Almacenamiento subterráneo de gas natural

Transcripción

1 Almacenamiento subterráneo de gas natural El almacenamiento subterráneo de gas natural es una industria creciente que ayuda a los proveedores de gas a satisfacer la demanda fluctuante. Los ingenieros que diseñan, construyen y vigilan rutinariamente las instalaciones de almacenamiento de gas dependen de un rango de tecnologías que abarcan desde la explotación de minas de sal hasta los conocidos y ultra modernos métodos de caracterización de yacimientos y construcción de pozos. Alexander Bary Fritz Crotogino Bernhard Prevedel Hannover, Alemania Heinz Berger EWE Aktiengesellschaft Oldenburg, Alemania Kenneth Brown Joseph Frantz Walter Sawyer Pittsburg, Pensilvania, EUA Michael Henzell Rosharon, Texas, EUA Klaus-Uwe Mohmeyer E.ON Kraftwerke GmbH Bremen, Alemania Nae-Kan Ren Pekín, China Kevin Stiles Dominion (CNG) Transmission Corporation Clarksburg, Virginia Occidental, EUA Hongjie Xiong Houston, Texas Por su colaboración en la preparación de este artículo, se agradece a Thomas Beutel, Joerg Blecker, Günter Lampe, Olaf Rolfs, Roman Roski, Botho Saalbach y Uwe Schmidt, Hannover, Alemania; Ted Bornemann, Houston, Texas, EUA; John Cook y Matt Garber, Cambridge, Inglaterra; Jean-Claude Hocquette, Meylan, Francia; Steve Holditch, College Station, Texas; John Kingston, Crawley, Inglaterra; Mehmet Parlar, Rosharon, Texas; Daniel Sikorski y Jay Terry, Charleston, Virginia Occidental, EUA; y Ray Tibbles, Kuala Lumpur, Malasia. ADN (Densidad-Neutrón Azimutal), DGS (Sistema de Gelificación Retardada), FMI (generador de Imágenes Microeléctricas de Cobertura Total), GVR (Resistividad GeoVision), IDFILM, METT (herramienta Electromagnética de Frecuencias Múltiples para Medición de Espesor de Tubería), OFM, RAB (Resistividad Frente a la Barrena) y VIPER son marcas de Schlumberger Oilfield Review

2 Energía, cuatrillón de Unidades Térmicas Británicas (BTU) Año Petróleo Carbón Gas natural Recursos renovables Energía nuclear > Proyecciones del consumo de energía. La utilización del petróleo, el carbón, el gas natural y los recursos renovables, tales como la energía hidroeléctrica, aumentará compensando con creces la disminución proyectada en el consumo de energía nuclear. El gas natural muestra el mayor incremento. Reservas de gas Asia Industrializada Europa Oriental y ex-unión Soviética Europa Occidental América Central y América del Sur La demanda energética aumenta a medida que crece la población mundial de usuarios de energía. Al mismo tiempo, existe un amplio sector que reclama la puesta fuera de servicio de las centrales nucleares en defensa de un medio ambiente más limpio. El gas natural, que arde sin generar residuos, es el combustible con mayores posibilidades de satisfacer las complejas necesidades de la sociedad en los albores del siglo XXI. Las proyecciones para los próximos 20 años indican aumentos en el consumo energético proveniente de casi todas las fuentes (derecha). 1 La demanda estimada de energía nuclear muestra una disminución, pero es probable que la utilización de petróleo, carbón, gas natural y recursos renovables aumente, registrándose el mayor incremento en la utilización de gas natural. Las actuales reservas mundiales de gas, que ascienden a 146 trillones de m 3 [5146 trillones de pies cúbicos (Tpc)], parecen suficientes para satisfacer la demanda proyectada para el futuro previsible. Estas reservas se concentran actualmente en la ex-unión Soviética y en Medio Oriente; lejos de las zonas de demanda (derecha). Aproximadamente en el año 2020, la producción de gas superará a la producción de petróleo en barriles de petróleo equivalente (BOE, por sus siglas en inglés) por año. No obstante, para esa época, es probable que algunos países que actualmente cuentan con reservas de gas adecuadas incluyendo los EUA se conviertan en importadores. El gas natural puede utilizarse con dos fines: generación de electricidad y calefacción de ambientes con hornos alimentados a gas. En muchas partes del mundo, la demanda de gas natural es estacional. Es típico que se utilice más gas en los meses fríos que en los cálidos, pero en ciertas regiones la demanda de electricidad aumenta nuevamente durante los meses de calor por el uso de equipos de aire acondicionado. Además de esta variación estacional en la utilización, la demanda energética local generalmente varía a lo largo de un período de 24 horas, experimentando un aumento durante el día y un descenso en la noche. Los períodos de demanda pico pueden durar apenas media hora, pero las empresas de servicios públicos deben estar preparadas para proveer mayor energía cuando se producen esos picos. Las empresas de servicios públicos que queman gas deben comprar suministros para sus centrales de energía. Los contratos con proveedores de gas a largo plazo garantizan una entrega básica para la generación de energía cotidiana, pero la demanda estacional puede requerir compras adicionales al precio instantáneo, o de contado, en un lugar determinado. Cuando la demanda es baja, las empresas de servicios públicos venden el exceso de gas en el mercado de disponibilidad inmediata o lo almacenan, si pueden. Los proveedores de gas se encuentran en una situación similar, y suelen suscribir contratos de compra firme con exportadores de gas, compañías de exploración y producción de petróleo y gas (E&P, por sus siglas en inglés), y propietarios de líneas de conducción. Estos contratos a largo plazo requieren que los compradores paguen un volumen de gas convenido, exista o no demanda. En momentos de gran demanda, los proveedores de gas también compran en el mercado de disponibilidad inmediata pero, tan pronto ésta decae, pueden optar por almacenar el gas en vez de venderlo a un precio bajo. Año América del Norte Asia en Desarrollo Medio Oriente África > Reservas mundiales de gas natural. Las reservas totales ascienden a 146 trillones de m 3 [5146 trillones de pies cúbicos (Tpc)]. La mayoría de las reservas se encuentran alejadas de las áreas de gran demanda. El almacenamiento subterráneo de gas natural constituye una forma importante de manejar la fluctuación de los precios y de la demanda. El almacenamiento representa una parte vital de la cadena que vincula las actividades de petróleo y gas del sector de upstream tales como exploración y producción con la actividad de distribución que corresponde al sector de downstream y, finalmente, con los consumidores. Muchas instalaciones de almacenamiento son manejadas sobre una base mercantil por compañías independientes cuyo negocio es el almacenamiento de gas. Estas compañías de almacenamiento de gas proveen centros de distribución de gas conectados a líneas de conducción múltiples, para diversas compañías de abastecimiento y distribución de gas. Otoño de

3 > Sistemas de almacenamiento subterráneo construidos en formaciones de sal (izquierda), minas abandonadas (centro) y rocas porosas (derecha). Este artículo examina la historia del almacenamiento subterráneo de gas natural y describe los diferentes tipos de instalaciones de almacenamiento. En dicha historia, muchas tecnologías desarrolladas para la evaluación de formaciones de petróleo y gas, perforación, caracterización de yacimientos, terminación y estimulación de pozos, desempeñan roles importantes. Mediante algunos estudios de casos se demuestra cómo se utilizan estas tecnologías para asistir en el diseño, la construcción y la vigilancia rutinaria de instalaciones de almacenamiento subterráneo de gas. Sistemas de almacenamiento subterráneo de gas Pueden construirse sistemas de almacenamiento subterráneo en formaciones salinas, rocas porosas y minas abandonadas (arriba). Los sistemas de rocas porosas pueden ser yacimientos de hidrocarburos agotados o bien acuíferos. El primer sitio de almacenamiento subterráneo de gas documentado fue inaugurado en el Condado de Welland, Ontario, Canadá, en el año En 1916, el yacimiento Zoar, cerca de Búfalo, Nueva York, se convirtió en el primer proyecto de almacenamiento de gas de los EUA y aún hoy sigue funcionando. La operatoria de estos proyectos consistía en inyectar el gas producido en otras partes en los yacimientos de hidrocarburos agotados durante el verano, y luego extraerlo para su utilización en invierno. También en 1916, Deutsche Erdoel AG recibió una patente alemana por el método de disolución local de cavidades de sal para almacenar crudo y destilados. En las décadas siguientes, se registraron pocos avances en la tecnología de almacenamiento de gas, pero la actividad se reanudó en Estados Unidos en Ese año, se almacenaron por primera vez líquidos de gas natural por el método de disolución local de una cavidad de sal en el yacimiento Keystone, Texas, EUA. En 1961, se utilizó por primera vez una caverna en sal estratificada, en Marysville, Michigan, EUA, para almacenar gas natural. Estos proyectos de almacenamiento de gas se pusieron en marcha para llevar el suministro de gas a los crecientes centros poblacionales, cuando la demanda superaba la capacidad de las líneas de conducción de acero. Durante el año 1970, se inauguró en Eminence, Mississippi, EUA, la primera instalación en una caverna lixiviada en un domo salino. Este sistema fue creado para reemplazar la producción del Golfo de México, que debía interrumpirse cuando se producían huracanes. Se han diseñado estructuras similares para almacenar reservas estratégicas de petróleo y gas como medida de protección de la seguridad nacional. En la actualidad, existen más de 550 instalaciones de almacenamiento subterráneo de gas en todo el mundo, de las cuales aproximadamente dos tercios se encuentran en los EUA y la mayoría del resto en Europa. Gran parte del almacenamiento se realiza en sistemas de rocas porosas yacimientos de petróleo y gas agotados que han sido convertidos a sistemas de almacenamiento de gas, o bien acuíferos aunque también existen instalaciones de tipo caverna. En Europa, han proliferado las instalaciones de tipo caverna de sal, gracias a la abundancia de depósitos salinos naturales y a una historia importante en materia de explotación de minas de sal. Las cavernas de sal también se utilizan con fines de almacenamiento de gas en Estados Unidos, especialmente cerca del Golfo de México. Las instalaciones de almacenamiento en minas abandonadas o en cavernas de roca son menos comunes. Una de las empresas líderes en diseño y construcción de instalaciones de almacenamiento de gas es Kavernen Bau- und Betriebs- GmbH (KBB), ahora compañía de Schlumberger. KBB ha participado en más de 100 proyectos de este tipo en todo el mundo (página siguiente). Cada proyecto requiere un estudio de caracterización petrofísica y mecánica de la ubicación propuesta en el subsuelo, para asegurar que las 4 Oilfield Review

4 Almacenamiento en cavernas de sal Producción de salmuera o sal Almacenamiento en rocas porosas Almacenamiento en cavernas de roca Producción de sales minerales especiales > Ubicaciones de cavernas y proyectos de producción de sal construidos por Kavernen Bau- und Betriebs- GmbH (KBB). Además de instalaciones de almacenamiento de hidrocarburos, KBB construye y maneja instalaciones para la producción de salmuera, de sal y de otros minerales. 2. Natural Gas Storage: Historical Development & Expected Evolution, GasTIPS (Junio de 1997): Instituto de Tecnolgía del Gas. propiedades de la formación sean aptas para el almacenamiento de gas a largo plazo. Las formaciones salinas se evalúan en relación con la resistencia de la roca y el volumen de la misma. Las formaciones de rocas porosas se evalúan respecto del cierre estructural, los sellos, y con respecto a la porosidad y permeabilidad para sustentar altos regímenes de productividad. Dos parámetros importantes para todas las instalaciones de almacenamiento subterráneo son el volumen de gas de trabajo, o gas disponible para la extracción, y el régimen de extracción máximo durante un período determinado. El gas de trabajo se determina por el volumen de la instalación de almacenamiento y la diferencia entre las presiones de gas máxima y mínima. Un volumen de gas, denominado gas de colchón, siempre queda almacenado. El régimen de extracción máximo del gas almacenado puede limitarse por la resistencia al flujo en el pozo de producción y en las rocas porosas. Las técnicas de construcción de pozos, aplicadas a los pozos para el almacenamiento de gas, deben garantizar que los pozos toleren altas presiones de inyección, altos regímenes de producción y frecuentes alternaciones cíclicas; inyección seguida de producción. Los pozos para el almacenamiento de gas también tienen una vida útil prolongada, 80 años o más, en comparación con los pozos de producción de petróleo y de gas. En las secciones siguientes, primero se describen las tecnologías utilizadas para diseñar instalaciones en cavernas de sal y luego se destacan algunos estudios de casos en rocas porosas. Almacenamiento en cavernas de sal La sal tiene diversas propiedades que la hacen ideal para el almacenamiento de gas. Posee una resistencia moderadamente alta y fluye plásticamente, sellando fracturas que de lo contrario podrían convertirse en pasajes de fuga. Sus valores de porosidad y permeabilidad respecto de los hidrocarburos líquidos y gaseosos se acercan a cero, de modo que el gas almacenado no puede escapar. Las cavernas de sal proveen gran productividad; el gas puede extraerse rápidamente porque no se registra pérdida de presión causada por el flujo a través de medios porosos. El almacenamiento en cavernas puede pasar por ciclos cambio de inyección a producción en cuestión de minutos, y permite acomodar una fracción sustancial de gas de trabajo con respecto al gas total. Las cavernas de sal constituyen la opción preferida para el almacenamiento comercial, porque permiten frecuentes alternaciones cíclicas y altos regímenes de inyección y producción. Para la exploración de cuerpos salinos se utilizan levantamientos electromagnéticos, sísmicos y gravimétricos porque la conductividad, la velocidad y la densidad de la sal muestran un gran contraste con respecto a las de las rocas adyacentes. Los registros de pozos y la extracción de núcleos (testigos, coronas) ayudan a evaluar la estructura y la composición de la sal. La sal puede presentarse en capas, pero esas acumulaciones evaporíticas a menudo contienen anhidrita, caliza y dolomía, que no se disuelven. Los domos salinos tienden a tener una composición más homogénea que las capas de evaporitas mixtas, y son más convenientes para el almacenamiento de gas porque se disuelven en forma más uniforme y pueden alojar cavernas más grandes. Las investigaciones relacionadas con la mecánica de las rocas constituyen un componente esencial del diseño de instalaciones de almacenamiento de gas. Los cálculos teóricos ayudan a determinar si una formación salina dada es apta para alojar una caverna. Estos cálculos requieren un conocimiento de la estructura y de la resistencia de la sal, y ayudan a verificar Otoño de

5 0 Perfil geológico Perfil geológico simplificado Estratigrafía 0 Modelo teórico de masa rocosa Modelo de cálculo por el método de elementos finitos 500 Esfuerzo efectivo debido a la extracción de gas Posición de la caverna 1200 Profundidad, m Bunter Zechstein (sin sal) Zechstein (sal de roca) Potasio Zechstein (sal de roca) 1031 Potasio 1088 Profundidad 1109 final Formación subyacente Profundidad, m m Esfuerzo de sobrecarga (sin sal) Sal de roca 654 Profundidad, m m 1500 Formación subyacente m Esfuerzo efectivo, MPa > Construcción de un modelo geomecánico de caverna de sal. Los registros de pozos y los núcleos ayudan a construir un perfil geológico simplificado (izquierda). Esto constituye la base para el modelo teórico de masa rocosa (centro, a la izquierda) para la sal y las capas adyacentes. Un modelo bidimensional de cálculo por el método de elementos finitos (centro, a la derecha), simétrico respecto del eje vertical de la caverna, divide el modelo teórico en elementos para el cálculo de los esfuerzos. Los cálculos resultantes revelan la distribución de los esfuerzos (derecha) en torno a la caverna propuesta. la forma y la ubicación de la caverna, la separación entre las cavernas y la estabilidad de las mismas a las presiones de operación (arriba). La sal se deforma plásticamente en marcos temporales relativamente breves, lo cual explica sus excelentes cualidades de sello. Si bien esta propiedad ayuda a mantener la impermeabilidad y evita que las cavernas se fracturen bajo fuertes cambios de esfuerzos, también implica que las cavernas se contraerán con el tiempo. Los experimentos realizados en núcleos salinos contribuyen a determinar la resistencia de la formación y las características de la deformación (próxima página, arriba). A fin de determinar el proceso de disolución óptimo para la creación de cavidades de sal, se examinan los registros de pozos y los núcleos salinos (derecha). La presencia de impurezas insolubles constituye un factor importante para la determinación de la mejor táctica de lixiviación, pero no siempre se identifica en los registros de pozos; sin embargo, los núcleos proporcionan muestras para efectuar pruebas de disolución en laboratorio. La creación de cavernas implica la perforación de un pozo por el cual entrará agua dulce y saldrá salmuera residual (próxima página, abajo). Este pozo se utiliza también para la inyección y extracción de gas, y normalmente tiene el revestimiento cementado hasta el tope de la caverna. Cuando se perfora a través de la sal, la utilización de lodo saturado de salmuera ayuda a evitar la excesiva disolución de la sal mientras se perfora el pozo hasta el fondo de la caverna. Un plan de revestimiento típico incluye una tubería guía de 28 pulgadas, una tubería de revestimiento inter- 10 µm > Núcleos salinos (izquierda) y fotomicrografía (derecha) preparada para estudios de disolución. La composición de los minerales y la textura de la sal pueden afectar el proceso de disolución y deben caracterizarse para optimizar la construcción de cavernas. 6 Oilfield Review

6 cemento a través de los disparos (cañoneos, perforaciones, punzados) podría dañar la integridad de la última tubería de revestimiento cementada, y la cementación de una tubería de revestimiento corta (liner) adicional, limitaría el tamaño de las columnas de lixiviación y producción. Ingenieros especialistas en terminación de pozos, seleccionaron el Sistema de Gelificación Retardada DGS de Schlumberger para su inyección forzada en el espacio anular cementado. El fluido DGS mantiene una baja viscosidad hasta que un catalizador interno promueve la formación del gel. Se efectuó la inyección forzada del gel mientras un arreglo de empacador de intervalo inflable mantenía la tubería de revestimiento cementada alrededor de la zapata, separada del tramo desnudo del pozo. Los empacadores también mantenían aislado el tramo de interés para la realización de una segunda prueba WIT, destinada a verificar el éxito del trabajo de reparación (abajo). Una vez confirmada la integridad del pozo, podría comenzar la lixiviación. Velocidad de pérdida, dm 3 /h 10 1 Velocidad de pérdida calculada, antes de la reparación Velocidad de pérdida calculada, después de la reparación > Resultados de experimentos de laboratorio realizados para determinar la resistencia y las propiedades de deformación de los núcleos salinos. Los dos núcleos del frente muestran deformación plástica. Los dos núcleos ubicados inmediatamente detrás muestran fracturamiento. media de 24 ó 20 pulgadas, si fuera necesario debido al esfuerzo de sobrecarga, y una tubería de revestimiento de superficie de pulgadas ó 16 pulgadas, asentada en la roca sello, y, por último, una tubería de revestimiento de u 11 pulgadas, cementada por debajo del tope de la sal. Las sartas de lixiviación y de producción se cuelgan dentro de la caverna, desde la última tubería de revestimiento cementada. Antes de iniciar las operaciones de lixiviación, se realiza una prueba hidráulica de integridad del pozo (WIT, por sus siglas en inglés), para verificar la solidez del sistema del pozo; cabeza de pozo, última tubería de revestimiento cementada, zapata de la tubería de revestimiento y tramo del pozo abierto. Durante las operaciones de almacenamiento y recuperación, las presiones diferenciales más altas que experimenta la caverna se producen en la zapata de la última tubería de revestimiento cementada, y es allí donde se produce la presión máxima durante una prueba WIT. En un pozo en una caverna de sal, la prueba WIT mostró pérdidas hidráulicas inaceptables. Las investigaciones realizadas con posterioridad indicaron una zona débil, probablemente un micro espacio anular entre el cemento y la sal, en la zapata de la tubería de revestimiento de pulgadas. Luego de analizar las opciones de reparación tradicionales, se concluyó que éstas eran inadecuadas. La inyección forzada (a presión) de Tiempo, horas > Velocidades de pérdida de fluido a partir de las pruebas de integridad de pozo (WIT, por sus siglas en inglés), antes y después de la reparación. La prueba realizada antes de la reparación (puntos azules) mostró grandes pérdidas permanentes, lo cual indicaba un probable micro espacio anular entre la sal y el cemento en la zapata de la tubería de revestimiento de pulgadas. Después de la inyección forzada del Sistema de Gelificación Retardada DGS a través de los disparos de esta zona, una segunda prueba indicó que las pérdidas estaban controladas (puntos rojos). Lixiviación directa Gas Salmuera Agua Lixiviación inversa Salmuera Gas Agua > Efectos de las posiciones relativas de la inyección de agua dulce y de la extracción de salmuera en la lixiviación directa (izquierda) y en la lixiviación inversa (derecha). En el nivel de inyección de agua se disuelve más sal, lo cual crea una cavidad más amplia a esa profundidad. Los niveles de inyección y extracción pueden modificarse para controlar la forma de la caverna. Otoño de

7 Profundidad, m m 0 m 20 m 40 m El tiempo necesario para crear una caverna depende de la solubilidad de la sal y del tamaño deseado de la caverna. Una instalación recientemente construida en una caverna consta de cinco cavernas de sal independientes de unos 250 m [820 pies] de altura y 40 m [131 pies] de ancho. Los costos de construcción, incluyendo la perforación de pozos, la lixiviación de la sal, el montaje de las instalaciones de superficie y la inyección del gas que forma el colchón, totalizaron 150 millones de dólares estadounidenses. La duración total del proyecto, desde el análisis de factibilidad hasta el montaje y la puesta en servicio, fue de más de cinco años. KBB está construyendo una caverna que, cuando esté terminada en el año 2003, será la más grande del mundo (abajo). Otro ejemplo de almacenamiento de gas en cavernas se encuentra en Nuettermoor, Alemania. El lugar elegido en Nuettermoor ofrecía condiciones ideales al operador EWE Aktiengesellschaft, Oldenburg: sal de alta calidad, una ubicación favorable dentro de la red de 1060 X X150 > Forma de una caverna delineada por las mediciones de un calibrador tipo sonar. X200 En el proceso de lixiviación, se bombea agua dulce por una sarta de producción del pozo y por la otra retorna salmuera. Se necesitan alrededor de ocho volúmenes de agua para disolver un volumen de sal. El techo de la caverna debe protegerse de una disolución fuera de control, mediante el bombeo de un fluido protector, por lo general gas licuado típicamente nitrógeno que flota en la superficie de la salmuera. Por debajo de este manto protector, se puede crear una caverna por disolución de forma aproximadamente cilíndrica, de acuerdo con los objetivos y los cálculos geomecánicos y de disolución local. Para controlar la forma de la caverna, es posible modificar las profundidades relativas de las columnas de lixiviación. La forma y el tamaño de la caverna resultante pueden confirmarse con calibradores tipo sonar (arriba). La salmuera producida puede utilizarse en la industria química para la extracción de sal u otros minerales, puede arrojarse en mares cercanos siempre que esté permitido o eliminarse mediante su inyección en otras capas de roca con suficiente inyectividad. En ciertos casos, la salmuera residual se elimina en minas de sal abandonadas. Las impurezas no disueltas en la sal forman un residuo saturado de agua, o colector, en el fondo de la caverna. Luego de llenar la caverna con gas seco, el agua del colector se evapora en el gas a medida que éste se produce. La despresurización de este gas húmedo puede producir la formación de hidratos que pueden obstruir los tubulares de fondo de pozo y las instalaciones de superficie. Para determinar las condiciones de extracción de gas libre de hidratos, deberían vigilarse rutinariamente la presión, la temperatura, la humedad y el punto de rocío de la caverna. La inyección de inhibidores para evitar la formación de hidratos es práctica común antes de extraer el gas. Profundidad, m X250 X300 X350 X400 X Radio, m > Una caverna de grandes dimensiones, que mide 400 m de altura por 80 m de ancho. La Torre Eiffel de París, Francia, podría entrar en esta caverna. 8 Oilfield Review

8 10 pies Tope de la zona de interés Mejor porosidad Base de la zona de interés > Imagen de resistividad de la pared del pozo obtenida con el generador de Imágenes Microeléctricas de Cobertura Total FMI, donde se aprecia un objetivo de alta porosidad y alta resistividad para el pozo horizontal de almacenamiento de gas de CNG Transmission. El pozo de re-entrada de radio de curvatura corto, perforado con tubería flexible, contribuyó a aumentar la productividad en un 840%. transporte, extracción de agua dulce libre de problemas y eliminación final de la salmuera en el estuario del Ems. Las cavernas de Nuettermoor tienen hasta 400 m [1312 pies] de altura y 75 m [246 pies] de ancho. La instalación de Nuettermoor consta de 18 cavernas, dos de las cuales todavía se encuentran en construcción. El volumen geométrico total de las cavernas es de unos 8.5 millones de m 3 [300 MMpc] y puede alojar aproximadamente 1300 MMm 3 [46,000 MMpc] de gas natural, de los cuales un 80% corresponde a gas de trabajo y un 20% a gas de colchón. La presión de operación mínima es de 30 bares [440 lpc] y la presión máxima es de aproximadamente 150 bares [2200 lpc]. Una de las más grandes en su tipo a nivel mundial, la instalación de Nuettermoor, garantiza una porción sustancial del abastecimiento de energía en Alemania. Otro ejemplo de almacenamiento de gas en cavernas es la instalación de Huntorf, Alemania, operada por E.ON Kraftwerke GmbH. En 1975, se crearon cuatro cavernas de almacenamiento de gas mediante la disolución de un domo salino Pérmico, lo cual equivale a un volumen total de 1.1 MMm 3 [39 MMpc]. Cada caverna tiene de 220 a 275 m [720 a 900 pies] de altura y unos 60 m [200 pies] de ancho máximo. Con una presión de almacenamiento máxima de 100 bares [1450 lpc], la capacidad total de almacenamiento es de 137 MMm 3 [5100 MMpc]. De esta capacidad, el volumen de gas de trabajo es de 68 MMm 3 [2530 MMpc], y el resto es gas de colchón. Adyacente a la instalación de Huntorf, existe una instalación de almacenamiento de energía en forma de aire comprimido (véase Almacenamiento de energía en forma de aire comprimido, página 10). Perforación de pozos de almacenamiento de gas en rocas porosas La mayoría de las instalaciones de almacenamiento de gas se crean en las rocas porosas de yacimientos de gas agotados, que han estado en operación durante varias décadas. Es menos costoso desarrollar yacimientos agotados que otros tipos de instalaciones, porque los pozos de drenaje y las cañerías de recolección existentes pueden convertirse para su utilización con fines de almacenamiento de gas. En muchos casos, los yacimientos agotados contienen el gas básico, necesario para operar una instalación de almacenamiento. En general, las instalaciones en rocas porosas son aptas para el almacenamiento estacional y de reservas estratégicas. Las capacidades de producción y la productividad limitadas, restringen su utilización para el suministro de energía durante los períodos de generación de electricidad de carga pico. Los operadores de estos yacimientos tienen que lidiar con los mismos problemas que experimentan las compañías de E&P de petróleo y de gas, y a menudo aplican tecnologías comprobadas en los campos petroleros para incrementar la capacidad del yacimiento y aumentar los regímenes de extracción de gas. En 1998, CNG Transmission, que ahora forma parte de Dominion Transmission, planificó la ejecución de un pozo horizontal de gran productividad, reingresando en un pozo existente en el yacimiento de almacenamiento de gas South Bend, Condado de Armstrong, Pensilvania, EUA. Si lograba perforar un pozo de re-entrada de radio de curvatura corto con tubería flexible, que siguiera las arenas de la Formación 100 Foot Sand, de origen fluvial del Mississippico, CNG Transmission contaría con una forma eficaz en materia de costos de mejorar el desempeño del campo. 3 El pozo resultante se conectaría con las líneas de conducción y con las instalaciones de superficie existentes, y la perforación en condiciones de bajo balance (desbalance, underbalanced) con tubería flexible, causaría mínimo impacto sobre el medio ambiente y escaso daño de formación. El yacimiento de gas South Bend, descubierto en 1922, fue convertido a instalación de almacenamiento de gas en Su capacidad es de 491 MMm 3 [17340 MMpc], de los cuales 164 MMm 3 [5810 MMpc], o un 33.5%, se encuentran disponibles para su extracción. El yacimiento contiene 61 pozos de inyección-producción y 4 pozos de observación. Un 75% de la producción de gas proviene de sólo 12 pozos, lo cual demuestra que la heterogeneidad del yacimiento ha hecho del emplazamiento de los pozos un verdadero desafío. Para aumentar las posibilidades de perforar un pozo de re-entrada horizontal con éxito, la compañía necesitaba conocer las características petrofísicas y la naturaleza estratigráfica de las arenas de alta calidad de la Formación 100 Foot Sand. Se limpió el pozo abierto existente y se adquirieron imágenes y registros con cable del pozo de diámetro reducido. También se examinaron los registros de imágenes de pozos vecinos (arriba). La interpretación de todo el conjunto de datos indicó una zona de alta porosidad y 4 m [14 pies] de espesor, con echados (buzamientos) de 3 a 4 hacia el SSO. Se programó que el nuevo pozo ingresara en esta zona y luego continuara a lo largo de un tramo horizontal de 152 m [500 pies] de extensión. (continúa en la página 12) 3. Stiles EK, DeRoeun MW, Terry IJ, Cornell SP y DuPuy SJ: Coiled Tubing Ultrashort-Radius Horizontal Drilling in a Gas Storage Reservoir: A Case Study, artículo de la SPE 57459, presentado en la Convención Regional del Este de la SPE, Charleston, Virginia Occidental, EUA, 20 al 22 de octubre de Otoño de

9 Almacenamiento de energía en forma de aire comprimido Desde el punto de vista económico, el gas natural no es el único tipo de gas que conviene almacenar en cavernas. El aire comprimido, que también lo utilizan las centrales de generación de energía, también puede guardarse en instalaciones de almacenamiento de energía en forma de aire comprimido (CAES, por sus siglas en inglés). La idea básica de las instalaciones CAES consiste en almacenar la energía producida por unidades nucleares o unidades a carbón fuera del período de consumo pico, como aire comprimido para su utilización en los períodos de gran demanda. Durante los períodos de bajo consumo y bajos costos, un motor consume energía para comprimir y almacenar el aire en cavernas de almacenamiento subterráneo de gas (izquierda). Durante los períodos de carga pico, se extrae el aire comprimido para quemar el gas natural en las cámaras de combustión de superficie. En centrales eléctricas que operan exclusivamente con turbinas de gas, unos dos tercios de la energía se utilizan para comprimir el aire de combustión. En una central eléctrica del tipo CAES, no se necesita compresión adicional porque el aire ya está comprimido. Una instalación CAES puede utilizar todo el volumen producido para la generación de energía. Hasta la fecha, se han construido dos plantas CAES; una en Huntorf, en 1978, y la segunda en McIntosh, Alabama, EUA, en 1991 (página siguiente, arriba). 1 Se está proyectando una tercera instalación en una mina de caliza de 10 MMm 3 [353 MMpc], en Norton, Ohio, EUA. Las dos cavernas de almacenamiento de aire comprimido de Huntorf tienen una altura de unos 250 m y un ancho de 60 m, para almacenar un volumen total de 310,000 m 3 [11 MMpc] de gas. A fin de vigilar rutinariamente la estabilidad de las cavernas de almacenamiento de gas, una herramienta de calibración tipo sonar inspecciona con regularidad la forma de las cavernas para asegurar la longevidad de la instalación de almacenamiento. Los frecuentes cambios de presión y de temperatura asociados con la inyección y la extracción de aire, pueden afectar la estabilidad de la sal. Para realizar trabajos en boca de pozo o en sartas de producción, a veces es necesario reducir la presión de aire de la caverna en la instalación de Huntorf hasta la presión atmosférica. Esta reducción de presión podría permitir que la sal fluya plásticamente, fenómeno que se conoce como escurrimiento de la sal. Además, los esfuerzos ejercidos en el volumen externo de la sal pueden provocar deformaciones de magnitud considerable. Se ha Presión de la caverna, bar Generación de energía, MW Compresión del aire Expansión del aire publicado que una caverna en Mississippi ha sufrido una pérdida de volumen del 50%, debido a la convergencia de la sal. La inspección de los contornos de las cavernas de la instalación CAES en Huntorf, resultó difícil porque las herramientas ultrasónicas utili Tiempo, horas > Generación de energía en la instalación de almacenamiento de energía en forma de aire comprimido (CAES, por sus siglas en inglés), durante un período de 24 horas. Durante los períodos de bajo consumo, el aire se comprime y almacena en el subsuelo (rosado). Durante los períodos de consumo pico, el aire comprimido se extrae (azul) y se quema con el gas natural para generar electricidad. > Corrosión de una tubería de revestimiento de la instalación CAES en la caverna de sal de Huntorf. Hasta el plástico reforzado con fibra de vidrio (FRP, por sus siglas en inglés), que reemplazó a la tubería de revestimiento de acero original en la década de 1980, sufrió problemas de corrosión. Los registros para la evaluación de tuberías de revestimiento pueden verificar la eficacia de las medidas destinadas a prevenir la corrosión, tales como la inyección de aire seco entre el acero y el plástico reforzado con fibra de vidrio. 10 Oilfield Review

10 zadas en las cavernas de gas natural tienen un rango de operación inadecuado para las cavernas CAES húmedas. Por el contrario, la inspección realizada con la herramienta láser demuestra lo poco que se han modificado los contornos de las paredes de las cavernas durante los 20 años de operación (abajo a la derecha). Un aspecto crítico del diseño de pozos para el almacenamiento de aire comprimido fue el requerimiento de regímenes de extracción extremadamente altos con bajas pérdidas de presión. Para ello fue necesario utilizar una tubería de revestimiento de pulgadas como última tubería de revestimiento cementada, y una sarta de tubería de producción de 21 pulgadas. Debido a que no hay empacador que selle el espacio anular entre la tubería de producción y la tubería de revestimiento, la última sarta de revestimiento cementada está expuesta a la corrosión. El agua del colector de componentes no disueltos en el piso de la caverna satura al aire comprimido, lo cual lo hace altamente corrosivo. En Huntorf, se realizan intentos por contrarrestar la corrosión de la tubería de revestimiento final mediante la inyección de aire seco en el espacio anular. Para reducir aún más el impacto de la corrosión, la sarta de tubería de producción ubicada dentro de la última tubería de revestimiento cementada se hizo de un acero extra-grueso. Sin embargo, al cabo de unos pocos meses de operación, comenzaron a surgir serios problemas de corrosión con la aparición de herrumbre en los filtros, corriente arriba de la turbina de gas. La tubería de revestimiento de producción de acero de pulgadas fue reemplazada por plástico reforzado con fibra de vidrio (FRP, por sus siglas en inglés) en la década de Ahora, sin embargo, hasta las sartas de FRP están mostrando destrucción parcial (página previa, abajo). Para reemplazar el FRP en un pozo, se extrajo el tramo deteriorado, y se limpió e inspeccionó la última tubería de revestimiento de acero cementada de pulgadas, utilizando la herramienta Electromagnética de Frecuencias Múltiples para Medición de Espesor de Tubería METT para evaluar el espesor de la pared de la tubería. Debido al gran diámetro de la tubería de revestimiento, la herramienta se utilizó fuera de su rango de operación normal, que es de hasta pulgadas. La evaluación de los registros indicó que las medidas de protección contra Caverna de almacenamiento de aire 1 Vista aérea de la planta CAES de Huntorf > Instalación de almacenamiento de aire comprimido y central de energía de Huntorf, Alemania. Vigilancia rutinaria de la forma de las cavernas 20 m 0 m 20 m 20 m 0 m 20 m 600 Sonar en 1984 Láser en 2001 Profundidad, m la corrosión, consistentes en la inyección de aire seco entre la tubería de revestimiento de acero y la de FRP, habían logrado inhibir con éxito la corrosión de la tubería de revestimiento de acero. No se observaron indicios de picaduras o corrosión en la superficie del acero. Caverna de almacenamiento de aire 2 Central de generación de energía 1. Crotogino F, Mohmeyer KU y Scharf R: Huntorf CAES: More Than 20 Years of Successful Operation, presentado en la Conferencia del Instituto de Investigación sobre el Método de Disolución Local, Orlando, Florida, EUA, 15 al 18 de abril de > Vigilancia rutinaria de la forma y las dimensiones de las cavernas. Las semejanzas entre los contornos detectados con un sonar en 1984 y los observados por las mediciones láser en 2001 muestran cuán poco han cambiado las formas de las dos cavernas en casi 20 años de operación. Otoño de

11 El revestimiento original del pozo se remontaba a la década de 1920 y se consideraba demasiado frágil para la perforación rotativa convencional. La presencia de una zona ladrona agotada detrás de la sarta de revestimiento asentada justo por encima de la sección yacimiento, complicaba aún más el programa de re-entrada. Para evitar el ingreso a esta zona de pérdida de circulación, la desviación tendría que comenzar en el pozo abierto, utilizando un tapón de cemento en lugar de una cuña de desviación mecánica que es más aceptada. La desviación comenzó a 1.5 m [5 pies] debajo de la zapata de la tubería de revestimiento de pulgadas, con un arreglo de fondo de pozo (BHA, por sus siglas en inglés) direccional para perforación con tubería flexible VIPER de Schlumberger. Para perforar el pozo horizontal de pulgadas, se desplegó un motor y un BHA direccional en la tubería flexible de pulgadas. Dado que la presión del yacimiento había declinado, el pozo terminó siendo perforado con un sobrebalance de presión de 200 lpc [13.6 atm]. El desempeño de este sistema superó las expectativas y se lograron curvaturas de hasta 100 /100 pies [30 m], lo cual excedió el programa de 65 /100 pies. Sin embargo, la presencia inesperada de roca dura demandó varios cambios de barrena (mecha, broca, trépano) y retardó la velocidad de penetración, de modo que se revisó la planificación del pozo para interrumpir la perforación 88 m [290 pies] después del comienzo de la desviación. A los dos meses de la limpieza del pozo, su producción había aumentado de 9,650 m 3 /d a 81,050 m 3 /d [0.337 MMpc/D a 2.83 MMpc/D], es decir, un incremento de la productividad de 840%. Luego de los resultados exitosos de esta primera re-entrada, CNG Transmission decidió utilizar tubería flexible para perforar otros dos pozos de re-entrada de radio de curvatura corto. El segundo pozo mostró un incremento en la productividad del 320% y la productividad del tercer pozo aumentó en un 2400%. Perforación bajo presión Mientras que los yacimientos de almacenamiento de gas en el noreste de EUA tienden a estar ubicados en formaciones relativamente someras de rocas porosas competentes, las instalaciones en otras partes del mundo experimentan condiciones de perforación y problemas de estabilidad del pozo que requieren soluciones diferentes. En un caso, Wintershall AG planificó perforar una serie de pozos horizontales adicionales en su yacimiento de almacenamiento subterráneo de 1000 m gas, situado en Rheden, Alemania. Para evitar pérdidas de lodo en la sección yacimiento, los pozos debieron perforarse mientras la presión de almacenamiento se encontraba en su punto más alto. Para asegurar un adecuado control de pozo, Schlumberger, Wintershall y el contratista de perforación desarrollaron en forma conjunta una serie de procedimientos operativos estrictos, que incluyeron medidas preventivas y procedimientos de respuestas ante emergencias, destinados a garantizar la correcta secuencia de trabajo para evitar situaciones críticas. Las presiones de yacimiento eran tan altas que en las primeras etapas de la construcción de los pozos, la columna de perforación no era lo suficientemente pesada para bajar sin ser empujada. Los viajes de extracción de la columna para cambiar el BHA o la barrena y volver a bajar el BHA en el pozo, bajo alta presión, exigían la utilización de una unidad para entubar bajo presión (snubbing unit). La unidad Sedco SN24 seleccionada para el trabajo, debió experimentar ciertas M A R D E L N O R T E Alemania Yacimiento de gas Breitbrunn/Eggstatt > Yacimiento de gas Breitbrunn/Eggstatt, en Bavaria, Alemania, convertido en yacimiento de almacenamiento de gas en En 1996, el agregado de seis pozos horizontales permitió duplicar la capacidad de almacenamiento de este yacimiento. Los pozos horizontales representan la mejor forma de intersectar la mayor cantidad de areniscas aisladas que constituyen las capas de almacenamiento de gas. Aquí, una trayectoria de pozo suavemente curva atraviesa la capa de interés desde el tope hasta la base y nuevamente hasta el tope (recuadro). modificaciones estructurales aprobadas por las autoridades mineras responsables, a los efectos de su conexión en la torre del equipo de perforación. Una vez que el peso de la sarta de perforación fue lo suficientemente alto como para superar la presión del gas en el pozo, la columna pudo bajarse sin la asistencia de la unidad para entubar bajo presión. En ese momento, dicha unidad se desmontó y se extrajo del interior del mástil del equipo de perforación, y el personal de perforación pudo retomar las operaciones de perforación habituales. La unidad Sedco SN24 debió utilizarse en todos los viajes de salida del pozo hasta alcanzar la profundidad final (TD, por sus siglas en inglés) y terminar el pozo a esa profundidad. La última operación con la unidad Sedco SN24 fue la bajada de una tubería de revestimiento corta de 7 pulgadas. Ahora, este procedimiento está aprobado y se encuentra disponible para futuras aplicaciones de perforación con fines de almacenamiento subterráneo de gas. 12 Oilfield Review

12 Generación de imágenes durante la perforación El yacimiento de gas Breitbrunn/Eggstatt, que se encuentra en Bavaria, Alemania, fue descubierto en Los pozos de producción eran verticales y explotaban cuatro arenas hasta 1993, cuando la capa superior extrema, Capa A, fue convertida en yacimiento de almacenamiento de gas. En 1996, la demanda de gas natural durante los meses de invierno condujo a una campaña destinada a duplicar la capacidad de almacenamiento de este anticlinal, con la apertura de las Capas C y D, que correspondían a dos areniscas más profundas y menos homogéneas. 4 Las capas más profundas están integradas por lentes de areniscas aisladas, que podrían sufrir problemas de producción de arena durante los ciclos de producción. La intersección de la mayor cantidad de lentes posibles requería la perforación de pozos horizontales con la adquisición de registros durante la perforación (LWD, por sus siglas en inglés) en tiempo real para el correcto geoposicionamiento del pozo. Los datos LWD ayudarían además a optimizar la orientación de la trayectoria del pozo para evitar direcciones con propensión a la producción de arena. Los estudios geológicos, petrofísicos y geomecánicos, realizados antes de la perforación, permitieron mejorar la precisión del modelo estructural de yacimiento, contribuyeron a evaluar la distribución de la arena y la estabilidad del pozo, y sirvieron para la selección del lodo de perforación y de las herramientas LWD, que permitirían dirigir el pozo en forma exitosa dentro de las capas prospectivas delgadas de 5 a 15 m [16 a 49 pies] de espesor. El modelo estructural logró una precisión del 99.9% en cuanto a la profundidad, o una imprecisión máxima de 1.5 m, gracias a la incorporación en el modelo de localizaciones de pozos re-investigados, levantamientos direccionales y marcadores obtenidos de registros de pozos existentes. La evaluación petrofísica y estratigráfica predijo que habría areniscas prospectivas en forma de lentes aislados. Para penetrar la mayor cantidad de lentes posibles, las trayectorias de los pozos fueron diseñadas como suaves perfiles en forma de U que permitieran atravesar las Capas C y D, desde el tope hasta la base y nuevamente hasta el tope, dentro de cada tramo horizontal (página previa). Las trayectorias de los pozos fueron diseñadas de manera tal de minimizar la inestabilidad de los pozos y la producción de arena. Según un estudio geomecánico, el esfuerzo horizontal máximo tiene una orientación N-S, el esfuerzo Imagen GVR en tiempo real horizontal mínimo posee una orientación E-O, y el esfuerzo intermedio es vertical. En base a esta información, y suponiendo una resistencia de roca isotrópica, los pozos deberían diseñarse con orientación N-S. Sin embargo, las pruebas de resistencia de la roca mostraron una clara anisotropía, con valores de resistencia máximos en la dirección N-S que triplican el valor de la resistencia mínima. Por otra parte, se creía que los esfuerzos probablemente aumentarían en los flancos del anticlinal. Los pozos ubicados más cerca del eje anticlinal, lejos de los flancos, serían más estables. Esto condujo a seleccionar finalmente la dirección NE-SO, a lo largo del eje anticlinal, como el azimut óptimo del pozo. El análisis geomecánico también incidió en la selección del lodo de perforación. A veces, se seleccionan lodos energizados con espuma para la perforación en condiciones de bajo balance, con el objetivo de evitar la invasión en yacimientos agotados, destinados a convertirse en yacimientos de almacenamiento de gas. En este caso, un lodo de perforación base agua ofrecería mayor estabilidad del pozo y produciría un revoque de filtración (enjarre) delgado en la pared del pozo para reducir la invasión. 4. Rohler H, Bornemann T, Darquin A y Rasmus J: The Use of Real-Time and Time-Lapse Logging-While-Drilling Images for Geosteering and Formation Evaluation in the Breitbrunn Field, Bavaria, Germany, artículo de la SPE 71733, presentado en la Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE, Nueva Orleáns, Luisiana, EUA, 30 de septiembre al 3 de octubre de Bonner S, Fredette M, Lovell J, Montaron B, Rosthal R, Tabanou J, Wu P, Clark B, Mills R y Williams R: Resistivity While Drilling: Images from the String, Oilfield Review 8, no. 1 (Primavera de 1996): Almaguer J, Manrique J, Wickramasuriya S, Habbtar A, López-de-Cardeñas J, May D, McNally AC y Sulbarán A: Orientación de los disparos en la dirección correcta, Oilfield Review 14, no. 1 (Verano de 2002): Dirección de la perforación > Imagen GVR obtenida en tiempo real en un pozo horizontal ubicado en el yacimiento de almacenamiento de gas Breitbrunn. Los echados de los límites de capas, obtenidos de la imagen GVR, definen la posición relativa del pozo dentro del yacimiento. Cuando se perfora una sección estratificada en forma descendente, los límites de las capas apuntan hacia la superficie. En cambio, cuando se perfora una sección en forma ascendente, los límites de las capas apuntan hacia el fondo del pozo. En esta imagen, la barrena se mueve de derecha a izquierda, perforando la sección hacia abajo. 10 m Este tipo de sistema de lodo permitiría que todas las técnicas convencionales de adquisición de registros y generación de imágenes durante la perforación, se aplicaran con transmisión de datos en tiempo real. La herramienta de Resistividad GeoVision GVR, que es una versión reciente de la herramienta de Resistividad Frente a la Barrena RAB, fue seleccionada por su capacidad para diferenciar lentes de arenisca de las lutitas adyacentes. Se escogió la herramienta de Densidad-Neutrón Azimutal ADN para asistir en la identificación de rasgos de arcilla y concreciones carbonatadas. Juntas, estas herramientas posibilitaron la evaluación de la porosidad y del contenido de arena durante la perforación de los tramos horizontales de pulgadas hacia la base y el tope, dentro de las capas C y D. Los echados computados a partir de las imágenes GVR en tiempo real, definieron la posición relativa del pozo dentro del yacimiento (arriba). La perforación en dirección ascendente o descendente a través de la sección es fácil de reconocer en estas imágenes. Los límites de capas sinusoidales apuntan hacia la superficie cuando se perfora en sentido descendente, y hacia el fondo del pozo cuando se perfora en sentido ascendente. 5 Después de la perforación se analizaron todos los datos LWD, los datos adquiridos con cable y los datos de núcleos, para la evaluación petrofísica final. Se seleccionaron las zonas de mayor permeabilidad para efectuar los disparos, siempre que los datos geomecánicos indicaban la factibilidad de producción sin arena. Se desplegaron cañones de disparos orientados para ubicar los disparos en la arenisca y no, por ejemplo, en una lente de lutita o en una concreción carbonatada subyacente. 6 Otoño de

13 Colgador de la tubería de producción Válvula de seguridad Junta de expansión Camisa corrediza Arreglo de sello de aldabas Empacador Válvula a charnela Zapata de la tubería de revestimiento de 9 5 /8 pulgadas Zona de almacenamiento de gas > Terminación de pozo típica con empaque de grava (no está a escala) en el proyecto de almacenamiento de gas de Tiehchenshan, Taiwán. La formación destinada al almacenamiento correspondía a una arenisca poco consolidada y cada uno de los seis pozos requirió un tratamiento de control de la producción de arena para sustentar los altos regímenes de inyección y extracción de gas. Con estas técnicas, se perforaron y terminaron tres pozos horizontales en cada una de las dos areniscas heterogéneas. Cada pozo tenía una longitud de más de 1000 m [3280 pies] y, en conjunto, los seis pozos duplicaron la capacidad de almacenamiento de Breitbrunn, que alcanzó 1085 MMm 3 [38,300 MMpc]. Control de la producción de arena en pozos de almacenamiento de gas El control de la producción de arena puede constituir una preocupación importante en ciertos pozos de almacenamiento de gas, especialmente porque experimentan ciclos repetidos de altos regímenes de inyección y producción. El control de la producción de arena era el objetivo primordial de la compañía Taiwan Petroleum and Exploration, una división de la empresa Chinese Petroleum Corporation, cuando comenzó un proyecto en 1997 para profundizar seis pozos en el yacimiento Tiehchenshan y construir una instalación de almacenamiento de gas. La formación destinada al almacenamiento de gas, ubicada a una profundidad de 2800 m [9184 pies], está constituida por una arenisca poco consolidada con escaso contenido de lutitas. La porosidad promedio es del 20% y la permeabilidad de 250 md. Para mantener el régimen de inyección y extracción máximo especificado de 808,000 m 3 /d [28.2 MMpc/D] por pozo, los seis pozos se terminarían con empaques de grava a pozo abierto. Cada pozo ya había sido perforado previamente con columna de producción de pulgadas, cementada justo encima del yacimiento. El proyecto Tiehchenshan asignó 12 días por pozo, es decir, un total de 72 días para profundizar los seis pozos. El alcance del trabajo incluía la limpieza de la tubería de revestimiento de pulgadas, la perforación de un tramo abierto de pulgadas de unos 30 a 40 m [100 a 130 pies] de largo, la extracción de núcleos de cinco de los seis pozos, el emplazamiento del empaque de grava, la bajada de una sarta de terminación final y la limpieza de los pozos (izquierda). El proyecto se completó en 60 días, con dos equipos de perforación y sin pérdida de tiempo debido a incidentes. Las necesidades de terminación incluyeron un tratamiento de remoción de herrumbre mediante la inyección de 10 bbl [1.6 m 3 ] de fluido con una concentración de HCl del 15%, inhibidor de corrosión y agente secuestrante ferroso. 7 A continuación, se realizó un tratamiento de purificación mediante la inyección de 20 bbl [3.1 m 3 ] de gel de hidroxietilcelulosa (HEC) de 40 libras por mil galones (lpt) con 400 lbm [181 kg] de arena de malla 20/40. El empaque de grava incluyó la inyección de 10 bbl de colchón de gel HEC de 40 lpt, seguido de la circulación de gel HEC de 40 lpt, con una concentración de grava de 1 libra de apuntalante agregado (ppa) por galón de lechada. Algunos pozos tenían empaques de lechada de gel HEC de 80 lpt y 4 ppa por galón de lechada. El tratamiento posterior al colchón se efectuó inyectando 5 bbl [0.8 m 3 ] de gel HEC de 40 lpt. El fluido de terminación que quedó en el espacio anular de la tubería de revestimiento de cada pozo era una mezcla de 8.47 lpg con 3% de cloruro de potasio [KCl] con inhibidor de corrosión IDFILM 820X. Esto para minimizar el desarrollo de bacterias y la acumulación de corrosión durante la vida útil de los pozos. Se limpió y se realizó una prueba de producción en cada pozo, obteniéndose resultados positivos. Los empaques de grava impidieron con éxito la producción de arena durante los tres años de producción de gas desde la construcción de estos pozos. Los pozos aún no han sido utilizados para inyección de gas, pero durante todo este tiempo, la productividad de los mismos se mantuvo en los niveles altos alcanzados inicialmente, gracias al éxito de los empaques de grava. Vigilancia rutinaria de pozos de almacenamiento de gas Todas las instalaciones de almacenamiento de gas requieren algún tipo de vigilancia rutinaria para asegurar que los pozos puedan producir o aceptar gas a los gastos (velocidades o tasas de flujo, caudales, ratas) requeridos. Los altos gastos experimentados durante la extracción del gas pueden producir daños de formación en las inmediaciones del pozo. De un modo similar, se pueden producir daños en el pozo con altos regímenes de inyección. La frecuente alternancia entre extracción e inyección puede ser otra de las causas de esos daños. Tradicionalmente, la observación rutinaria de pozos en sistemas de rocas porosas implica la realización de pruebas de contrapresión en superficie cada 1 o 2 años. Una prueba de contrapresión en superficie consiste en cerrar el pozo unas horas hasta lograr la estabilización de la presión, para luego hacerlo producir y cerrarlo en forma alternativa, durante períodos de 4 a 8 horas. Se controla el gasto y se registran las presiones de superficie, normalmente cada 5 a 10 minutos, durante los períodos de flujo y cierre. 14 Oilfield Review

14 Factor de daño Factor de daño mecánico calculado a partir de las pruebas de productividad Factor de daño mecánico medido de la prueba PTTA Factor de daño > Comparación entre el factor de daño mecánico determinado mediante el análisis de la prueba de presiones transitorias y el daño mecánico calculado en base a las pruebas de productividad. El buen ajuste entre ambos conjuntos de valores demuestra que es posible utilizar los valores calculados en lugar de los valores medidos. El método requiere mediciones iniciales con un registrador de presión de fondo de pozo. Los datos de una prueba de contrapresión convencional pueden utilizarse para predecir la productividad del pozo, para cualquier presión de yacimiento y cualquier presión en boca de pozo. De este modo, cualquier daño que haya ocurrido desde la última prueba resultará evidente. Sin embargo, si las pruebas son poco frecuentes, es probable que no se identifiquen daños en el pozo con la anticipación suficiente para evitar pérdidas de productividad, y además puede resultar difícil determinar la causa del daño. Las pruebas frecuentes, utilizando medidores de presión de fondo de pozo, normalmente son demasiado costosas. En las pruebas de superficie, los pozos se hacen producir a diversos gastos para determinar su productividad y detectar cualquier daño producido desde la última prueba. Los ingenieros del sector de Servicios de Datos y Consultoría de Schlumberger, desarrollaron una nueva forma de utilizar los resultados de las mediciones de superficie para cuantificar el daño del pozo con el tiempo. 8 Sólo se requiere el análisis de una prueba inicial de presiones transitorias (PTTA, por sus siglas en inglés); análisis que utiliza datos del registrador de presión de fondo. El nuevo método fue comprobado con datos de un pozo de almacenamiento de gas en un yacimiento de arenisca del este de los EUA. El pozo seleccionado para la validación del nuevo método fue sometido a prueba en junio de Se llevó a cabo una prueba de productividad, con un registrador de presión instalado en el fondo del pozo. El análisis de los datos del registrador de presión de fondo utilizado en la prueba de presiones transitorias, ayudó a determinar el factor de daño mecánico del pozo, s m, y el factor de flujo no darciano, D, a junio de El factor de daño total, s T, está dado por s T = s m + Dq, donde q es el gasto del pozo. El producto Dq se denomina factor de daño no darciano y es causado por las altas velocidades de flujo que se desarrollan en las inmediaciones del pozo. La siguiente prueba que se realizó en el pozo tuvo lugar en junio de 1997 y el pozo fue estimulado hidráulicamente dos días después de la prueba. Se efectuaron dos pruebas más en septiembre de 1997 y en mayo de En cada una de estas tres pruebas, se llevó a cabo una prueba de productividad y se registraron las presiones de superficie. Para validar el nuevo método, un registrador de presión de fondo proveía simultáneamente datos de fondo de pozo para la determinación del factor de daño mecánico y del factor de flujo no darciano. Estos valores se calcularon luego utilizando sólo los datos de superficie y se compararon con los valores PTTA medidos (arriba). Con el nuevo método, los operadores pueden vigilar el comportamiento de los pozos con mayor frecuencia, a un costo mínimo. La implementación de esta técnica puede aportar datos para conocer el origen del daño en pozos de almacenamiento de gas, permitiendo la remediación o atenuación del daño antes de que la productividad decline hasta alcanzar niveles antieconómicos. En otro estudio, los consultores de Schlumberger demostraron cómo las pruebas de flujo efectuadas a regímenes múltiples pueden ayudar a determinar la calidad del yacimiento, cuantificar el volumen de inventario, construir un modelo de todo el sistema, catalogar los cuellos de botella en las instalaciones de fondo de pozo y de superficie, e incluso determinar la potencia necesaria para ciclar el gas de trabajo varias veces por año. 9 Otra fuente de valiosa información de vigilancia rutinaria proviene de las mediciones electrónicas de flujo (EFM, por sus siglas en inglés), en boca de pozo. El equipo de mediciones electrónicas de flujo mide, almacena y transmite los datos de gasto de gas y de presión desde la boca de pozo hasta una computadora instalada en la oficina. Estos sistemas todavía no se instalan en forma rutinaria en los pozos de almacenamiento de gas, pero se están popularizando cada vez más. Un sistema EFM instalado a mediados de la década de 1990 en el yacimiento de almacenamiento de gas Belle River Mills, ubicado en Michigan, ayudó a los ingenieros a detectar problemas operativos que dejaron inoperantes a numerosos pozos. 10 Las mediciones, que también ayudaron a evaluar el impacto de las válvulas de seguridad subterráneas sobre la productividad de los pozos, formaban parte de un sistema automático, destinado a alertar a los operadores de campo acerca del deterioro del desempeño de un pozo. La empresa Michigan Consolidated Gas Company opera el yacimiento Belle River Mills, una estructura de arrecife del período Niagariense, que fue descubierto en 1961 y fue convertido en yacimiento de almacenamiento de gas en El yacimiento contiene 23 pozos activos de inyección-producción, capaces de producir más de 34 MMm 3 /d [1200 MMpc/D] durante los períodos pico. Las grandes variaciones del régimen de flujo dentro de un mismo día son comunes. Los primeros métodos de vigilancia rutinaria de yacimientos consistían en la ejecución de pruebas de contrapresión cada tres o cinco años para evaluar la productividad del pozo, y pruebas de presión diferencial, de dos a cuatro veces por año para determinar el aporte de cada pozo al flujo total del yacimiento. La instalación de dispositivos EFM en boca de pozo, ahora permite a los operadores vigilar permanentemente la productividad del pozo y todos los parámetros de flujo. Una red de computadora vincula los pozos y los escudriña una vez por hora. Las lecturas horarias se comprimen y transfieren a la oficina corporativa una vez por día. Estas actualizaciones frecuentes ayudan a identificar problemas operativos, tales como fallas de funcionamiento de las válvulas, además de problemas crónicos, tales como daños de pozo. 7. Un tratamiento de remoción de herrumbre utiliza una mezcla química, normalmente de ácido e inhibidor, para eliminar la herrumbre y las incrustaciones de los tubulares antes de bombear un tratamiento de empaque de grava. 8. Brown KG y Sawyer WK: Novel Surveillance Helps Operators Track Damage, artículo de la SPE 75713, presentado en el Simposio de Tecnología del Gas de la SPE, Calgary, Alberta, Canadá, 30 de abril al 2 de mayo de Brown KG y Sawyer WK: Practical Methods to Improve Storage Operations A Case Study, artículo de la SPE 57460, presentado en la Convención Regional del Este de la SPE, Charleston, Virginia Occidental, EUA, 20 al 22 de octubre de Brown KG: The Value of Wellhead Electronic Flow Measurement in Gas Storage Fields, artículo de la SPE 31000, presentado en la Convención Regional del Este de la SPE, Morgantown, Virginia Occidental, EUA, 19 al 21 de septiembre de Otoño de

15 Mapa de burbujas típico del régimen de extracción > Gráfica de burbujas que muestra los regímenes de producción relativos a partir de mediciones electrónicas del flujo (EFM, por sus siglas en inglés), efectuadas en boca de pozo, durante un día típico en el yacimiento de almacenamiento de gas Belle River Mills. Se espera menos producción (burbujas más pequeñas) en los flancos, o bordes, de la estructura donde la calidad del yacimiento es pobre. El centro del yacimiento muestra más producción (burbujas más grandes). El círculo abierto indica un pozo sin producción. Mapa de burbujas que muestra problemas de producción > Gráfica de burbujas que muestra problemas de producción detectados por mediciones electrónicas de flujo (EFM) en el yacimiento de almacenamiento de gas Belle River Mills. Varios pozos, ubicados en la porción central de alta calidad del yacimiento, muestran valores de producción menores (burbujas más pequeñas). Algunos pozos no muestran producción (círculos abiertos). La inspección de las localizaciones de los pozos reveló problemas con las válvulas de seguridad de las líneas de control, las cuales fueron reparadas de inmediato. Una forma de identificar anomalías en el comportamiento de un pozo, es a través de gráficas de burbujas de los gastos de producción a partir de los datos EFM. La observación rutinaria del desempeño de los pozos, puede hacerse mediante el sistema computarizado de manejo de la producción OFM. Una gráfica de burbujas para un día típico en el yacimiento Belle River Mills, muestra regímenes de extracción más bajos en los pozos situados en los flancos del arrecife, donde la calidad de la roca es pobre; sin embargo, todos los pozos contribuyen a la producción (izquierda). En otro día, se detectaron problemas en varios pozos (abajo, a la izquierda). La inspección de las localizaciones de los pozos reveló que las válvulas de seguridad de las líneas de control habían perdido presión hidráulica, lo cual produjo una pérdida de productividad de 4.29 MMm 3 /d [150 MMpc/D] en todo el yacimiento. La detección de este problema en el mismo día ayudó a maximizar la productividad a un costo mínimo. Además de las mediciones de presión para la vigilancia rutinaria del almacenamiento de gas, se realizaron algunas experiencias de observación rutinaria de la actividad símica en Francia, en las que el Instituto Francés del Petróleo y del Gas de Francia observó las emisiones acústicas en instalaciones de almacenamiento subterráneo de gas. 11 En experimentos más recientes, se vigiló rutinariamente la saturación, y la altura de la columna de gas fue medida utilizando técnicas sísmicas de lapsos de tiempo e imágenes sísmicas de pozo. 12 Rehabilitación de pozos de almacenamiento de gas dañados La Asociación Americana del Gas estima una pérdida de productividad de unos 85.9 MMm 3 /d [3000 MMpc/D] en más de los 15,000 pozos de almacenamiento de gas que se encuentran en operación en los EUA. Los operadores de almacenamiento de gas invierten más de 100 millones de dólares estadounidenses anuales para restituir la pérdida de productividad, ya sea por remediación o mediante la perforación de pozos nuevos. Algunos de los mecanismos de daño, tales como invasión y producción de arena, resultan familiares para los operadores de E&P, mientras que otros mecanismos tales como el desarrollo de bacterias o la obstrucción de los poros con aceite de compresores están más relacionados con la inyección y el almacenamiento de gas (próxima página). El Instituto de Tecnología del Gas (GTI, por sus siglas en inglés) llevó a cabo recientemente un proyecto para investigar meca- 16 Oilfield Review

16 52026schD05R1 11/25/02 8:33 AM Page 17 nismos de daño en pozos destinados al almacenamiento de gas.13 Para suministrar datos para esta investigación, los operadores de almacenamiento de gas evaluaron núcleos, fluidos y pruebas de pozos, en más de 10 yacimientos de almacenamiento de gas. Se identificaron cuatro tipos principales de daños: bacterias precipitados inorgánicos, tales como compuestos ferrosos, sales, carbonato de calcio y sulfato de bario hidrocarburos, residuos orgánicos y productos químicos para producción sólidos. En los pozos de estudio, la producción de arena, la obstrucción mecánica, los problemas relacionados con los fluidos de terminación y estimulación, y los efectos de la permeabilidad relativa eran problemas menos frecuentes. Todos estos mecanismos de daño requieren diferentes métodos de estimulación para restituir la inyectividad y la productividad, y con los años, se ha adquirido vasta experiencia en cuanto al diagnóstico de los mecanismos de daño y el diseño de técnicas de estimulación. A fin de captar este conocimiento y ponerlo a disposición de los ingenieros que se desempeñan en la industria del almacenamiento de gas, Schlumberger y el GTI desarrollaron el modelo de computación DamageExpert para diagnosticar el daño de formación.14 Este modelo, creado para pozos de almacenamiento de gas, combina bases de conocimientos de almacenamiento de gas, lógica difusa y tecnologías de sistemas expertos. A partir de los datos ingresados por el usuario, el programa ayuda a diagnosticar el tipo de daño de formación más probable y luego contribuye a seleccionar el mejor tratamiento y el mejor fluido de estimulación. El primer paso en el desarrollo del sistema consistió en la construcción de una base de conocimientos. Esto, a su vez, se dividió en dos partes: adquisición del conocimiento y representación del conocimiento. La adquisición del conocimiento es el proceso de extracción y organización del conocimiento, obtenido de expertos en el tema y de publicaciones técnicas. Para este sistema, el conocimiento comprendía información y experiencia de los operadores, de las compañías de servicios y de otros especialistas en mecanismos de daños de formación en pozos de almacenamiento de gas, así como también los correspondientes métodos de tratamiento. A continuación, el conocimiento adquirido es representado, o estructurado, de un modo tal que facilite la resolución del problema. En este caso Otoño de 2002 Sólidos Residuos de hidrocarburos Precipitados inorgánicos Bacterias > Tipos principales de daños en pozos de yacimientos de almacenamiento de gas. Los operadores identificaron cuatro mecanismos principales que obstruyen los poros y deterioran la productividad: bacterias, precipitados inorgánicos, residuos de hidrocarburos y sólidos. en particular, se construyeron bases de conocimientos para cuatro pasos de la secuencia de resolución de problemas: selección del candidato, diagnóstico del mecanismo de daño, recomendación del tratamiento y evaluación del mismo. El conocimiento del tema se representó utilizando lógica difusa, combinada con reglas de producción, redes neuronales y algoritmos genéticos. La lógica difusa es una forma de representar el conocimiento que es difícil de captar en un sistema basado en reglas estrictas. La lógica binaria clásica, basada en reglas rígidas, resuelve problemas mediante la formulación de enunciados tales como, si se cumple la condición A, entonces existe la situación B. El enunciado puede ser solamente verdadero o falso. Los valores matemáticos para representar la situación verdadera sólo pueden ser uno para verdadero y cero para falso. Aplicando lógica difusa, los valores representativos de la situación verdadera pueden variar entre cero y uno, y pueden adoptar variables lingüísticas, tales como altamente, grande, un tanto y raramente. La lógica difusa ofrece una forma de ayudar a emular el proceso de pensamiento de un ingeniero que está diagnosticando el daño de formación y diseñando un tratamiento para su eliminación. 11. Deflandre J-P, Laurent J y Blondin E: Use of Permanent Geophones for Microseismic Surveying of a Gas Storage Reservoir, presentado en la 55ta. Conferencia y Exhibición Técnica de la EAEG, Stavanger, Noruega, del 7 al 11 de junio de Dumont M-H, Fayemendy C, Mari J-L y Huguet F: Underground Gas Storage: Estimating Gas Column Height and Saturation with Time Lapse Seismic, Petroleum Geoscience 7, no. 2 (Mayo de 2001): GRI: Investigation of Storage Well Damage Mechanisms, GRI-98/0197 (Abril de 1999). El Instituto de Tecnología del Gas (GTI, por sus siglas en inglés) se conocía anteriormente como Instituto de Investigación del Gas (GRI, por sus siglas en inglés). 14. Xiong H, Robinson B y Foh S: Using an Expert System to Diagnose Formation Damage Mechanisms and Design Stimulation Treatments for Gas-Storage Wells, artículo de la SPE 72374, presentado en la Convención Regional del Este de la SPE, Canton, Ohio, EUA, 17 al 19 de octubre de

17 Base de datos de información de pozos Base de datos de fluidos Módulo de entrada de datos Módulo de mecanismo de daño Módulo de factibilidad de tratamiento Módulo de selección de tratamiento Módulo de fluido de tratamiento Módulo de programa de bombeo Módulo de presentación de informes Bases de conocimientos > Módulos del modelo de computación DamageExpert para el diagnóstico de mecanismos de daño en pozos de almacenamiento de gas. > Diagnóstico de daño de pozo de almacenamiento de gas. Dada la información de entrada, el sistema DamageExpert determinó que la obstrucción y los efectos de la permeabilidad relativa constituían las causas principales de daño de pozo, junto con las incrustaciones de óxido de hierro [Fe 2 O 3 ], carbonato de calcio [CaCO 3 ], sulfuro de hierro [FeS 2 ] y cloruro. La información circula a través de siete módulos durante el proceso de diagnóstico y diseño del tratamiento (izquierda). El módulo de ingreso de datos recibe información tal como identificación, dimensiones, terminaciones e historia del pozo, junto con datos de la roca del yacimiento y propiedades de los fluidos. Todos los módulos subsiguientes utilizan esta información de entrada. A continuación, el módulo de diagnóstico del mecanismo de daño analiza la información de entrada para identificar tipos posibles de daños de pozo y de formación. Los mecanismos se clasifican de más probable a menos probable. Este módulo puede saltearse si el usuario está seguro de que se conoce el mecanismo de daño. El módulo de factibilidad del tratamiento determina si el pozo es un buen candidato para la remediación del daño. A éste le sigue el módulo de selección del tratamiento, que recomienda el mejor tratamiento disponible para eliminar el daño identificado. El módulo de fluido de tratamiento ayuda a seleccionar el mejor fluido a utilizar en un tratamiento de matriz o en un lavado de pozo. El módulo verifica la compatibilidad entre la formación y el fluido de tratamiento, y especifica los aditivos necesarios para evitar reacciones químicas indeseables. El módulo del programa de bombeo recomienda una combinación de régimen de inyección y volumen de fluido para cada zona a tratar. Y, por último, el módulo de presentación de informes emite informes de cualquiera de los otros módulos. El sistema experto fue probado en varios pozos de almacenamiento de gas y, para mejorar el sistema, se retroalimentó la información. Un pozo de muestra fue terminado desnudo con la tubería de revestimiento cementada por encima del yacimiento de areniscas de almacenamiento de gas. El pozo tenía una producción moderada de 71,600 m 3 /d [2500 Mpc/D] y su capacidad de extracción había declinado un 53%. El módulo de mecanismo de daño indicó que la obstrucción de los poros y los efectos de la permeabilidad relativa eran las principales causas de los daños ocasionados al pozo (izquierda). El módulo de selección del tratamiento propuso un lavado del pozo o un tratamiento de matriz, con casi un 50% de probabilidad de éxito (página siguiente, arriba). Una vez que el usuario seleccionaba un tratamiento de matriz, el sistema experto sugería los fluidos de estimulación y el programa de bombeo (página siguiente, abajo). 18 Oilfield Review

18 El pozo fue estimulado con el tratamiento recomendado, que incluía un agente tensioactivo, un inhibidor de hierro, un inhibidor de corrosión y un taponador selectivo. Después del tratamiento, la productividad del gas había aumentado cinco veces. El aumento anticipado del consumo de gas y la desregulación sostenida, crearán oportunidades y generarán cambios en las prácticas comerciales de las compañías de E&P de petróleo y de gas, de las compañías de transporte y almacenamiento de gas, de las compañías de comercialización de gas, y de las compañías de servicios públicos y servicios generales. Para extraer el máximo provecho de estas oportunidades, será necesario el desarrollo de tecnologías de seguimiento y la aplicación de herramientas y servicios que aumenten la eficiencia y el valor. LS Más allá del almacenamiento El almacenamiento subterráneo de gas es sólo una de las industrias que se están desarrollando para satisfacer las crecientes y rápidamente cambiantes necesidades energéticas mundiales. En Europa, por ejemplo, la Ley Parlamentaria de Gas de la Unión Europea, que data de 1998, requiere que todos los países desregulen sus sectores de gas y electricidad durante la próxima década. El éxito de este tipo de desregulación destinada a estimular la competencia y reducir el costo total demandará mayor eficiencia en la cadena de suministro de gas. El manejo de toda la cadena de suministro de gas implica la observación rutinaria y el control en tiempo real del transporte del gas desde la boca de pozo a través del gasoducto y de la cuadrícula de gas natural licuado (GNL) hasta llegar a la punta del quemador del consumidor final, pasando por las instalaciones de almacenamiento. También incluirá los servicios de tecnología de la información para facilitar el manejo de los activos, el acceso de terceros, la atención al cliente, la facturación y la comercialización. El sector Energía y Servicios Públicos de SchlumbergerSema está diseñando e implementando este tipo de solución de sistemas para clientes en diversos proyectos de todo el mundo. Este tipo de proyecto de integración en gran escala, podría conllevar en una primera etapa el desarrollo de una solución de red satelital para conectar los yacimientos productores de gas, las estaciones colectoras y las estaciones de gasoductos, los sitios de almacenamiento subterráneo de gas y las terminales de exportación de gas, a una base de datos central. El objetivo final del proyecto sería instalar centros de comercialización e intercambio de gas, accesibles por Internet, en las principales áreas de consumo y en los puntos de control de las fronteras de exportación, similares al centro de comercialización de electricidad diseñado y operado por SchlumbergerSema, actualmente implementado para APX, en Ámsterdam, Países Bajos. > Módulo de selección del tratamiento que muestra mayor confiabilidad en el éxito de dos tratamientos posibles: lavado de pozo y tratamiento de matriz. El usuario optó por el segundo tratamiento y pasó al módulo siguiente para la selección del fluido. > Selección del fluido y programa de bombeo, propuestos por el sistema DamageExpert. El sistema experto recomienda los parámetros para cada etapa del tratamiento, incluyendo el volumen por etapas, el régimen de inyección y la composición química. Otoño de