición de registros en la que se utilizó un guinche manual similar al exhibido, se llevó a cabo en el año 1927 en el campo Pechelbronn de Alsacia, en Francia. Mediante la utilización de un tambor de cable que contenía un cable conductor, los operadores bajaron un instrumento de prospección en el pozo y registraron las mediciones de resistividad en la superficie. Los datos representados gráficamente a mano fueron mostrados en función de la profundidad, y el primer registro de pozo se tradujo en el lanzamiento de una nueva industria. Presión anular durante la perforación Rayos gamma naturales azimutales Densidad azimutal y factor fotoeléctrico Impactos y Oilfield vibraciones Review triaxiales SUMMER 11 Conveyance Fig. 1 ORSUM11-CONVY 1 Inclinación Porosidad Sigma Espectroscopía Densidad-neutrón-rayos gamma Calibrador ultrasónico Resistividad 2 MHz y 4 khz > Herramientas de adquisición de registros durante la perforación. El servicio LWD multifuncional EcoScope es un reflejo de los avances que han tenido lugar en materia de servicios de adquisición de registros operados con la columna de perforación. Esta herramienta compacta proporciona las mediciones básicas de un registro triple combo adquirido con cable eléctrico resistividad, porosidad-densidad, porosidad-neutrón y rayos gamma además de la herramienta de espectroscopía de captura de neutrones. Mediante la utilización de los neutrones producidos por un generador de neutrones pulsados (PNG), la herramienta de espectroscopía de captura provee información crucial sobre la litología y la mineralogía. Se adquieren datos de evaluación de formaciones al igual que información sobre las operaciones de perforación que incluyen impactos, vibraciones, presión anular durante la perforación e inclinación de la herramienta. Volumen 23, no. 2 23

5 Columna de perforación Adaptador de entrada lateral del cable (CSES) Cable de adquisición de registros dentro de la columna de perforación Cable de adquisición de registros fuera de la columna de perforación > Condiciones complejas de adquisición de registros. Antes de que las herramientas LWD estuvieran ampliamente disponibles, el sistema TLC bajaba las herramientas operadas con cable mediante la columna de perforación. Las herramientas de adquisición de registros se fijan a la columna de perforación utilizando un adaptador con un conector húmedo. Las herramientas se bajan en el pozo hasta el extremo inferior de la tubería de revestimiento, y un conector de acoplamiento, fijado al cable de adquisición de registros, se enrosca a través de un adaptador de entrada lateral y se bombea por la columna de perforación hasta que engancha el conector de fondo de pozo. Una vez establecidas la comunicación y la transmisión de energía, las herramientas se introducen en el agujero descubierto y se empujan para ser desplegadas en el fondo del pozo. Dado que el cable queda expuesto por encima del adaptador de entrada lateral, no se lo deja salir del extremo inferior de la tubería de revestimiento por temor a que se dañe, y se deben adoptar recaudos extremos durante la bajada en el pozo para evitar su aplastamiento. Las herramientas de adquisición de registros, que se encuentran en el extremo de la columna de perforación, también corren el riesgo de ser dañadas en el agujero descubierto. La mayoría de las herramientas de adquisición de registros con cable pueden ser corridas utilizando este sistema. Camión de adquisición de registros Zapata de la tubería de revestimiento Adaptador de conexión húmeda En lugar de una fuente radioactiva química para los neutrones, la herramienta utiliza un generador de neutrones pulsados propulsado por una turbina, que es impulsada por el lodo en circulación. Además, la herramienta incluye una diversidad de sensores que proveen información para mejorar las operaciones de perforación. Las compañías de adquisición de registros pueden proveer servicios de avanzada, tales como los servicios de adquisición de registros sísmicos, acústicos y de resonancia magnética nuclear durante la perforación. Las mediciones de presión y los procesos de muestreo, que por mucho tiempo pertenecieron al dominio exclusivo de la adquisición de registros con cable, ahora también pueden llevarse a cabo con herramientas LWD. No obstante, los ingenieros que desarrollan programas de evaluación de registros, tienen algo más que considerar que la tecnología de las mediciones a la hora de decidir qué servicios correr. Por ejemplo, los límites de temperatura y presión por lo general son más bajos para las herramientas LWD. Y existen limitaciones de tamaño porque las herramientas LWD están diseñadas para rangos específicos de diámetros de pozos, en tanto que las herramientas con cable pueden ser utilizadas en un rango mucho más amplio. Además, existen costos más elevados asociados con el despliegue de los SUMMER 11 Conveyance Fig. 3 ORSUM11-CONVY 3 Configuración del cable de adquisición de registros en el CSES Grampa del cable Ensamble de sellos Válvula de retención Sarta de adquisición de registros Tramo horizontal de agujero descubierto equipos LWD por períodos de tiempo prolongados, durante el proceso de perforación, en comparación con la adquisición de registros con herramientas operadas con cable. Si bien la brecha existente entre las prestaciones de las herramientas operadas con cable y herramientas LWD continúa estrechándose, existen algunos servicios de los que no se dispone durante la perforación. Éstos son los servicios de transmisión de datos a alta velocidad, tales como el generador de imágenes microeléctricas de cobertura total FMI, las herramientas que requieren mucha energía, tales como las herramientas de extracción de núcleos laterales (muestras de pared, testigos laterales), y otras tecnologías que todavía tienen que migrar a las plataformas LWD. Tarde o temprano, el equipo de perforación es desplazado para perforar el pozo siguiente, y las herramientas LWD ya no pueden ser utilizadas para la transmisión de datos. Aunque estuvieran disponibles, las herramientas LWD no fueron desarrolladas para proveer servicios en pozo entubado. Las herramientas operadas con cable son necesarias para evaluar y acceder al yacimiento, si bien su transferencia hasta el fondo de los pozos horizontales y de alto ángulo es problemática. Por consiguiente, se han desarrollado medios de operación alternativos para el despliegue de estas herramientas. Sujeción o corte del cable Los perforadores pueden sortear los pozos de alto ángulo y con trayectorias complejas porque la columna de perforación es rígida y pesada. Esto no sucede con las herramientas adosadas al extremo de un cable. En el pasado, cuando no era posible alcanzar la TD con las herramientas de adquisición de registros debido a las condiciones de los pozos, los ingenieros desarrollaron y probaron diversos métodos para pasar por alto las obstrucciones. Los operadores soldaron cadenas al extremo inferior de las herramientas con la esperanza de que la cadena se enganchara y acumulara en un reborde y finalmente cayera y arrastrara la herramienta hacia el fondo del pozo. Para facilitar el movimiento de las herramientas se desarrollaron barras de pesas, ruedas de reducción de la fricción y rodillos. Los ingenieros de Schlumberger diseñaron incluso una nariz articulada de fondo de pozo que podía ser manipulada desde la superficie para localizar el trayecto del pozo cuando las herramientas quedaban detenidas en los rebordes o cuando el pozo exhibía derrumbes considerables. Estos intentos para superar los problemas asociados con la geometría y las irregularidades del pozo normalmente experimentaban un éxito limitado. 24

6 Antes del despliegue Conexión a la columna de perforación Eyector Cabezal de despliegue Herramientas Multi Express Alojamientos concéntricos Receptor y zapata Después del despliegue Receptor y zapata Cabezal de despliegue Herramientas Multi Express > Sistema de transporte de herramientas de adquisición de registros. Las herramientas de adquisición de registros especiales pueden ser transportadas en el interior de un transportador de protección y bajarse en el pozo con la columna de perforación (izquierda). Una vez que llegan a la profundidad deseada, las herramientas son eyectadas a través del extremo inferior de la columna de perforación (derecha). Luego, las herramientas adquieren los datos que se almacenan en la memoria a medida que la columna de perforación se extrae del pozo. En la superficie, los datos se leen y se fusionan con un registro de referencia de tiempo-profundidad. A partir de los Oilfield datos fusionados Review se generan registros convencionales SUMMER 11 basados en la profundidad. Las Conveyance herramientas Fig. 4deben poseer diámetros pequeños ORSUM11-CONVY para alojarse 4en el transportador; por ejemplo, el servicio Multi Express de pulgadas provee una sarta de herramientas de tipo triple combo, además de una opción de herramienta sónica. Este sistema de operación con transportador permite la circulación del fluido y la rotación de la tubería durante la bajada en el pozo y durante la adquisición de registros. No obstante, antes de la aceptación generalizada de las herramientas LWD, existían métodos para bajar las herramientas convencionales de adquisición de registros en agujero descubierto, en el extremo de la columna de perforación. Uno de esos métodos era el sistema de adquisición de registros en condiciones difíciles TLC. Las herramientas de adquisición de registros, sin el cable, se adosaban al extremo de la columna de perforación y se empujaban hasta el extremo inferior de la tubería de revestimiento. A continuación, por el interior de la tubería se bombeaba un conector especialmente diseñado, fijado al cable de adquisición de registros (página anterior). Un dispositivo de conexión bajo presión se enganchaba con la sarta de herramientas de fondo de pozo para proporcionar energía y comunicación a las herramientas. Luego, la columna de perforación empujaba las herramientas hacia el interior del agujero descubierto y hasta el fondo del pozo. Una técnica modificada, la técnica de adquisición de registros durante las operaciones de pesca (LWF), utiliza un concepto similar al del sistema TLC. En caso de que una herramienta convencional de adquisición de registros con cable quede atascada en el pozo durante el proceso de adquisición de registros, se ejecuta una operación de pesca de tipo corte y roscado para enganchar la herramienta atascada con una cuña en espiral (arpón) fijada al extremo de la columna de perforación. El cable cortado se vuelve a conectar en la superficie para suministrar energía y comunicación a las herramientas de fondo de pozo, y luego se adquieren los datos a medida que se extraen la tubería y las herramientas. Esta operación ha sido ejecutada en momentos en que se necesitaban datos cruciales, pero las condiciones del pozo hacían imposible la adquisición de registros. Tanto el método TLC como el método LWF siguen siendo utilizados en nuestros días ya que ofrecen la capacidad para adquirir información cuya obtención no sería factible de otro modo. No obstante, el proceso de bajada en el pozo y adquisición de registros puede ser lento. El punto más significativo es quizás que el operador posee poco control sobre las herramientas en el extremo de la columna de perforación durante las operaciones TLC. Los perforadores también deben adoptar recaudos para evitar dañar el cable de adquisición de registros expuesto y las herramientas durante la bajada de estos elementos en el pozo. En comparación con la columna de perforación y los BHA, las herramientas de adquisición de registros relativamente frágiles pueden ser aplastadas o dañadas con facilidad. Los ingenieros diseñaron hardware especializados y equipos de protección como accesorios para proteger las herramientas, pero persiste el riesgo asociado con el empuje de las herramientas expuestas a través del agujero descubierto. Incluso con el hardware de protección, las herramientas de adquisición de registros en agujero descubierto pueden encontrarse con salientes, secciones obturadas de agujero descubierto, pozos con derrumbes considerables, que hacen imposible el empuje de las herramientas hasta el fondo del pozo. Los perforadores a menudo intentan rotar la tubería para sortear las obstrucciones, lo cual no es una opción cuando las herramientas acompañan operaciones TLC. Recientemente, se ha desarrollado una adaptación del concepto de TLC, que utiliza la columna de perforación para operar las herramientas de adquisición de registros. Las diferencias fundamentales son que las herramientas se encuentran protegidas dentro de un transportador durante la bajada en el pozo y no se requiere ningún cable de adquisición de registros (izquierda). Una vez que la sarta de perforación llega a la profundidad de registración, el ingeniero de campo utiliza un mecanismo de eyección para desplegar las herramientas alimentadas por batería. Extendidas por debajo del extremo inferior de la columna de perforación, estas herramientas adquieren datos de fondo de pozo, que se guardan en la memoria de la herramienta a medida que la columna de perforación se extrae del pozo. Durante la recuperación, se registra el movimiento de la tubería en función del tiempo. En la superficie, los datos del fondo del pozo basados en el tiempo son recuperados con una computadora portátil y luego se fusionan con los datos de profundidad, a partir del movimiento de la tubería, para generar registros de profundidad convencionales. No se requiere el uso de camiones de adquisición de registros. Dado que son desplegadas en el interior de la columna de perforación, las herramientas deben tener un diámetro más pequeño que el del equipo de adquisición de registros convencional. La plataforma de evaluación de formaciones Multi Express para múltiples bajadas en pozos de diámetro reducido, recientemente introducida, es un ejemplo de un conjunto de herramientas que pueden ser desplegadas utilizando el transportador de protección de la columna de perforación. Con un diámetro de 2 1 /4 pulgadas [5,7 cm], estas herramientas caben en el transportador de 5 pulgadas [12,7 cm] de diámetro externo (OD) con un huelgo suficiente para la circulación de lodo en el fondo del pozo. Volumen 23, no. 2 25

7 Herramienta de telemetría neutrón rayos gamma Longitud, 3,1 m [1,2 pies], peso 33,1 kg [73 lbm] Herramienta Litho-Density Longitud 3,1 m [1,3 pies], peso 4,8 kg [9 lbm] Herramienta sónica Longitud 4,3 m [14,4 pies], peso 4,8 kg Herramienta de audio-temperatura Longitud 2, m [6,5 pies], peso 2,4 kg [45 lbm] Herramienta de resistividad de enfoque esférico Longitud 3,8 m [12,5 pies], peso 3,4 kg [67 lbm] Herramienta de resistividad de inducción Longitud 4,9 m [16, pies], peso 4,8 kg > Plataforma Multi Express. La plataforma compacta y liviana Multi Express ofrece herramientas de rayos gamma neutrón (termal y epitermal), Litho-Density, sónicas, de audio-temperatura, de resistividad de enfoque esférico y de resistividad de inducción. La herramienta sónica incluye una opción para la adquisición de registros de evaluación de la adherencia del cemento y el cartucho telemétrico incluye un collar de la tubería de revestimiento. La capacidad de circulación es una característica importante para la bajada de la columna de perforación en el pozo, especialmente en las secciones largas de agujero descubierto horizontal, en las que es posible que se acumulen recortes de perforación. La plataforma Express incluye herramientas de inducción, Litho-Density, de porosidad-neutrón termal y epitermal, y herramientas acústicas de arreglo (arriba). La herramienta de inducción adquiere datos en dos profundidades de investigación resistividad profunda y resistividad media y una sección opcional de la herramienta puede adquirir datos de resistividad someros de enfoque esférico SFL. La herramienta de densidad está provista de un patín articulado y un calibrador para proporcionar un contacto efectivo con el pozo. La sección compacta de telemetría-neutrón-rayos gamma puede adquirir datos de porosidad-neutrón termal y epitermal e incluye un localizador de collares de la tubería de revestimiento para la correlación en profundidad, que puede ser utilizado con el proceso de adquisición de registros de adherencia del cemento. La herramienta sónica puede ser corrida en modo de agujero descubierto para la adquisición de datos sónicos con la herramienta compensada por los efectos del pozo o en modo de pozo entubado para la adquisición de registros de adherencia del cemento. Durante el desarrollo de esta plataforma de herramientas, los ingenieros se enfocaron en la minimización de la longitud y el peso de las herramientas. Una sarta de herramientas de tipo triple combo herramientas de inducción, densidad y neutrón consta de tres dispositivos de aproximadamente 3 m [1 pies] cada uno y su longitud total es de 9,75 m [32 pies] cuando se encuentra completamente armada. También puede incluirse la SUMMER 11 herramienta Conveyance sónica de 4,3 Fig. m 5[14,4 pies]. La familia de herramientas ORSUM11-CONVY Multi Express 5 fue diseñada para ser manipulada por una persona; la herramienta más pesada pesa 4,8 kg [9 lbm]. Las herramientas Multi Express son ideales para registrar pozos pequeños, pozos someros y agujeros rellenos de aire. La plataforma incluye las herramientas mencionadas precedentemente y además una herramienta de audio-temperatura, que proporciona mediciones importantes en pozos de metano en capas de carbón y en pozos someros de gas en areniscas compactas perforados con aire. Estos tipos de pozos pueden ser difíciles de evaluar con las unidades de adquisición de registros convencionales porque los pozos poseen localizaciones de perforación pequeñas y los equipos de perforación se desplazan rápidamente de una localización de pozo a otra. Los ingenieros especialistas en adquisición de registros pueden acceder a los pozos tanto para adquirir registros en agujero descubierto como para obtener registros de adherencia del cemento, utilizando camiones de adquisición de registros adecuados con mástiles integrados, tales como la unidad de alta eficiencia Blue Streak (próxima página, arriba). Cuando los ingenieros utilizan estas unidades pequeñas y autónomas de adquisición de registros, no se requieren equipos de perforación y de reparación de pozos. En general, se utilizan monocables cables de adquisición de registros con un solo conductor en lugar de los cables multiconductores que son comunes con los sistemas convencionales de herramientas de adquisición de registros. Con la opción de grabación en memoria, las herramientas Multi Express también pueden ser corridas con cables que no poseen conductores. Esto agrega la capacidad de utilizar unidades con línea de acero para la adquisición de registros en agujero descubierto, si bien con este método no existe ninguna lectura en la superficie. La adquisi- 26

8 ción y la calidad de los datos son confirmados una vez que las herramientas vuelven a la superficie y se recupera la información almacenada en memoria. > Sistema de transporte de herramientas. El camión de adquisición de registros Blue Streak es una unidad autónoma con su propio mástil, cable y sistema de adquisición. Las unidades de adquisición de registros en agujero descubierto convencionales normalmente utilizan cables grandes con múltiples conductores para proporcionar la energía, controlar las herramientas de fondo de pozo y adquirir datos derivados de los registros. Las herramientas Multi Express pueden ser corridas con un cable monoconductor más pequeño, lo que posibilita el uso de un malacate y un tambor de menores dimensiones. El modo de adquisición de registros almacenados en la memoria de las herramientas Multi Express, utilizado con el método de transporte con la columna de perforación, también puede ser empleado con las unidades de línea de acero (inserto), lo que permite la adquisición de registros sin necesidad de que se suministre energía en la superficie. Equipo de suministro de energía Cabina de control SUMMER 11 Conveyance Fig. 6 ORSUM11-CONVY 6 Carrete de la tubería Cabezal del inyector > Unidad de tubería flexible (TF). Una unidad de TF consta de cuatro componentes básicos: un carrete para almacenar y transportar la tubería flexible (cuyo diámetro oscila entre 1 pulgada y 3,25 pulgadas), un cabezal de inyector diseñado para guiar la TF hacia el fondo del pozo y recuperarla, una cabina de control y un equipo de suministro de energía. La tubería puede incluir un cable monoconductor para las operaciones de disparos y de adquisición de registros con herramientas operadas con cable. Herramientas inteligentes El método de transporte de las herramientas en el extremo de la tubería no se limita a las operaciones LWD y TLC; los métodos de transporte con tubería incluyen además los procesos de adquisición de registros con tubería flexible (TF) (abajo, a la izquierda). Este sistema comprobado de despliegue de las herramientas, introducido a mediados de la década de 198, se utiliza a menudo para la adquisición de registros de producción (PL) y las operaciones de disparos. Las unidades de TF pueden incluir un cable dentro de la tubería para suministrar energía a las herramientas de fondo de pozo y transmitir las mediciones obtenidas en tiempo real a la superficie. En ausencia de un cable integrado, la adquisición de registros puede llevarse a cabo en modo de almacenamiento en memoria utilizando herramientas que recopilan datos para su recuperación una vez que vuelven a la superficie. Los disparos, como las operaciones de disparos convencionales con pistolas bajadas con tubería de producción (TCP), pueden iniciarse mediante la aplicación de presión en la superficie para activar las pistolas, pero el cable integrado proporciona mayor control y ofrece a los ingenieros la opción de enviar la energía desde la superficie para detonar las pistolas de manera secuencial. Uno de los principales factores restrictivos a la hora de utilizar TF es que deja de avanzar, o se inmoviliza, después de 9 m [3 pies] de sección horizontal. La inmovilización se produce porque la tubería adopta una forma helicoidal a medida que sale del carrete, lo que se traduce en un incremento de la fricción entre ésta y la tubería de revestimiento. Cuando las fuerzas de fricción alcanzan un punto crítico, se puede desplegar más tubería en el pozo, pero el extremo de la sarta no puede ser empujado a más profundidad. Para extender este límite, se pueden emplear diversas opciones: los enderezadores de la TF reducen la flexión residual y la fricción, el aprovisionamiento de la tubería con nitrógeno puede proporcionar flotabilidad adicional, los reductores de fricción pueden extender la longitud posible, y la tubería de mayor diámetro a menudo puede alcanzar una mayor profundidad pero requiere equipos de superficie mucho más grandes AL-Amer AA, AL-Dossary BA, AL-Furaidan YA y Hashem MK: Tractoring A New Era in Horizontal Logging for Ghawar Field, Saudi Arabia, artículo SPE 9326, presentado en la 14a Muestra y Conferencia del Petróleo y el Gas de Medio Oriente de la SPE, Manama, Bahrain, 12 al 15 de marzo de 25. Volumen 23, no. 2 27

9 Lado de bombeo Cable Sarta de tubería de producción Copa de suaveo Lado de retorno Herramienta de servicio Sarta de tubería de producción Tubería de revestimiento Tubería de revestimiento corta Herramienta PL (liner) ranurada de 7 pulgadas > Registro de producción en un pozo horizontal. Un registro de producción (PL) puede proveer un perfil de flujo de los pozos horizontales e identificar las zonas productivas. Pero en la década de 198, la bajada de las herramientas hasta la profundidad total (TD) en un pozo horizontal constituía un problema. En un esquema inicial se utilizó una terminación dual para hacer circular y producir el pozo a través de una de las sartas. La otra sarta se utilizó para bombear las herramientas hasta el fondo del pozo. A la herramienta se conectó una herramienta de servicio (cánula rígida) y se aplicó presión de fluido a las copas de suaveo situadas en el extremo superior de la cánula para proporcionar el movimiento. Si bien se adquirieron los datos necesarios, este tipo de operación no es factible en la mayoría de los pozos. (Adaptado de Joly et al, referencia 1.) Para el desarrollo del campo Chayvo, que es un campo marino con base en tierra firme situado en la Isla de Sakhalin en Rusia, ExxonMobil probó un tractor operado con TF y accionado hidráulicamente, con el fin de extender el alcance de las operaciones. 7 El campo se encuentra ubicado en el área marina, pero las instalaciones de perforación Zapata de la tubería de revestimiento Centralizadores y producción se sitúan en tierra firme. Para acceder a sus pozos, los ingenieros de ExxonMobil necesitaban incrementar el rango de la TF más allá del que era posible con el hardware existente. Si bien la mayor parte del equipo era equipo estándar para unidades de TF, los ingenieros implementaron varias modificaciones para dar cabida a un carrete de 1 67 m [35 6 pies] de tubería flexible de 2 3 /8 pulgadas de diámetro externo. Este tractor hidráulico operado con TF fue motorizado y controlado mediante la aplicación de presión diferencial entre la tubería de producción y el espacio anular. El arreglo se probó antes del inicio de la operación; resistió kg [9 7 lbm] de esfuerzo de tracción y desarrolló una velocidad de operación nominal de 29 m/h [95 pies/h]. Durante la operación, un pozo de m [ pies] fue registrado con éxito con las herramientas PL y se dispararon 32 m [1 5 pies] con pistolas de 8,57 cm [3 3 /8 pulgadas] para tubería de revestimiento. 8 Si bien la operación fue un éxito, los ingenieros descubrieron que el empleo de tubería flexible para las carreras frecuentes de las herramientas PL no era viable. El desgaste excesivo experimentado por la bobina, los costos elevados y la calidad pobre de los datos con tasas de flujo bajas condujo finalmente al abandono de la técnica de TF para la adquisición de registros PL en el campo. 9 Para las operaciones de rutina, la industria necesitaba una alternativa a la adquisición de registros con unidades de TF. La vuelta a la curva En el año 1988, Elf Aquitane lideró uno de los primeros intentos reconocidos para registrar un pozo horizontal entubado con herramientas PL. 1 El operador estaba desarrollando el proyecto piloto Rospo Mare en el área marina de Italia, para producir el petróleo viscoso entrampado en una formación cárstica. La compañía perforó tres pozos piloto: un pozo vertical, un pozo desviado de alto ángulo y un pozo horizontal. El pozo vertical y el pozo desviado penetraron aproximadamente 3 m [1 pies] de la formación. El pozo horizontal contactó más de 6 m [1 97 pies] del yacimiento. Ruedas SUMMER 11 Conveyance Fig. 8 ORSUM11-CONVY 8 Unidad de accionamiento continuo Unidad de accionamiento alternativo Bandas de rodamiento Diseño helicoidal Hidráulica Mecánica > Tipos de tractores. Las compañías de servicios han desarrollado muchas topologías diferentes para los tractores de fondo de pozo. Las unidades de accionamiento continuo (izquierda) están provistas de ruedas, bandas de rodamiento e incluso mecanismos de accionamiento de tipo helicoidal. Las unidades de movimiento alternativo (derecha) utilizan dispositivos de fijación e imitan el desplazamiento de las orugas con un movimiento de anclaje, extensión, desenganche y re-anclaje. 28

10 > El ascenso por el pozo. Los ingenieros diseñaron el mecanismo de sujeción alternativo del tractor MaxTRAC en base a los equipos de escalada de montañas. Las levas situadas en los brazos extendidos (inserto) rotan para ubicarse en su posición y se aferran al interior de la tubería de revestimiento o a la pared del pozo. Una vez que las levas se bloquean en forma segura, el tractor puede avanzar pero el movimiento de retroceso es casi imposible. La productividad sorprendentemente alta obtenida en el pozo horizontal respecto de la productividad de los pozos convencionales generó la necesidad apremiante de descubrir el mecanismo de drenaje. El conocimiento adecuado del perfil de producción incidiría significativamente en los planes de desarrollo futuros para el campo. Los ingenieros de Elf, en conjunto con el personal de operaciones de campo de Schlumberger, diseñaron un método elaborado para correr una herramienta PL a lo largo del intervalo productivo y generar un perfil de flujo. Se instaló una sarta de terminación de tubería dual para permitir la circulación del fluido en una sarta y hacer producir el pozo a través de la otra. Las herramientas PL se fijaron a una sección superior rígida una herramienta de servicio (cánula) provista de copas de suaveo para el movimiento (página anterior, arriba). La presión aplicada en SUMMER 11 el extremo superior de la herramienta Conveyance de servicio Fig. 1 hizo salir la herramienta por ORSUM11-CONVY la parte inferior de 1 la tubería hasta que alcanzó el extremo de la sección horizontal. Era necesario contar con una cánula de 6 m [1 97 pies] para asegurar que la herramienta PL alcanzara la TD, mientras el extremo superior de la cánula permanecía dentro de la tubería. Después de efectuar una carrera de prueba en un pozo de prueba horizontal en tierra, la técnica se aplicó con éxito en el pozo marino de Elf y proporcionó información esencial para el desarrollo posterior del campo. La naturaleza compleja del diseño requerido para correr la herramienta PL subraya los desafíos que implica ejecutar operaciones de evaluación, terminación y remediación de pozos con trayectorias horizontales y de alto ángulo. Pocos operadores se permiten el lujo de correr sartas de tubería duales sólo para adquirir registros de producción, pero a fines de la década de 198 no existían muchas alternativas. Esta carencia de opciones para acceder a los pozos horizontales fue abordada en un principio con la introducción de las unidades de TF cableadas. Como lo experimentó ExxonMobil en el campo Chayvo, la adquisición de registros PL con tubería flexible puede ser costosa, y la calidad de los datos puede deteriorarse. Los tractores de fondo de pozo operados con cable, desarrollados en la década de 199, constituyeron una alternativa con respecto a las unidades de TF y aportaron flexibilidad, eficiencia y ahorros de costos a las operaciones de evaluación en pozos entubados e intervención en pozos horizontales. Transcurridos 1 años luego del experimento de Elf de adquisición de registros con herramientas bombeadas, los operadores utilizaban tractores en forma rutinaria para la mayoría de las intervenciones de pozos horizontales y de alto ángulo. 11 El tiro de la cuerda Si bien se registraron algunos intentos previos, los tractores de fondo de pozo arribaron con éxito en el campo petrolero a mediados de la década de 199. En el año 1996, un dispositivo diseñado para acceder a los pozos horizontales ejecutó el primer servicio con tractor en un pozo de Noruega. 12 Desarrollados para efectuar intervenciones de pozos sin el alto costo asociado con los servicios de TF, los tractores de fondo de pozo modificaron de manera sustancial la forma en que los operadores del Mar del Norte planificaban y manejaban sus campos. 13 Antes del año 1996, las intervenciones se ejecutaban casi exclusivamente con unidades de TF. Para el año 29, aproximadamente un 8% de las intervenciones efectuadas por un operador habían adoptado los tractores operados con cable. 14 Esto no sólo redujo los costos, sino que además expandió tanto la frecuencia como el alcance de las intervenciones. Las compañías de servicios ofrecen una diversidad de tractores de fondo de pozo que incluyen tractores con ruedas rotativas, bandas de rodamiento motorizadas y diseños helicoidales (página anterior, abajo). En una versión derivada de estos sistemas, los ingenieros de Schlumberger desarrollaron un mecanismo de sujeción de movimiento alternativo para el sistema de tractor de fondo de pozo MaxTRAC (arriba, a la izquierda). 7. Moore NB, Krueger E, Bloom D, Mock PW y Veselka A: Delivering Perforation Strings in Extended-Reach Wells With Coiled Tubing and Hydraulic Tractor, artículo SPE 9428, presentado en la Conferencia y Exhibición sobre Tubería Flexible de las SPE/ICoTA, The Woodlands, Texas, EUA, 12 al 13 de abril de Moore et al, referencia Fitz DE, Guzmán-García A, Sunder R, Billingham M y Smolensky V: Pushing the Envelope for Production Logging in Extended Reach Horizontal Wells in Chayvo Field, Sakhalin, Russia New Conveyance and Flow Profiling Approach, artículo SPE 13589, presentado en la Conferencia y Exhibición Técnica del Petróleo y el Gas de Rusia de la SPE, Moscú, 3 al 6 de octubre de Joly EL, Dormigny AM, Catala GN, Pincon FP y Louis AJP: New Production Logging Technique for Horizontal Wells, artículo SPE 14463, presentado en la Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE, Las Vegas, Nevada, EUA, 22 al 25 de septiembre de Hallundbæk J, Haukvik J, Østvang K y Skeie T: Wireline Well Tractor: Case Histories, artículo OTC 8535, presentado en la Conferencia de Tecnología Marina, Houston, 5 al 8 de mayo de Hallundbæk J: Well Tractors for Highly Deviated and Horizontal Wells, artículo SPE 28871, presentado en la Conferencia Europea del Petróleo de la SPE, Londres, 25 al 27 de octubre de Schwanitz B and Henriques K: The Development of Wireline-Tractor Technology, The Way Ahead 5, no. 2 (29): Schwanitz y Henriques, referencia 13. Volumen 23, no. 2 29

11 Ancla posterior bloqueada Ancla frontal libre Avance de la herramienta A medida que la herramienta avanza, el ancla frontal se desplaza hacia su posición Ancla libre Ancla bloqueada Avance de la herramienta El ancla posterior se desplaza hacia la posición delantera El ancla se bloquea y el ciclo se reitera > Movimiento de oruga. El sistema alternativo MaxTRAC utiliza un mínimo de dos secciones de tractor sincronizadas, pero es posible combinar hasta cuatro secciones. El movimiento tiene lugar cuando la sección de sujeción posterior se bloquea (rojo) y empuja la herramienta hacia adelante hasta que queda completamente extendida, en tanto que el ancla delantera, que se encuentra libre (negro), se desplaza hacia su posición y se bloquea en su lugar (rojo). Luego, el ancla posterior se libera y la sección frontal desplaza el conjunto hacia adelante. Después de que el tractor avanza, la sección posterior se bloquea nuevamente en su lugar, y la sarta de herramientas es empujada hacia adelante. Estas acciones se reiteran hasta que la herramienta alcanza la profundidad total (TD) o la profundidad deseada. Esta herramienta de 5,4 cm [2 1 /8 pulgadas] de diámetro exhibe un esfuerzo de tracción máximo de aproximadamente N [1 lbf] a la vez que ejerce una fuerza máxima de N [3 lbf] sobre la tubería de revestimiento o la pared del pozo. Puede avanzar a un ritmo de 67 m/h [2 2 pies/h], con un esfuerzo de tracción de N [5 lbf], y opera en pozos cuyos tamaños oscilan entre 6,2 cm [2,44 pulgadas] y 28,7 cm [11,3 pulgadas]. Posee la capacidad para registrar en dirección hacia delante o, con ciertas limitaciones específicas, en dirección inversa mientras se recupera con cable. El sistema de sujeción de movimiento alternativo utiliza levas para aferrarse al interior de la tubería de revestimiento o del pozo. Este diseño es similar al de los dispositivos utilizados para asegurar las cuerdas cuando se escalan rocas: una vez que la leva se encuentra en su posición, el esfuerzo de tracción retrógrado hace que se expanda y se bloquee de manera más segura en su lugar. Puede ser SUMMER empujado fácilmente 11 hacia adelante, pero es casi Conveyance imposible Fig. desplazarlo 11 hacia atrás. El tractor ORSUM11-CONVY requiere al menos dos 11secciones de sujeción, pero en caso necesario pueden agregarse más. Con cada carrera de propulsión, la herramienta se desplaza hacia adelante como una oruga (arriba). El tractor MaxTRAC ha sido desplegado en numerosas aplicaciones de agu- Paso más largo de un tractor para agujero descubierto registrado a nivel mundial Transporte más profundo del mundo de una PL realizado con tractor Mayor distancia acumulada, atravesada con un tractor en un solo pozo m (13 94 pies) Dos descensos para un total de m (27 88 pies) 8 65 m (28 38 pies) m ( pies) > Récords de los sistemas MaxTRAC-TuffTRAC. 3

12 jero descubierto y pozo entubado y, con el tractor para servicios en pozo entubado TuffTRAC, detenta numerosos récords operacionales (página anterior, abajo). Si la herramienta alguna vez pierde potencia, los brazos con las levas de sujeción retornan automáticamente a una posición plegada para facilitar la recuperación de la herramienta. La pérdida de potencia en la herramienta no es la única preocupación cuando los ingenieros diseñan una operación con tractor. Con el movimiento continuo hacia adelante, el equipo tarde o temprano puede llegar a un punto que excede la capacidad de la unidad de adquisición de registros para recuperarlo utilizando el cable. Con el fin de asegurar el retorno exitoso a la superficie, el ingeniero de campo puede modelar las fuerzas ejercidas en el fondo del pozo con el software planificador de operaciones (abajo). Mediante la utilización de información que incluye la desviación, la fuerza de empuje, la fricción y las variaciones de la operación, el software de modelado Severidad de la pata de perro como una función de la profundidad medida Tensión del cable en la superficie Severidad de la pata de perro, grados/1 pies Severidad de la pata de perro Desviación del pozo Desviación del pozo, grados Tensión, lbf 4 2 Tracción máxima permitida sobre el cable Tensión del cable, recuperación Desviación del pozo Tensión del cable, avance Desviación del pozo, grados 1 1 Profundidad, pies Profundidad, pies Fuerza del tractor Proyecciones de un perfil de pozo en pseudo 3D 1 Fuerza máxima disponible con el tractor Fuerza del tractor requerida para bajar, lbf 5 Fuerza del tractor Desviación del pozo Desviación del pozo, grados TVD, pies Este, pies Profundidad, pies Norte, pies > Planeación previa a los trabajos. A partir de los datos de pozos, el software de planeación del trabajo proporciona las limitaciones operacionales y el análisis crítico preliminar antes del inicio de los trabajos. El software de planeación puede ser actualizado posteriormente con datos de fondo de pozo durante la operación del tractor. Los datos del perfil del pozo (extremo superior izquierdo) incluyen la desviación y la severidad de la pata de perro; una medida de la rapidez con que cambia la trayectoria del pozo por unidad de distancia. La tensión modelada del cable en la superficie indica si la tensión excederá los límites de operación segura (extremo superior derecho). Las fuerzas que actúan sobre el tractor también son modeladas (extremo inferior izquierdo) para garantizar que no se excedan las limitaciones del tractor. Un perfil pseudo 3D, creado a partir de los datos de desviación e inclinación provistos por el cliente, ayuda a visualizar la geometría del pozo (extremo inferior derecho). El trayecto del pozo (rojo) se muestra en función de la TVD (azul), la localización de superficie (púrpura) y la desviación respecto del norte (verde). SUMMER 11 Conveyance Fig. 12 ORSUM11-CONVY 12 Volumen 23, no. 2 31

13 Tensión, lbf 1 5 Tracción máxima admisible sobre el cable Desviación del pozo Fuerza para avanzar Fuerza para recuperar Ruptura del punto débil Desviación del pozo, grados difíciles de evaluar con los servicios LWD solamente debido a la alta densidad de datos requerida para la generación de imágenes de las fracturas. La herramienta FMI puede ayudar a identificar los intervalos óptimos de producción a lo largo de la sección horizontal. El tractor MaxTRAC también ha sido utilizado en terminaciones en agujero descubierto para desplegar las herramientas PL y para desplegar las herramientas Multi Express tanto en agujero descubierto como en pozo entubado. 1 2 Profundidad, m > Decisiones críticas. En esta gráfica del software de planeación del trabajo, el tractor MaxTRAC puede avanzar con tensiones (curva roja) que se encuentran bien por debajo de la tracción máxima admisible (línea verde de guiones). No obstante, la tensión del cable durante la recuperación de la herramienta (curva púrpura) se aproxima a las condiciones inseguras más allá de 2 m [6 56 pies]. Si la herramienta excediera el límite de tracción máxima admisible, probablemente no sería posible romper el punto débil y desenganchar el cable de la herramienta en caso de que ésta se atascara. La alternativa no consiste en avanzar hasta la TD, sino en mantener la tensión dentro del margen seguro de operación. El software provee un rango alto y bajo para el modelado de las tensiones, basado en la incertidumbre asociada con los datos, y los datos de fondo de pozo pueden ser utilizados para mejorar el modelo a medida que la herramienta se aproxima al punto de seguridad crítico. proporciona una determinación de tipo viable-no viable (arriba). El planificador también determina el número de secciones de accionamiento necesarias y ayuda a establecer el punto débil para la liberación del cable en caso de que la herramienta se atasque en el fondo del pozo. El ingeniero de campo puede ajustar el modelo con los datos obtenidos en tiempo real. Si bien los tractores de fondo de pozo fueron desarrollados originalmente para intervenciones en pozo entubado, los operadores han utilizado el sistema de tractor MaxTRAC para correr una diversidad de servicios en agujero descubierto. Por ejemplo, la herramienta FMI se combina a menudo con el sistema de tractor para la identificación de las fracturas. Los pozos horizontales perforados a través de yacimientos fracturados son El abordaje de un gigante Saudi Aramco ha desempeñado un rol esencial en el desarrollo de la tecnología de tractores. 15 Para el campo Ghawar, el campo petrolero en tierra firme más grande del mundo, los ingenieros recurrieron cada vez con más frecuencia a la perforación de pozos horizontales, de alcance extendido y multilaterales, como parte del programa de desarrollo permanente. El costo que implica la utilización de las unidades de TF, así como la dificultad de acceder a las geometrías de terminación complejas para bajar las herramientas de diagnóstico e inspección, condujo a Aramco a investigar otras alternativas. 16 Aramco, que probó extensivamente diversos tractores de fondo de pozo, los considera una tecnología facilitadora para los servicios de intervención de pozos. La compañía ha determinado que los tractores pueden registrar efectivamente los pozos horizontales, exceder sustancialmente el alcance de las unidades de TF convencionales, proveer una relación costo-beneficio significativa y ofrecer operaciones más seguras que la movilización y el despliegue complejos de las unidades de tubería flexible. 17 SUMMER 11 Conveyance Fig. 13 ORSUM11-CONVY 13 Cuña Acción de sujeción Formación Abrazadera Centralizadores flexibles Geometría de sujeción bloqueada Dirección del movimiento de sujeción > Adquisición de registros con tractor para agujero descubierto. El mecanismo de sujeción del tractor MaxTRAC perdía tracción en las formaciones blandas. Los ingenieros de Saudi Aramco y Schlumberger trabajaron en conjunto para crear un diseño mejorado que pudiera desplegar las herramientas de adquisición de registros en agujero descubierto. El agregado de un centralizador flexible con una abrazadera y una cuña (inserto) permitió distribuir la fuerza de sujeción de manera más uniforme; el tractor pudo navegar con éxito en pozos con formaciones que exhibían una UCS inferior a 5 lpc. 32

14 Peso de la unidad Fuerza radial adicional Peso por rueda Tamaño de la rueda Capacidad de remolque Fuerza de remolque Camioneta TuffTRAC (8 unidades de tracción) 2 56 kg [5 645 lbm] 277 kg [61 lbm] N [1 lbf] por rueda 64 kg [1 411 lbm] 522 kg [1 152 lbm] 76 cm [3 pulgadas] 7,6 cm [3 pulgadas] N [1 1 lbf] N [24 lbf] N [1 lbf] N [2 4 lbf] > Potencia de tracción del sistema TuffTRAC. El tractor TuffTRAC puede utilizar hasta ocho unidades de accionamiento (derecha). En la configuración con tracción máxima, posee N [24 lbf] de capacidad de tracción. A los fines comparativos, la capacidad de remolque de la camioneta exhibida es de N [1 1 lbf]. No obstante, la experiencia previa de Aramco en materia de adquisición de registros en agujero descubierto, que data del año 24, no fue tan positiva como con las operaciones con tractores en pozo entubado. Los ingenieros de Aramco y Schlumberger determinaron que las levas utilizadas con el sistema MaxTRAC podían aferrarse perfectamente en formaciones con una resistencia a la compresión no confinada (UCS) mayor que 5 lpc [34,5 MPa]. Por debajo de ese valor de corte, las levas penetran en la formación y pierden la fuerza de sujeción. Los ingenieros que trabajan con el personal de operaciones de campo desarrollaron un kit de expansión para distribuir la fuerza de manera más uniforme, lo que maximizó la fuerza de sujeción en las formaciones blandas (página anterior, abajo). 18 El arreglo de sujeción recientemente diseñado fue probado por primera vez en una terminación de pozo de 6 1 /8 pulgadas, en una formación con un valor alto de UCS. Una sección horizontal de agujero descubierto de m [5 72 pies] fue registrada con éxito con una sarta de herramientas PL. Antes de que los ingenieros intentaran ejecutar las operaciones en una formación blanda, se registraron exitosamente ocho pozos más terminados en agujero descubierto en formaciones con un valor alto de UCS. Luego se registró la formación blanda candidata con un tramo lateral de 2 3 m [7 553 pies] utilizando herramientas PL, para determinar los puntos de entrada de petróleo y establecer un perfil de flujo a lo largo del tramo lateral. La operación fue concluida con éxito y el pozo fue evaluado utilizando el nuevo diseño. Los tractores para agujero descubierto no se adecuan a todos los pozos, especialmente cuando se trata de pozos con tramos ensanchados largos o pozos con formas irregulares. No obstante, Aramco determinó que la utilización de tractores para agujero descubierto podía generar importantes ahorros de costos con respecto a las operaciones convencionales de adquisición de registros con TF. Los tractores poseen un alcance mucho más largo que las unidades de TF y requieren un número más reducido de personal y menos hardware en la localización. Hoy en día, los tractores para agujero descubierto se utilizan no sólo en Arabia Saudita sino también en muchas otras localizaciones de Medio Oriente. Cuando las cosas se ponen difíciles La adquisición Oilfield de registros Review no es la única operación que tiene SUMMER lugar en 11 los pozos horizontales. Las operaciones Conveyance de terminación Fig. 15 de pozos iniciales a menudo utilizan ORSUM11-CONVY equipos de perforación 15 o de reparación de pozos para correr las pistolas bajadas con la tubería de producción (TCP), que pueden atravesar intervalos extremadamente largos. No obstante, después de movilizado el equipo de perforación, puede resultar difícil ejecutar operaciones de disparos con fines de remediación en pozos horizontales. Las unidades de TF constituyen una opción para esta tarea pero presentan limitaciones de profundidad. Las herramientas operadas con tractores han sido utilizadas para correr y posicionar las pistolas de disparos, pero el impacto que recibe el equipo de fondo de pozo hasta 2 g n puede dañar los sensibles componentes electrónicos y mecánicos. Ante la necesidad de contar con un tractor más robusto para los servicios de disparos, los ingenieros de Schlumberger diseñaron el tractor para servicios en pozo entubado TuffTRAC. El movimiento de la herramienta se logra mediante la utilización de ruedas de accionamiento mecánico (arriba). La herramienta TuffTRAC es más grande y más resistente que el tractor MaxTRAC y posee un diseño mucho más simple, además de componentes electrónicos mínimos de fondo de pozo. La velocidad de funcionamiento máxima es de 975 m/h [3 2 pies/h] y la fuerza de tracción máxima es de 15. AL-Amer et al, referencia AL-Amer et al, referencia AL-Amer et al, referencia Hashem MK, Al-Dossari SM, Seifert D, Hassaan M y Foubert B: An Innovative Tractor Design for Logging Openhole Soft Formation Horizontal Wells, artículo SPE , presentado en la Conferencia y Exhibición de África Septentrional Marrakech, Marruecos, 12 al 14 de marzo de 28. Volumen 23, no. 2 33

15 > Prueba de calificación. El tractor TuffTRAC fue diseñado para tolerar los rigores de las operaciones de disparos. La herramienta se adosó a las pistolas de disparos cargadas para tubería de revestimiento que se detonaron en la superficie, como se exhibe, sin producir daños significativos en la herramienta. El diseño con fines específicos y la prueba de calificación se tradujeron en un sistema robusto que ha sido probado en el campo N [2 4 lbf]. Está diseñado principalmente para la evaluación de la adherencia del cemento y los disparos. El sistema TuffTRAC ofrece además control de la tracción, lo que permite el ajuste dinámico de la fuerza de sujeción mientras el tractor se encuentra en modo de avance. El equipo TuffTRAC es el único tractor actualmente calificado para operaciones de disparos, que puede invertir la marcha para ser extraído del pozo. Esta característica demostró ser de utilidad en los tramos de pozos horizontales, en los que las pistolas quedaban atrapadas entre los detritos presentes en el pozo. Al menos en una ocasión, la tensión aplicada en la superficie no fue suficiente para liberar las pistolas porque el alto ángulo del pozo impidió la transmisión de la fuerza de tracción a las herramientas. Mediante la inversión de la marcha, el tractor logró liberar SUMMER las 11 herramientas, que luego fueron recuperadas Conveyance sin la Fig. 16 erogación que implica una operación de ORSUM11-CONVY pesca. 16 Si bien las operaciones de disparos pueden dañar los componentes electrónicos y los componentes mecánicos, el servicio TuffTRAC ha demostrado que las soluciones correctamente diseñadas pueden mitigar algunos de los efectos de los explosivos de alto orden (arriba). Probado hasta límites extremos, este nuevo diseño de tractor fue calificado en el campo. En un pozo del Mar del Norte que había sido terminado en un principio como un pozo productor de petróleo con producción mezclada de dos zonas independientes, sólo se producía agua. Los ingenieros corrieron el sistema TuffTRAC para fijar dos tapones, bajaron 73,1 m [24 pies] de un sistema de pistolas de alta densidad de disparos de 2 7 /8 pulgadas, y efectuaron seis viajes para modernizar los filtros (cedazos) de arena. Para esta sola intervención, el tractor atravesó 22 5 m [ pies] sin ningún incidente. Los procedimientos condujeron a la reanudación de la producción de petróleo sin la ejecución de costosas operaciones de reparación y reterminación. En otro pozo horizontal del Mar del Norte, un operador necesitaba disparar aproximadamente 1 25 m [4 1 pies] de una zona de interés para un proyecto de inyección de agua. Uno de los objetivos era lograr un tamaño determinado de orificio de disparo en una tubería de revesti- miento corta de 6 5 /8 pulgadas, de pared pesada, con un disparo cada 7 m [23 pies]. El plan requería que se disparara en dos fases a lo largo de intervalos independientes (próxima página). Las dos fases incluyeron 9 orificios por intervalo, lo cual significó un total de 18 disparos. Debido a cuestiones de logística y costos, habría resultado difícil justificar la ejecución de operaciones de disparos con pistolas TCP utilizando una unidad de TF; para 18 disparos se habrían requerido al menos 1 25 m [4 11 pies] de soporte de pistola. Para operaciones de disparos de entrada limitada como ésta, los ingenieros del Centro de Terminaciones de Yacimientos de Schlumberger en Rosharon (SRC), Texas, EUA, desarrollaron un sistema de disparos con conmutador direccionable, que utiliza detonadores inmunes a las radio-interferencias y permite bajar hasta 4 transportadores de pistolas de un solo disparo en un solo descenso. El sistema requiere un sistema de energía en la superficie para la comunicación con cada disparo y su detonación. Dado que el tractor TuffTRAC es combinable con el sistema de conmutador direccionable, los ingenieros de campo pudieron bajar 2 transportadores de pistolas de un solo disparo por cada descenso para disparar el intervalo correspondiente a la Fase 1 y 33 pistolas de un solo disparo para el intervalo correspondiente a la Fase 2. Durante la ejecución de la operación, el tractor atravesó un total de 8 67 m [28 45 pies] en el transcurso de 12 descensos. Si bien la operación de disparos con TF constituía una opción, la utilización de más de 1 25 m de soporte de pistola para disparar 18 orificios no era económicamente efectiva ni implicaba un uso eficiente de los recursos. Otra opción hubiera sido la ejecución de múltiples carreras quizás 6 con un sistema convencional de pistolas conmutadas. La aplicación de esta nueva tecnología redujo considerablemente el número de carreras, el desgaste del equipo y el tiempo en la localización para el personal. 34

16 XX 2 XX 4 XX TVD, m XX 8 Perfil del pozo Disparos fase 2 XY Disparos fase 1 XY 2 Inclinación, grados Inclinación, grados XY 4 XY XY 8 2 XX XX 25 XX 5 XX 75 XY XY 25 XY 5 XY 75 Profundidad medida (MD), m > Perfil de pozo correspondiente a un pozo inyector del Mar del Norte. El operador disparó este pozo en dos etapas. Juntas, las etapas cubrieron aproximadamente 1 25 m. El espaciamiento entre los orificios a través de los intervalos fue de aproximadamente 7 m. Se efectuó un total de 18 disparos. Sólo falló uno. Durante el transcurso de 12 descensos, el tractor atravesó 8 67 m. El cambio genera oportunidades La tecnología que cambia las reglas del juego a menudo genera un puente con los métodos de operación más eficientes y ofrece una gama más amplia de posibilidades. Por ejemplo, en muchos países en desarrollo, los proveedores de servicios telefónicos están invirtiendo en sistemas de telefonía celular más que en las infraestructuras tradicionales de líneas terrestres. Los beneficios para los consumidores son, entre otros, los teléfonos inteligentes y el acceso inalámbrico a Internet, lo cual va más allá de la eliminación de la dificultad de estar conectado a un cable de teléfono. De un modo similar, las herramientas LWD cambiaron la forma en que los operadores encaran la perforación. La adquisición de registros almacenados en la memoria de la herramienta cambió la forma en que se lleva a cabo el proceso de adquisición de datos, a la vez que ofrece una gama más amplia de oportunidades. En el futuro cercano, las columnas de perforación cableadas prometen proporcionar oportunidades aún más importantes. Es probable que la disponibilidad de los sistemas de comunicación inalámbrica en el fondo del pozo se vuelva más fácil para la industria del petróleo y el gas, y ya se dispone de sistemas comerciales que se comunican con las herramientas de fondo de pozo a través de ondas de radio. Actualmente, existen limitaciones de profundidad y de datos para los sistemas inalámbricos, pero el control de los dispositivos de fondo de pozo y la recepción Oilfield de Review datos sin el uso de cables y alambres metálicos SUMMER abre 11 nuevas posibilidades y Conveyance Fig. 17 aplicaciones para los operadores y las compañías ORSUM11-CONVY 17 de servicios. Las herramientas LWD, las unidades de tubería flexible y los tractores de fondo de pozo generan oportunidades que antes no existían en materia de operaciones de perforación, terminación y producción de pozos. La industria de servicios de petróleo y gas continúa desarrollando nuevos métodos que disminuyen los costos, reducen los requerimientos de equipos y minimizan la cantidad de personal requerido en la localización del pozo. Conforme evolucionan, las técnicas de operación de herramientas introducen nuevas oportunidades para mejorar la producción y, en general, funcionan de manera más eficiente que los métodos previos. Si es imposible empujar una cuerda, probablemente se pueda tirar de ella. O quizás, en el futuro, resulte más fácil cortar la cuerda completamente. TS Volumen 23, no. 2 35