4 Oilfield Review

Pozos de alcance extendido

En los últimos años, la industria del petróleo y el gas ha perfeccionado su capacidad

para perforar pozos de alto ángulo cada vez más largos, a lo largo de trayectos cada

vez más complejos. Hoy, las longitudes horizontales de estos pozos de alcance

extendido se miden en kilómetros y en millas, y múltiples depósitos aislados se

vinculan con un solo pozo.

Bjarne BennetzenMaersk Oil Qatar ASDoha, Qatar

John FullerGatwick, Inglaterra

Erhan IsevcanDoha, Qatar

Tony KreppRichard MeehanNelson Mohammed The Woodlands, Texas, EUA

Jean-Francois PoupeauHouston, Texas

Kumud SonowalZakum Development CompanyAbu Dhabi, Emiratos Árabes Unidos

Traducción del artículo publicado en Oilfield Review, Otoño de 2010: 22, no. 3.Copyright © 2011 Schlumberger.Por su colaboración en la preparación de este artículo, se agradece a Emma Jane Bloor y Mike Williams, Sugar Land, Texas.DrillMAP, PowerDrive X5 y PowerDrive Xceed son marcas de Schlumberger.

Volumen 22, no. 3 5

La tecnología innovadora se caracteriza por su capacidad para abrir nuevos horizontes. En el mundo de las operaciones de perforación de alcance extendido, ese estándar es literal. En 1997, BP estableció la pauta cuando perforó una sección horizontal de más de 10 km [aproximada-mente 6 millas] en un pozo de su campo Wytch Farm, en Inglaterra.1 Desde entonces, la indus-tria ha superado reiteradas veces esa marca. En el momento de la preparación de este artículo, la longitud horizontal récord era superior a 10,9 km [6,8 millas] y la profundidad medida récord era de 12,3 km [7.6 millas], en un pozo del área marina de Qatar.2

En pos de la explotación de sus propias reser-vas aisladas, a través de operaciones de perfora-ción de alcance extendido (ERD), los operadores pueden verse tentados a repetir lo que se ha hecho antes. No obstante, dado que los cambios aparentemente pequeños en los parámetros de los pozos ERD pueden producir impactos signifi-cativos sobre las opciones de terminación, es esencial que los ingenieros planifiquen cada pozo de alcance extendido como un proyecto de inge-niería único.

Por ejemplo, para facilitar la instalación de terminaciones inteligentes, es importante que el pozo posea un diámetro relativamente grande y un perfil suave. Los pozos inteligentes a menudo cuentan con sartas de producción con instrumen-tos instalados en la parte externa. Esos equipos pueden dañarse durante la instalación si el espa-cio anular existente entre el tubular y las paredes de la tubería de revestimiento es demasiado estrecho o irregular. Por el contrario, una termi-nación menos compleja ofrece al operador el lujo de poder rotar la tubería de revestimiento o apli-car grandes cargas para que sortee altos ángulos y puntos estrechos, eliminando de ese modo la necesidad de proveer un espacio anular extra en el programa de perforación.

Un proceso de planeación adecuado debe incluir medidas de seguimiento. A la hora de eje-cutar los planes de ERD, los ingenieros de perfo-ración experimentados a menudo llevan a cabo operaciones aparentemente familiares de un modo no familiar. Para garantizar que todos los involucrados realicen sus tareas según las direc-trices estipuladas en materia de perforación

ERD, es esencial el entrenamiento en las mejores prácticas tanto para el personal de campo como para el personal de oficina.

Gran parte del avance en materia de perfora-ción de secciones horizontales más largas se ha atribuido al mejoramiento de la tecnología en dos áreas: capacidades de direccionamiento más sen-sibles y capacidades de obtención de mediciones en tiempo real más precisas. No obstante, este artículo se concentra en un tercer componente del avance de la industria: el desarrollo de mejo-res prácticas y la importancia de conectar las lecciones aprendidas a partir de la ingeniería, la tecnología, el entrenamiento, la supervisión y el análisis posterior a la operación, con la perfora-ción del pozo de alcance extendido siguiente.

1. Para obtener más información sobre el campo Wytch Farm, consulte: Allen F, Tooms P, Conran G, Lesso B y Van de Slijke P: “Extended-Reach Drilling: Breaking the 10-km Barrier,” Oilfield Review 9, no. 4 (Invierno de 1997): 32–47.

2. Sonowal K, Bennetzen B, Wong P y Isevcan E: “How Continuous Improvement Led to the Longest Horizontal Well in the World,” artículo SPE/IADC 119506, presentado en la Conferencia y Exhibición de Perforación de las SPE/IADC, Ámsterdam, 17 al 19 de marzo de 2009.

6 Oilfield Review

Definición de pozos ERDUn pozo ERD se define como aquél que posee una relación desviación horizontal-profundidad verti-cal verdadera (HD/TVD) de más de 2,0 (arriba). Esta relación constituye una indicación cruda de la complejidad del pozo: cuanto más alta es la rela-ción, más complejo es el pozo. Pero se trata sola-mente de un indicador básico de la dificultad que implicará la perforación y la terminación del pozo.

Las operaciones de perforación que apuntan a objetivos localizados a una distancia horizontal significativa respecto de la localización superfi-cial, requieren algo más que perforar en sentido vertical, girar y perforar en sentido horizontal. Dependiendo de características de la formación tales como temperatura, presión y propiedades de las rocas, el personal de perforación determina el

peso a aplicar sobre la barrena (WOB), las rpm de la sarta de perforación, la densidad del lodo y otros parámetros. Todos estos parámetros son ajustados por la trayectoria planificada del pozo, y por el incremento y la reducción angular, y los giros acimutales necesarios para lograrla. Esto último se ha convertido en un factor significativo en la planeación de pozos de alcance extendido en los últimos años ya que la sofisticada tecnolo-gía de perforación direccional y LWD permitió a los operadores utilizar trayectos de pozos 3D menores en número, pero más complejos, para optimizar el desarrollo de los yacimientos.

Además, los pozos de alcance extendido se clasifican en general como pozos con una TVD muy profunda o muy somera (próxima página) y cada uno presenta sus propios desafíos. Los pozos

muy largos, o de alcance ultra extendido, pueden ser difíciles de perforar y terminar porque es posible que experimenten grandes esfuerzos de torsión y arrastre. Las presiones de circulación pueden ser elevadas para superar las pérdidas por fricción a medida que el fluido de perforación es bombeado por la sarta de perforación, y sus-tentar el espacio anular existente entre las pare-des del pozo y la sarta de perforación.

Los pozos con una TVD somera normalmente son perforados en formaciones no consolidadas con gradientes de fracturas relativamente bajos. La estrecha ventana entre el gradiente de pre-sión de poro y el de fractura resultante cobra más importancia a medida que el pozo se extiende en sentido horizontal y las densidades de circulación equivalentes (ECD) continúan incrementándose.3 Además, cuando la distancia existente entre el equipo de perforación y la sección yacimiento de interés es relativamente corta, es probable que los pozos someros deban ser desviados de la verti-cal formando un ángulo agudo. La trayectoria resultante puede generar problemas de torque y flexión (buckling) en la columna de perforación y en los tubulares utilizados en la terminación.4

Cuando un pozo de alcance extendido incluye una TVD profunda, también puede estar limitado por la tensión de la sarta de perforación y los grandes esfuerzos laterales que introducen pro-blemas de desgaste de la tubería de revestimiento y la columna de perforación.

Entre los subconjuntos de estos tipos de pozos básicos se encuentran los pozos de aguas profun-das, los pozos 3D y aquellos pozos cuyo diseño está restringido por las limitaciones del equipo de per-foración disponible. Los pozos de alcance exten-dido en aguas profundas son poco comunes porque normalmente conviene más desplazar un equipo de perforación flotante hacia la formación objetivo que perforar en sentido horizontal. No obstante, a medida que declinan las tasas de producción en las plataformas de producción fijas de aguas pro-fundas, es probable que los campos para los que operan se conviertan en candidatos para la perfo-ración de pozos de alcance extendido, diseñados para la conexión con los yacimientos lejanos.

Cuando un pozo de alcance extendido de aguas profundas constituye una opción más efec-tiva, los gradientes de fracturas bajos —causados por el reemplazo de miles de pies de estratos de sobrecarga por agua— exacerban la necesidad de manejar la densidad ECD más exhaustiva-mente. Por otro lado, debido a la larga sección vertical existente entre el fondo marino y la superficie, el peso suspendido del aparejo móvil del equipo de perforación es mayor, y la tensión de la tubería se incrementa significativamente.

> Extensión del alcance. La relación desviación horizontal-profundidad vertical verdadera (HD/TVD) se ha incrementado a un ritmo constante desde mediados de la década de 1970 (extremo superior). Tradicionalmente, un pozo cuya relación HD/TVD es de 2,0 o mayor, se considera un pozo de alcance extendido. Aquí, los pozos profundos con una desviación horizontal considerable también se clasifican como pozos de alcance extendido. Para el año 2010, los operadores habían perforado numerosos pozos con relaciones superiores a 4,0 (extremo inferior). El pozo BD-04A del campo Al-Shaheen estableció una desviación horizontal récord de 37 956 pies.

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Operaciones mundiales de perforación de pozos de alcance extendido

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Hasta 1975Hasta 1980Hasta 1985Hasta 1990Hasta 1995Hasta 2000Hasta 2005Hasta 2010

Alcance corto Alcance intermedioAlcance extendidoAlcance ultra-extendidoPozo ERD

4.03.0

2.0

Volumen 22, no. 3 7

Esta tensión extra genera grandes esfuerzos late-rales, que pueden producir el desgaste de la tube-ría de revestimiento cuando la columna de perforación se extrae del pozo a través de seccio-nes de incrementos y reducciones angulares, durante las operaciones de rectificación.5

Además, las operaciones de aguas profundas afectan las propiedades de los fluidos de perfora-ción de una forma que puede incidir en el pro-ceso de limpieza del pozo. A medida que el lodo viaja desde la superficie, se enfría significativa-mente por la acción del agua del fondo marino que se encuentra próxima al punto de congela-miento. Luego, se calienta hasta alcanzar las temperaturas de la formación en la barrena, antes de readquirir la temperatura del fondo marino en la base del tubo ascendente. Este pro-ceso puede modificar la reología del lodo de per-foración, afectando su capacidad de transporte o las cargas ECD impuestas sobre el pozo. En los pozos de alcance extendido, las densidades del lodo deben controlarse cuidadosamente. Ésta es otra de las instancias en las que el margen de error es menor en los pozos de alcance extendido que en los pozos verticales.

Los pozos 3D complejos proliferaron en los últimos años, acompañando el desarrollo y la adopción de herramientas de perforación rota-tiva direccional y MWD cada vez más sofisticadas por parte de la industria. Estos pozos se caracte-rizan por los numerosos y significativos cambios de acimuts diseñados para mantener el pozo en conformidad con sus objetivos.

Los pozos limitados en términos de equipos de perforación son los pozos perforados desde unida-des de perforación con un grado inadecuado de carga en el gancho o capacidad de bombeo.6 Muchos ingenieros de perforación tratan a estos pozos como una categoría ERD diferente porque las deficiencias del equipo de perforación los obliga a utilizar tecno-logía que de lo contrario no se requeriría.

La fase de planeaciónLos pozos de alcance extendido se perforan por numerosas razones: para contactar el mayor volu-men de yacimiento posible con el pozo, para acceder a varios depósitos de hidrocarburos de amplia distribución desde una sola localización, o para eliminar las operaciones de superficie de las áreas ambientalmente sensibles. Determinado por los problemas ambientales, uno de los pro-gramas ERD más exitosos se llevó a cabo en el campo Wytch Farm de BP, situado en la costa sur de Inglaterra. En 1993, el operador optó por acce-der a los depósitos marinos de petróleo situados por debajo de Poole Harbour, mediante pozos de largo alcance y alto ángulo perforados desde loca-lizaciones superficiales, estrechamente espacia-das en tierra firme. El primer pozo tenía un alcance horizontal de 3,8 km [2,4 millas]. El pro-yecto culminó en el año 1999 con un pozo cuyo alcance horizontal fue de 10,9 km.

En la época en que superó la marca de 10 km, BP utilizaba equipos de 100 personas, que repre-sentaban a todas las entidades involucradas en la campaña de perforación. Antes de comenzar cada

pozo, el personal asignado se reunía para asistir a talleres de uno o dos días. Primero se les infor-maba cómo se relacionaban los objetivos globales de la compañía con las metas, el diseño, el costo y la viabilidad comercial del pozo del campo Wytch Farm que estaban planificando. Luego, los ingenieros especialistas en subsuelo, perfora-ción, perforación direccional, lodo y terminacio-nes, describían los detalles técnicos y los peligros potenciales del pozo cuya perforación estaba por iniciarse.7

A continuación, los equipos se dividían en grupos más reducidos, de cinco a ocho personas, que revisaban y establecían los tiempos previstos para cada fase del pozo, tal como la perforación

3. ECD es la densidad efectiva ejercida por un fluido en circulación contra la formación. La densidad ECD se calcula como: d + P/(0.052D), donde d es el densidad del lodo en libras por galón (ppg), P es caída de presión en el espacio anular entre la profundidad D y la superficie (psi), y D es la profundidad vertical verdadera (pies).

4. Mims M y Krepp T: Drilling Design and Implementation for Extended Reach and Complex Wells, 3a ed. Houston: K&M Technology Group, 2007.

5. En las operaciones de rectificación, se pasa una herramienta de diámetro externo (OD) mayor que la barrena a través de una sección del pozo perforada previamente, para incrementar el diámetro del pozo.

6. La carga en el gancho es la fuerza total que baja el gancho del equipo de perforación, al que está fijado todo el equipamiento de perforación —incluidos el vástago de perforación, la mesa rotativa y la sarta de perforación— y desde el cual se baja o se extrae del pozo todo el resto del equipamiento.

7. Meader T, Allen F y Riley G: “To the Limit and Beyond–The Secret of World-Class Extended-Reach Drilling Performance at Wytch Farm,” artículo IADC/SPE 59204, presentado en la Conferencia de Perforación de las IADC/SPE, Nueva Orleáns, 23 al 25 de febrero de 2000.

> Tipos básicos de pozos de alcance extendido. Los pozos de alcance extendido corresponden a dos categorías: pozos muy someros o pozos muy largos (extremo superior, líneas negras). Cada uno plantea sus propios desafíos y ninguno alegó relaciones HD/TVD más altas (líneas de guiones). Los perfiles de los pozos de alcance extendido pueden ser clasificados como perfiles de pozos de sección angular y sección tangencial (o de ángulo sostenido); parte del trayecto del pozo, que sigue a la sección de incremento angular, donde el ángulo y la dirección se mantienen constantes) (B&H), catenarias, en forma de S o complejos (extremo inferior). El perfil B&H se perfora con un ángulo constante una vez establecido la sección tangencial a partir del punto de comienzo de la desviación. Los pozos B&H requieren un grado mínimo de perforación y de control direccional. El perfil de pozo catenario constituye una variación del trayecto de pozo B&H. Comienza con una tasa inicial más baja de incremento angular (medida en grados por cada 100 pies perforados) que se acelera a medida que se incrementa el ángulo del pozo. Este diseño se elige a menudo para reducir los problemas de torque. Los pozos catenarios poseen mayor longitud general (MD) y secciones tangenciales más altas que los perfiles de los pozos B&H. El perfil de pozo en forma de S se caracteriza por una sección tangencial con un ángulo más alto que los pozos B&H, antes de la reducción del ángulo para conformar un ángulo más vertical al ingresar en el objetivo. Este enfoque permite reducir la incertidumbre a la hora de ajustar los datos TVD con los datos del levantamiento. Además, permite reducir el tiempo de perforación en zonas objetivo abrasivas, cuya estabilidad puede depender del tiempo, o cuando el manejo de la ECD se vuelve complicado. Los perfiles de pozos complejos, caracterizados por una tercera dimensión, se generan mediante el agregado de uno o más giros acimutales a los pozos de alto ángulo. Si bien son más difíciles de ejecutar que otros perfiles, los trayectos de pozos complejos permiten al operador penetrar más objetivos con un solo pozo.

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8 Oilfield Review

de una sección o la bajada y la cementación de una sarta de revestimiento. Cada una de estas fases se dividía luego en componentes más pequeños. Los grupos pequeños llevaban sus con-clusiones al equipo reunido y creaban un plan de perforación integral a partir de las distintas pie-zas. A lo largo de toda la perforación del pozo, el equipo medía el avance real y los objetivos en función del plan, y dedicaba tiempo al análisis de

las causas raíces de cualquier problema que hubiera ocurrido.8

Este grado de meticulosidad en el proceso de planeación y seguimiento es ideal para los pozos complejos y de alcance extendido, y los especia-listas a menudo citan el enfoque de BP como la razón de los éxitos del campo Wytch Farm. La clave para la ejecución de planes adecuados de ERD consiste en que sean detallados y específi-

cos para cada pozo. También es útil formar y man-tener un equipo con representantes de todas las disciplinas relevantes, desde el comienzo del pro-yecto hasta su conclusión.

El tiempo necesario para planificar adecua-damente un pozo de alcance extendido depende de numerosos factores, entre los que se encuen-tran la profundidad, longitud y complejidad del pozo, la disponibilidad de equipos de perforación,

> Planeación de pozos de alcance extendido. Los programas de ERD requieren la ejecución de ciertos pasos importantes que comprenden varias partes, para entregar al campo un programa de perforación. La revisión de los datos de pozos vecinos (OWR) permite a los operadores la identificación de aspectos clave del diseño de pozos ERD. Luego, se genera un diseño preliminar del pozo (PWD) para establecer la factibilidad, los riesgos, los requerimientos de equipos, las necesidades de los contratistas, el alcance de los trabajos y una estimación de costos para el proyecto. Un diseño de pozo detallado (DWD) es un PWD refinado que incluye las especificaciones finales en materia de sarta de perforación, tubería de revestimiento y equipo de perforación, las licitaciones para los contratistas y una estimación mejorada de costos. (Adaptado de Mims y Krepp, referencia 4.)

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Revisión de datos de pozos vecinos (OWR)

Introducción Alcance del informe Descripción de los pozos revisados Aprendizajes obtenidos a partir de la OWRCampo y geología Información general del campo Topes de formaciones Litología Presión de poro Gradiente de fractura TemperaturaDiseños de pozos Diseños de tuberías de revestimiento Elementos que determinan el diseñoDesempeño de perforación Desempeño en términos de tiempo ROP Tiempo inactivoParámetros de perforación Tasas de flujo, rpm, prácticas utilizadasFluidos de perforación Sistemas de lodo Problemas con el agujeroPerforación direccional Carreras del BHA Desempeño de la perforación direccionalBarrenas Registro de la barrena Comparación de tiposTorque y arrastre Factores de fricción Torque y arrastre de perforación EntubaciónDetalles de la evaluación de formaciones Evaluación de formaciones durante la perforación Operaciones con cable, extracción de núcleos Atascamiento de herramientas, derrumbes, obturacionesCementación Diseño de la lechada Centralización Procedimientos utilizadosPeligros Pérdidas, atascamiento de tuberías Control del pozo Estabilidad del pozo H2S, CO2

Diseño preliminar del pozo (PWD)

Introducción y resumen Alcance del informe SinopsisInformación general del campo y de la geología Posición del pozo ERD en el campo Topes de formaciones Litología Requerimiento del objetivo Presión de poro Presión de fractura TemperaturaInformación general del diseño del pozo Localización en la superficie Diseño de la tubería de revestimiento Diseño del trayecto del pozo Fluidos de perforación Factores de fricciónSecciones de pozo (171/2, 121/4, 81/2 pulgadas) Asuntos clave y prioridades Estrategia direccional Fluidos de perforación Hidráulica Torque y arrastre (T&D) Requerimientos de potencia Gráficas de T&D e hidráulicaTubería de revestimiento (133/8 pulgadas y 95/8 pulgadas) y tubería de revestimiento corta (liner) Procedimientos y equipos de operación CementaciónLimpieza y terminación Gráficas de riesgos de arrastre Rodillos FlexiónEspecificaciones de equipos Cabeza rotativa superior Bombas Malacate Tamaño de la columna de perforación Herramientas de perforaciónReferenciamiento con la industria Comparación con pozos ERD relevantes Comparación de las capacidades de los equipos de perforaciónTiempo y costo +/– 40% del tiempo, costo del PWD

Diseño detallado del pozo (DWD)

Información general del campo y de la geología Aspectos clave por sección de pozo Esquema del yacimiento Presión de poro Gradiente de fractura Gráficas de temperaturaInformación general del diseño del pozo Resumen del trayecto del pozo Resumen de entubación Resumen de cementación Fluidos de perforación Resumen de la barrena y del BHASecciones de pozo (171/2, 121/4, 81/2 pulgadas) Asuntos clave Información general de las soluciones Descripción detallada de los procedimientos Notas especiales Diagramas de T&D Tubería de revestimiento (133/8 pulgadas y 95/8 pulgadas) y tubería de revestimiento corta (liner)

Asuntos clave Información general de las soluciones Descripción detallada de los procedimientos Notas especiales Diagramas de T&D Limpieza y terminación Asuntos clave Información general de las soluciones Descripción detallada de los procedimientos Notas especiales Diagramas de T&DEspecificaciones de equipos Especificaciones finales de equipos Tamaño de la columna de perforación Herramientas de perforaciónTiempo y costo +/– 20% del tiempo, costo del PWD

Volumen 22, no. 3 9

la localización y la logística. Pero muchos inge-nieros consideran que un período de planifica-ción razonable oscila entre 6 y 12 meses, contados desde el momento de la concepción hasta el comienzo de la perforación (página anterior).

El manejo del riesgo —a través del empleo de métodos de referenciamiento, tecnología, entre-namiento y desarrollo de una curva de aprendi-zaje— subyace cualquier proceso de planeación integral de cualquier programa de perforación. No obstante, dado que ciertas medidas que son apropiadas a la hora de perforar pozos convencio-nales pueden incrementar concretamente las incertidumbres asociadas con las operaciones ERD, tales medidas plantean desafíos únicos a la toma de decisiones de los ingenieros.

Por ejemplo, los tamaños de pozos más gran-des que lo necesario se incluyen a menudo en la sección superior de los pozos verticales como plan de contingencia para reducir el riesgo de perforación. Su inclusión permite a los operado-res colocar una sarta extra de tubería de revesti-miento para afrontar presiones o gradientes de fracturas imprevistos o problemas de inestabili-dad del pozo sin reducir su tamaño a través del intervalo productivo.

No obstante, este procedimiento de contin-gencia puede resultar inoportuno en los pozos de alcance extendido por el efecto que puede produ-cir sobre los problemas de limpieza del pozo, tales como el atascamiento de la tubería. Quizás

la decisión más prudente sea renunciar a la flexi-bilidad que proporciona el tamaño más grande de la parte más somera del pozo para perforar pozos de menor diámetro interno (ID), en los que la eliminación de los recortes y los detritos es más sencilla. Por otro lado, en ciertos tipos de forma-ciones, el control direccional puede resultar más difícil en los pozos de gran diámetro.

Un pozo estableComo sucede con todas las operaciones de perfo-ración, la selección de la densidad del lodo, las velocidades de bombeo y los fluidos de perfora-ción, está determinada por el gradiente de frac-tura de la formación, la presión de poro y las pérdidas de presión por fricción en el espacio anular existente entre las paredes del pozo y la columna de perforación. La inestabilidad del pozo, exacerbada cuando se exceden los límites impuestos por estos parámetros, es una de las causas principales de fallas de perforación en todos los tipos de pozos. No obstante, la forma en que los operadores encaran el problema de colapso o derrumbe del pozo difiere según se trate de pozos convencionales o pozos ERD.

En los pozos verticales o desviados, el gra-diente de fractura de la roca habitualmente se incrementa a medida que aumenta la profundidad, con un ritmo más rápido que el del incremento de las pérdidas de presión por fricción. No obstante, cuando un pozo ERD se vuelve esencialmente hori-zontal y la profundidad no cambia, el gradiente de fractura deja de incrementarse en tanto que las densidades ECD continúan aumentando con la longitud del pozo (arriba, a la izquierda).

La lucha contra los efectos del incremento de la ECD es habitualmente una cuestión de reduc-ción de la densidad del lodo, la tasa de flujo o la velocidad de penetración (ROP). Por consi-guiente, a menudo la mejor opción consiste en modificar los factores que producen la fricción a través del incremento del área de flujo, lo que puede realizarse mediante la perforación de un pozo más grande o la reducción del tamaño de la columna de perforación. Ninguna es la solución perfecta. Un pozo ensanchado puede conducir a problemas asociados con la reducción de la ROP. El diámetro más pequeño de la columna de perfo-ración puede hacer que se exceda la presión de la columna ascendente o los límites de las bombas, o puede suceder que la sarta de perforación se vuelva demasiado flexible y se exacerben los pro-blemas de atascamiento/deslizamiento o de direc-cionamiento. El aumento del tamaño del área de flujo creada por la columna de perforación más pequeña o el pozo más grande también puede generar dificultades en la limpieza del pozo.

Cualquiera sea el desafío, la minimización de la inestabilidad del pozo es clave para la satisfac-ción de los objetivos de ERD. En los pozos de alto ángulo, la ventana de densidad del lodo, entre el colapso y la pérdida de lodo, suele ser estrecha; esa limitación se exacerba con las ECD más altas que caracterizan a estos pozos. A raíz de estas condiciones, puede resultar difícil evitar la inesta-bilidad del pozo. Los ingenieros de perforación necesitan saber dónde la deformación y el colapso constituyen un riesgo, para poder planear el manejo adecuado de la estabilidad.

La ejecución de un estudio de estabilidad del pozo previo a la perforación permite identificar zonas con probabilidad de colapsar, proporciona una estimación de la severidad de la amenaza y provee recomendaciones acerca de las densida-des del lodo para manejar la inestabilidad. Por otro lado, el estudio identifica las zonas en riesgo de inestabilidad no controlada que pueden reque-rir la reiteración de la planeación. Dependiendo del estado de los esfuerzos prevalecientes, el colapso puede producirse en cualquiera de los lados, en la parte superior o en la parte inferior del pozo. El estudio de estabilidad del pozo reconoce la orientación probable del colapso y con esta información los ingenieros pueden diseñar proce-dimientos más efectivos de limpieza del pozo.

Algunos tipos de inestabilidad, tales como la perforación a lo largo del plano de estratificación de las lutitas, pueden generar episodios incontro-lables de colapso y resultan particularmente peli-grosos en los pozos ERD.9 Atravesar fallas también es común en esos pozos. Los ingenieros estiman los esfuerzos que actúan sobre estos rasgos de manera de poder modelar su estabilidad. El estu-dio considera la interacción entre el lodo de per-foración y la lutita para prevenir o minimizar el impacto de los incrementos de la presión de poro en la lutita, que pueden conducir a la degrada-ción del pozo dependiente del tiempo. Para evitar éstos y otros problemas, los especialistas también utilizan un modelo geológico durante el mode-lado de la estabilidad del pozo.

Los resultados del estudio se entregan a tra-vés del software de planeación y manejo de la perforación DrillMAP. Esta herramienta propor-ciona una predicción de la estabilidad del pozo para el trayecto del pozo específico, identifica los peligros de perforación y recomienda densidades

8. Meader et al, referencia 7.9. Tan CP, Rahman SS, Richards BG y Mody FK: “Integrated

Approach to Fluids Optimisation for Efficient Shale Instability Management,” artículo SPE 48875, presentado en la Conferencia y Exhibición Internacional de Petróleo y Gas de China, Beijing, 2 al 6 de noviembre de 1998.

> TD limitada por la ECD. Las pérdidas de presión por fricción, experimentadas a medida que el fluido de perforación fluye entre la sarta de perforación y las paredes del pozo, son un elemento de la ECD (rojo). En los pozos verticales, la ECD se incrementa a un ritmo más lento que el gradiente de fractura (azul). No obstante, en las secciones horizontales (verde), el gradiente de fractura permanece inalterado, en tanto que la ECD se incrementa a medida que aumenta la longitud del pozo. En algún punto del trayecto horizontal del pozo, asumiendo que la densidad del lodo, la tasa de flujo y la reología se mantienen constantes, la ECD excederá al gradiente de fractura, la pérdida de fluido se volverá inmanejable y la perforación tendrá que detenerse.

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Densidad

Límite de la ECD

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RUSIA

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INDONESIA

JAPÓN

Isla de Sakhalin

Localizaciónde las perforaciones al norte

Localizaciónde las perforaciones al sur

Odoptu-More

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0 1 2 millas

NOkha

Yuzhno-Sakhalinsk

Isla deSakhalin

N

, ERD en Sakhalin. Odoptu-More es una acumulación de hidrocarburos de edad Mioceno que yace frente a la costa noreste de la Isla de Sakhalin, en Rusia. A la mayor parte, por no decir a la totalidad, del campo se puede acceder desde localizaciones superficiales en tierra firme (óvalos amarillos) mediante pozos de alcance extendido (líneas negras). El campo Odoptu-More (inserto) se extiende a lo largo de aproximadamente 4 km [2,5 millas], de este a oeste, y 12 km [7,5 millas], de norte a sur, con intervalos productivos a una TVD de aproximadamente 1 500 a 1 700 m [4 900 a 5 600 pies]. Se encuentra ubicado en el extremo norte de un grupo de campos que incluye los campos Chayvo, Piltun y Arkutun-Dagi.

10. Para obtener más información sobre el software de manejo de la perforación, consulte: Ali AHA, Brown T, Delgado R, Lee D, Plumb D, Smirnov N, Marsden R, Prado-Velarde E, Ramsey L, Spooner D, Stone T y Stouffer T: “Observación del cambio de las rocas: modelado mecánico del subsuelo,” Oilfield Review 15, no. 2 (Otoño de 2003): 22–41.

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4 700

4 800

4 900

5 000

199

299

400

499

600

700

800

899

1 000

1 100

1 200

1 300

1 400

1 500

1 600

Profundidad(m)

MD TVD

Modelo mecánico del subsueloV E N T A N A D E D E N S I D A D E S D E L O D O

L

M

H

I_IV

V

VI_VII

VIII

IX

X

XI

XVIII

XIX1_2

XX1

XX2

XX2_?

XX3

XX1_2

EstratigrafíaAZIM [AZIM] (°)0 200

DEVI [DEVI] (°)0 200

2_S_GRv3 [GR_ARC] (°API)0 150

ρ_lodo_Pérdida de lodo, g/cm30.6 2.6

ρ_lodo_Amago de reventón, g/cm30.6 2.6

ρ_lodo_Ruptura, g/cm30.6 2.6

ρ_lodo_Ovalización, g/cm30.6 2.6

RupturaAmago de reventón

Ángulo de fricción (°)-50 50

Resistencia dela roca (kPa)

0 50 000Presión de poro (kPa)0 50000

Esfuerzo horizontal máximo (kPa)0 50000

Esfuerzo horizontal mínimo (kPa)0 50000

Sobrecarga (kPa)0 50000

Fault

Línea de 1.6 g/cm3

Caverna?

Caverna?

Caver

R6

R2

R7

R1

R8

R9

R3

R4

R5

SeverityLight CatastrophicSeriousMajor

ProbabilityLowMediumHigh

Riesgos de perforaciónCapa

paralela

Ovalizacionespor rupturade la pared

del pozo

Problemasde fracturas

Limpiezaefectiva del

pozo conalta ROP

Otros

R1 600.0 - 2 500.0 570.2 - 1 125.8 Pueden producirse pérdidas de lodo en la formaciónsi la ECD es > 1.65 g/cm3 Detalles: Consecuencias: Desestabilización de lasfracturas, pérdidas, problemas de control del pozoCondicionante: Si es abierto, existen fracturas naturales preexistentes, la ECD alta excede el gradiente de pérdida de lodo

Prevención

Acción de remediación: Detalles: Si se observa invasión de lodo, maniobrar con cuidado a través de las zonas invadidas R2 700.0 - 1 450.0 644.1 - 892.4 Problema secundario de ovalización por ruptura de

la pared del pozo, debido a la ruptura local por cizalladura del pozo si el MW es demasiado bajoDetalles: Consecuencia: Exceso de detritos en el pozoCondicionantes: Densidad del lodo por debajo de 1.2 g/cm3, suaveo excesivo, orientación del pozo/ incremento angular, baja resistencia de la formación

Prevención

Acción de remediación Detalles: Mantener un proceso eficiente de limpieza del pozo, monitorear la DTOR, la ECD y los derrumbes. Aumentar el MW

R3 700.0 - 975.0 644.1 - 783.9 Avalancha de recortes inestables y capas desmoronables con una inclinación de pozo oscilante entre 45 y 70 gradosDetalles: Consecuencia: Atascamiento de la tubería, obturaciones, torque/arrastre erráticos, altos impulsos transitorios de ECD (choque hidráulico), obturación durante los viajes, problemas de entubación, pérdida del pozoCondicionantes: Inclinaciones oscilantes entre 45-70 grados, tamaño del pozo (pozo de 121/4), pozo ensanchado o derrumbes, tasas de flujo demasiado bajas para el tamaño del pozo, prácticas deficientes de limpieza del pozo

Prevención

Acción de remediaciónDetalles: - Utilizar los diagramas de torque y arrastre para monitorear la desviación respecto de la tendencia- Rastrear la tasa de flujo de detritos y comparar con las operaciones de perforación/circulación- Mantener un proceso eficiente de limpieza del pozo y de los equipos rotativos a lo largo de toda la sección en que se produjo la avalancha, en agujero descubierto o en pozo entubado- Utilizar equipos rotativos adecuados para remover los detritos del lado bajo del pozo- Monitorear la ECD por posibles signos de obturación- Asegurar la circulación correcta del pozo antes de la ejecución de conexiones o viajes

R4 975.0 - 3 250.0 783.9 - 1 292.4 Formación de una capa estática de recortes por encima de un pozo de 65 gradosDetalles: Consecuencias: Atascamiento de la tubería,obturaciones, torque/arrastre erráticos, altos impulsos transitorios de ECD (choque hidráulico), pérdida del pozoCondicionantes: Inclinaciones oscilantes por encima de65 grados, tamaño del pozo (pozo de 121/4), pozo ensanchado o derrumbes, tasas de flujo bajas para el tamaño del pozo, prácticas deficientes de limpieza del pozo

Prevención Detalles: Véanse acciones correspondientes al Riesgo 3 Acción de remediación Detalles: Véanse acciones correspondientes al Riesgo 3

R5 1 100.0 - 1 400.0

814.6 - 881.3 Drilling shocks, Stick & Slip, erratic torque and RPM Details: Contributing factors: Hard stringers, hole rugosity, unstable bit design Consequence: Tool failure, drillstring failure (twist-off), sidetrack

Prevention Details: Adjust drilling parameters (WOB, RPM) Remedy Details: Run MWD tools with shock sensors, good communication with driller

R6 1 420.0 - 3 400.0

885.7 - 1 325.8 Wellbore degrades and forms enlarged areas of hole after drilling (caverns, asymmetric breakout) Details: Consequences: Stuck pipe,pack-offs, erratic torque/drag, high ECD transients (hydraulic shock), packoff during trips, trouble running casing, loss of hole Contributing factors: Low mudweight, excessive swabbing, well orientation, mechanical disturbance such as excessive back-reaming, hole open for too long (excessive NPT),

Prevention Details: -If caverns noted on CDNI, avoid rotation while tripping through cavern sections -See also actions as for Risk 3 Remedy Details: - Monitor CDNI during reaming or back-reaming trips to determine if zones are forming -Track the presence of zones on Excel correlation chart - Also actions as for Risk 3

R7 3 290.0 - 5 025.0

1 301.3 - 1 681.9

Breakouts will occur if MW is less than 1.2 sg. Details: Consequence: See Risk 2 Contributing Factors: See Risk 2

Prevention Details: See Risk 2 Remedy Details: See Risk 2

R8 3 290.0 - 4 600.0

1 301.3 - 1 592.4

If open, pre-existing natural fractures exist, mud losses into the formation may occur if ECD is > 1.75 sg Details: Consequences: See Risk 1 Contributing factor: See Risk 1

Prevention Details: Keep ECD below mudloss gradient, monitor fluid losses & time-lapse resistivity fro invasion Remedy Details: -If mud invasion observed careful tripping through invaded zones -Minimise swab and surge effects -Add fluid loss additives

R9 3 620.0 - 4 460.0

1 374.6 - 1 561.3

Si existen fallas conductivas, pueden producirse pérdidas de lodo en la formación si la ECD es > 1.65 g/cm3

Detalles: Consecuencias: Desestabilizaciónde la fallaCondicionante: Alta ECD que excede el gradiente de pérdida de lodo

Prevención

Acción de remediaciónDetalles: Si se observa invasión de lodo, maniobrar con cuidado a través de las zonas invadidas- Minimizar los efectos de las presiones de suaveo y oleada

ID Profundidad del pozo MD TVD Descripción Acciones

Resumen de riesgos

Pronóstico de la estabilidad del pozo - Drillmap

Detalles: -Preparar los materiales de LCM antes de la perforación de la falla prevista entre 3 620-4 460 mMD (1 375-1 560 mTVD)Mantener la ECD por debajo del gradiente de pérdida de lodo, monitorear las pérdidas de fluido y la resistividad obtenida con la técnica de repetición (técnica de lapsos de tiempo) por la posibilidad de invasión

Detalles: - Establecer un procedimiento de circulación seguro si la ECD alcanza un pico- Si se observan síntomas de obturación, conectar y bajar la tubería (RIH) por debajo de la zona empacada, bajar la tubería con torsión mientras se trata de restablecer la circulación- Zafar con golpes del percusor, si es necesario- Después de los pasos previos, conectar y bajar uno o dos tramos de tubería y hacer circular para limpiar el pozo antes de continuar las maniobras

Detalles: Durante los viajes, limitar la perturbación de las zonasdañadas identificadas. Minimizar el funcionamiento cíclico de la bomba

Detalles: Mantener la ECD por debajo del gradiente de pérdida de lodo, monitorear las pérdidas de fluido y la resistividad obtenida con la técnica de repetición (técnica de lapsos detiempo) por la posibilidad de invasión

Ovalización por ruptura de la pared del pozo

FaultF

Caver

Si existen faallas conductivas, pueden producirselpérdidas de lodo en la formación si la ECD es> 1.65 g/cm333

Detalles: Connsecuencias: Desestabilizaciónnde la fallaCondicionante: Alta ECD que excede el gradientede pérdida de lodo

Prevenccióni

, mudis >

PreventionDetails: Keep ECD below mudloss gradient,monitor fluid losses & time-lapse resistivity froinvasionRemedyDetails: -If mud invasion observed careful trippingthrough invaded zones-Minimise swab and surge effects-Add fluid loss additives

If open, pre-existing natural fractures existlosses into the formation may occur if ECD1.75 sgDetails: Consequences: See Risk 1Contributing factor: See Risk 1

sg. PreventionDetails: See Risk 2RemedyDetails: See Risk 2

Breakouts will occur if MW is less than 1.2Details: Consequence: See Risk 2Contributing Factors: See Risk 2

as ofeakout)ffs,

uble

essive

ng, hole

PreventionDetails: -If caverns noted on CDNI, avoid rotationwhile tripping through cavern sections-See also actions as for Risk 3RemedyDetails: - Monitor CDNI during reaming orback-reaming trips to determine if zones areforming-Track the presence of zones on Excel correlationchart- Also actions as for Risk 3

Wellbore degrades and forms enlarged arehole after drilling (caverns, asymmetric breDetails: Consequences: Stuck pipe,pack-oerratic torque/drag, high ECD transients(hydraulic shock), packoff during trips, trorunning casing, loss of holeContributing factors: Low mudweight, exceswabbing, well orientation, mechanicaldisturbance such as excessive back-reamiopen for too long (excessive NPT),

and

rs, hole

re

PrevDetails: Adjust drilling parameters (WOB, RPM)RemedyDetails: Run MWD tools with shock sensors, goodcommunication with driller

Drilling shocks, Stick & Slip, erratic torqueRPMDetails: Contributing factors: Hard stringerugosity, unstable bit designConsequence: Tool failure, drillstring failu(twist-off), sidetrack

e remediaciónAcción deSi se observa invasión de lodo, maniobrar Detalles:

ado a través de las zonas invadidascon cuida- Minimizar los efectos de las presiones de suaveo y oleada

Detalles: -Preparar los materiales de LCM antes de la perforaciónde la fallaa prevista entre 3 620-4 460 mMD (1 375-1 560 mTVD)aManteneer la ECD por debajo del gradiente de pérdida rde lodo, monitorear las pérdidas de fluido y la resistividadmobtenidabt id con la técnica de repetición (técnica de lapsos de a

por la posibilidad de invasióntiempo) por la posibilidad de invasiónl ibilid d d i iópor la posibilidad de invasión

Si existen fallas conductivas, pueden producirse pérdidas de lodo en la formación si la ECD es > 1.65 g/cm3

Detalles: Consecuencias: Desestabilización de la fallaCondicionante: Alta ECD que excede el gradiente de pérdida de lodo

Prevención Detalles: -Preparar los materiales de LCM antes de la perforación de la falla prevista entre 3 620-4 460 mMD (1 375-1 560 mTVD)Mantener la ECD por debajo del gradiente de pérdida de lodo, monitorear las pérdidas de fluido y la resistividad obtenida con la técnica de repetición (técnica de lapsos de tiempo) por la posibilidad de invasión

Acción de remediaciónDetalles: Si se observa invasión de lodo, maniobrar con cuidado a través de las zonas invadidas- Minimizar los efectos de las presiones de suaveo y oleada

> Predicción de la estabilidad del pozo. Los resultados de los estudios del pozo, previos a la perforación, se entregan en formato DrillMAP. La columna 1 indica aquellos intervalos a través de los cuales pueden encontrarse ciertos factores de riesgo, explicados en la columna 2. La columna 2 proporciona además sugerencias en materia de prevención y remediación para cada factor de riesgo (inserto). La ventana de densidad del lodo del Carril 1 indica las densidades de lodo que son insuficientes a una profundidad dada para prevenir la ovalización por ruptura de la pared del pozo (rojo) o un golpe de presión (turquesa). Además, indica la consecuencia prevista de la existencia de densidades de lodo que son demasiado grandes, incluida la pérdida de lodo (púrpura) y su degradación (azul). El perforador necesita mantener la densidad del lodo entre estos límites. El Carril 2 incluye el registro de rayos gamma (verde), la desviación planificada (rosa) y el acimut (azul). El Carril 3 es la comparación entre TVD y MD, basada en la trayectoria planificada del pozo, y el Carril 4 indica las profundidades previstas de localización de cambios estratigráficos. El Carril 5 corresponde al modelo mecánico del subsuelo (MEM) e incluye la resistencia a la compresión no confinada de la roca (UCS) (marrón) y el ángulo de fricción (FANG) (negro). Ambos constituyen datos de entrada para el criterio de falla de Mohr-Coulomb, utilizado para describir una relación lineal entre el esfuerzo normal y el esfuerzo de corte (máximo y mínimo) en presencia de falla. La sobrecarga modelada (marrón), el esfuerzo horizontal mínimo (rojo), el esfuerzo horizontal máximo (verde) y la presión de poro (azul) se incluyen como parte del MEM.

Volumen 22, no. 3 11

de lodo y procedimientos operacionales para minimizar la degradación del pozo (página ante-rior, arriba).10

Rosneft SMNG (Sakhalinmorneftegaz) estaba experimentando problemas de estabilidad en los

pozos de alcance extendido que accedían a la por-ción norte de la estructura de Odoptu-More, frente a la costa de la Isla de Sakhalin, en Rusia (página anterior, abajo). El campo fue desarrollado perfo-rando pozos de alcance extendido desde 1998.

En el año 2003, el operador dejó de perforar con motores de desplazamiento positivo para uti-lizar sistemas de perforación rotativa direccional (RSS). Para el año 2006, se habían perforado y terminado 21 pozos de alcance extendido con relaciones HD/TVD de hasta 4,1.

La introducción de los sistemas RSS produjo un mejoramiento sustancial en la ROP. No obs-tante, su uso fue acompañado por el incremento del tiempo no productivo (NPT) generado por problemas de limpieza del pozo, asociados con las operaciones de rectificación a través de cier-tas zonas de la sección del pozo de 121/4 pulgadas. Estos problemas se manifestaron como un exceso de torque y arrastre, picos de ECD, obturaciones y atascamiento de la tubería.

El empleo de asistencia mecánica —tal como las operaciones de rectificación— en pozos de diá-metro grande es práctica estándar cuando las capa-cidades de velocidad de bombeo y tasa de flujo del equipo de perforación son limitadas. La no utiliza-ción del proceso de rectificación en estas condicio-nes se traduce normalmente en operaciones ineficientes de limpieza del pozo y dificultades sub-siguientes con su entubación. No obstante, en el caso de Odoptu-More, estas complicaciones surgie-ron por el volumen excesivo de retornos no tritura-dos, consistentes en detritos de fangolita dura, que fueron inducidos durante las operaciones de rectifi-cación (izquierda. extremo superior). A partir del análisis de múltiples pasos de datos, derivados de mediciones obtenidas durante la rectificación en tiempo real, finalmente se observó que la fuente de los detritos estaban localizadas en las zonas rugosas del pozo (izquierda. extremo inferior).

En respuesta, el operador y los ingenieros de Schlumberger desarrollaron un modelo mecánico del subsuelo (MEM), basado en la profundidad, especí-fico para cada pozo perforado. El equipo de trabajo modificó el programa de entubación para aislar en forma más efectiva las zonas inestables clave. A fin de complementar estos cambios, los profe-sionales diseñaron además una estrategia perso-nalizada de manejo de riesgos, basada en la comprensión de las causas raíces del NPT en pozos previos. Esta estrategia abordó de manera integral la formación de rugosidad localizada, resultante de las maniobras y las operaciones de rectificación. Además, demostró su efectividad en la limitación de la generación y la expansión aso-ciada de los detritos provenientes de estas zonas.

Luego, los ingenieros utilizaron la herra-mienta de planeación y manejo de la perforación DrillMAP para implementar una estrategia basada en métodos similares, utilizados en el Mar del Norte, el Golfo de México y América del Sur.

> Detritos del pozo debidos a la inestabilidad. Una revisión de los registros de perforación, realizada durante una investigación de un pozo del campo Odoptu-More, indicó que la mayor parte del tiempo problemático relacionado con el NPT se confinaba a rangos de profundidad relativamente cortos. Al intensificarse los problemas de limpieza del pozo, en estas áreas localizadas se recuperaron varios metros cúbicos de excedentes de retornos; fangolita dura con una estructura de grano fino, de 6 cm [2.4 pulgadas] de diámetro y 2 cm [0.8 pulgada] de altura, como la que se muestra en esta foto. La morfología de estos retornos no indicó la existencia de un mecanismo clásico de falla por corte, asociado por lo general con una densidad de lodo insuficiente. Dada su naturaleza localizada en el pozo y la capacidad para correlacionar estas zonas a través de una porción del campo, los ingenieros teorizan que el mecanismo probable de falla se relaciona con la anisotropía de la roca en sí. (Adaptado de Mohammed et al, referencia 11.)

Rick_ERD_Figure 06

> Evidencia directa de lapsos de tiempo. En un pozo problemático clave, la presencia de zonas rugosas localizadas, o cavernas, pudo inferirse directamente a partir de las anomalías de inclinación y acimut observadas en los datos del levantamiento de alta resolución y múltiples pasos, del pozo de 121/4 pulgadas. Estos datos continuos de desviación e inclinación (CDNI) fueron obtenidos con las herramientas MWD corridas a través de las secciones del pozo perforadas previamente. Los múltiples pasos de los datos CDNI se superponen para obtener las contracurvas y localizan claramente los defectos de alineación producidos por las excursiones de la herramienta de prospección, que alcanzan hasta 1.5° respecto del eje del pozo perforado. (Adaptado de Mohammed et al, referencia 11.)

Incl

inac

ión

y ac

imut

, gra

dos

Profundidad a lo largo del pozo, m

Rick_ERD_Figure 07

86

84

85

82

83

81

79

80

77

78

75

76

743 1003 000 3 010 3 020 3 030 3 040 3 050 3 060 3 070 3 080 3 090

Acimut de la perforaciónAcimut de la rectificación 1Acimut de la rectificación 2

Inclinación de la perforación Inclinación de la rectificación 1Inclinación de la rectificación 2

La herramienta de prospección sale de la caverna, en dirección ascendente y hacia la derecha

La herramienta de prospección ingresa en la caverna, en dirección descendente y hacia la izquierda

12 Oilfield Review

Este plan clasifica los riesgos medidos de perfo-ración, referenciados a la profundidad, y especi-fica las medidas de control y contingencia a adoptar en función del MEM. Para cada pozo se crea una nueva versión de este protocolo y un nuevo MEM. Por otro lado, los ingenieros agrega-ron una función técnica de soporte para la toma de decisiones en tiempo real en el equipo de perfora-ción, para implementar la estrategia de manejo de riesgos.11 Conforme continúan las actividades de desarrollo en la estructura Odoptu-More, se utili-zan datos continuos de dirección e inclinación (CDNI) para proporcionar una advertencia antici-pada de la presencia de cavidades, y su condición y localización precisas se utilizan para determinar el diseño de la tubería de revestimiento.

Empuje, tracción y torsiónA la hora de planificar un pozo de alcance exten-dido, los ingenieros deben considerar también la física de la longitud del pozo. En los pozos vertica-les, el torque, el arrastre y la flexión se ignoran en esencia y se asume que la tubería se encuentra ubicada en el centro del pozo. Las cargas genera-das por estos eventos pueden volverse tan grandes que la cabeza rotativa superior del equipo de per-foración no puede rotar la tubería, y el malacate no puede subirla o bajarla. También puede suceder que las cargas sean suficientemente grandes de manera que, en caso de que la tubería se atasque, los esfuerzos realizados para liberarla produzcan su rotura, obligando al operador a abandonar el pozo, declarar la profundidad total (TD) prematu-ramente o perforar un pozo de re-entrada.

En los pozos de alcance extendido, la fricción juega un rol más significativo que en los pozos verti-cales. Esto se debe a que la columna de perforación y la tubería de revestimiento son forzadas contra los lados del pozo de alcance extendido (derecha).

La existencia y la magnitud del torque mecá-nico (tal como el torque en la barrena y el torque fuera del fondo producido por fricción) y del arras-tre son una función de diversos factores clave:•tensiónycompresiónenlasartadeperforación•severidad de la pata de perro; tasa de incre-

mento o reducción angular o cambio de acimut•tamañodelpozoydelatubería•pesodelasartadeperforación•inclinación•lubricidad;elefectodelosreductoresdefric-

ción en el fluido de perforación.El torque mecánico se genera cuando la sarta

de perforación experimenta un fenómeno de atascamiento diferencial o interactúa con capas de recortes o formaciones inestables.12 La ejecu-ción de la selección de la barrena al comienzo del proceso de planeación del pozo ayuda a evitar el

torque en la barrena, el cual es generado por su interacción con la formación. El torque fuera del fondo, como indica el término, ocurre cuando se rota la sarta de perforación mientas se levanta por encima del fondo del pozo. Esto elimina el elemento de torque en la barrena de la medición. El arrastre es una fuerza axial, afectada por los mismos factores que el torque, y se produce cuando la tubería es desplazada hacia arriba o hacia abajo en el pozo.

Si bien todos los pozos pueden experimentar atascamiento diferencial, los pozos de alcance extendido son particularmente susceptibles a este fenómeno y la recuperación, luego de experi-mentarlo, es más difícil que en los pozos conven-cionales. La solución para el problema de inestabilidad de pozos de alto ángulo a menudo consiste en incrementar la densidad del lodo. Esto hace que se perfore en condiciones de sobre-balance, lo que constituye la causa principal del atascamiento de la tubería. Además, en compara-ción con los pozos verticales, los pozos de alcance extendido habitualmente dejan secciones de yaci-

miento más largas expuestas durante períodos más largos, con la sarta de perforación y el arreglo de fondo de pozo (BHA) sepultados en los recor-tes, en el lado bajo del pozo. Esto puede generar una condición de obturación que produce el atas-camiento de la tubería.

Dado que el fenómeno de atascamiento dife-rencial puede incrementar considerablemente la fricción general, es posible que intensifique los problemas secundarios de torque, arrastre o flexión. Cuando el atascamiento diferencial tiene

> Torque y arrastre. El torque es una medida de la resistencia a la rotación, causada por la fricción entre la tubería de revestimiento o la sarta de perforación y la pared del pozo. El arrastre es una medida de la resistencia al movimiento ascendente o descendente. La magnitud del torque y del arrastre, observada en el tubular, es una función de la tensión o la compresión y del área en contacto con el pozo. Cuando los tubulares están centrados correctamente en un pozo vertical, el contacto con la pared del pozo es insignificante, y el torque y el arrastre son esencialmente nulos (izquierda). Durante una sección de incremento angular, la columna de perforación o la tubería de revestimiento experimenta grados variables de torque y arrastre porque es presionada contra el lado superior de la pared del pozo y se encuentra en estado de compresión o tensión (centro). En la sección tangencial del pozo, los tubulares se encuentran en pleno contacto con la parte inferior del pozo y en cierto estado de compresión o tensión (derecha). La magnitud del torque y el arrastre, creados a lo largo de esta sección del pozo, es básicamente una función del peso de la tubería de revestimiento. La flexión se produce cuando las fuerzas de compresión resultantes del arrastre pliegan la tubería contra la pared del pozo, generando una configuración sinusoidal (inserto, extremo superior). Con el tiempo, si las cargas continúan creciendo, la tubería se curvará helicoidalmente (inserto, extremo inferior), y en ese momento el movimiento descendente se detendrá.

Rick_ERD_Figure 09

Tensióny compresión

de la sarta

Rotación

Tensión ycompresiónde la sarta

Peso de la tubería

Rotación

Fuerza de contacto

TorqueArrastre axial

Tensión y compresión de la sarta

TorqueArrastre axial

Fuerza de contacto

Rotación

Volumen 22, no. 3 13

lugar en un pozo de alcance extendido, la capaci-dad del perforador para liberar la tubería se reduce por el alto ángulo del pozo, lo que limita la cantidad de peso o tensión que se transmite al BHA. Habitualmente, en un pozo convencional, la tubería puede considerarse atascada en forma permanente si con 667 000 N (150 000 lbf) de sobretracción no puede ser movida. En un pozo de alcance extendido, la incapacidad para transmitir peso o tensión puede llevar ese valor a 89 000 N (20 000 lbf).13 El problema se intensifica en pre-sencia de grandes fuerzas de arrastre, ya que puede resultar imposible ejercer una fuerza ascendente suficiente como para emplazar y acti-var los percusores de perforación.14

Dado que los pozos de alcance extendido son tan susceptibles a los efectos de la fricción, los ingenie-ros de planeación deben simular todas las operacio-nes importantes para garantizar su factibilidad y el hecho de que las cargas se encuentren dentro de límites aceptables. Esto requiere el empleo de pro-gramas de modelado del torque y el arrastre.

Los modelos de torque y arrastre utilizan un factor de fricción adimensional que da cuenta de una serie de elementos que impactan el movi-miento de la tubería, a saber:•lalubricidaddelsistemadelodo•larigidezdelatubería•lascapasderecortes•lainteracciónentreelestabilizadoryelcentralizador

•elatascamientodiferencial•losefectosdepistónhidráulico•lashendiduras(canaletas).

Con la rigidez de la tubería se intenta dar cuenta de los esfuerzos laterales adicionales ejer-cidos sobre la tubería, en lugar de un modelo de “tubería blanda,” que asume que el tubular se ade-cua al perfil del pozo. Los estabilizadores y los cen-tralizadores son dispositivos mecánicos, fijados a la sarta de perforación o a la tubería de revesti-miento, para mantenerlos en el centro del pozo. Los efectos de tipo pistón hidráulico son causados por el desplazamiento de la tubería a través de los fluidos presentes en el pozo, de forma que se crean golpes de presión. Las hendiduras (canaletas) se producen cuando la columna de perforación genera un canal angosto en uno de los lados del pozo, en una sección de incremento angular, de reducción angular o de cambio de dirección. El

BHA de mayor diámetro no puede ser retrotraído a través de este canal angosto y, cuando los operado-res pretenden desplazar la sarta de perforación hacia la superficie, éste se asienta.

Las variaciones pequeñas, producidas en los factores de fricción, pueden incidir significativa-mente en los cálculos del torque y el arrastre. Los cambios introducidos en parámetros tales como la densidad del lodo, el trayecto del pozo, la selección de la profundidad de entubación y el diseño de la sarta de perforación o de la tubería de revestimiento, pueden causar estas variacio-nes durante la perforación. Por consiguiente, es crucial que durante la planeación de un pozo de alcance extendido, se considere una gama ade-cuada de factores de fricción. Los ingenieros uti-lizan los análisis de riesgos de torque y arrastre para determinar los resultados posibles cuando el factor de fricción varía (arriba).

11. Mohammed N, Chernov M, Manalac-Trøn E y Kaydalov Y: “Focused Risk-Management Brings a Step-Change Improvement in Drilling Performance at Sakhalin’s Odoptu ERD Development,” artículo SPE 102818, presentado en la Conferencia y Exhibición Técnica del Petróleo y el Gas de Rusia de la SPE, Moscú, 3 al 6 de octubre de 2006.

12. El atascamiento diferencial se produce cuando la sarta de perforación no puede ser movida (rotada o invertida), a lo largo del eje del pozo. El atascamiento diferencial tiene lugar habitualmente cuando se ejercen fuerzas de contacto altas, causadas por las presiones bajas del yacimiento, las presiones altas del yacimiento, o ambas, sobre un área suficientemente grande de la sarta de perforación. La fuerza de atascamiento es un producto de la presión diferencial, existente entre el pozo y el yacimiento, por el área sobre la que actúa esa presión diferencial. Esto significa que una presión diferencial relativamente baja, aplicada sobre un área de trabajo grande, puede ser tan efectiva para el atascamiento de la tubería como una presión diferencial alta aplicada sobre un área pequeña.

13. Mims and Krepp, referencia 4.14. Los percusores (tijeras) de perforación son dispositivos

mecánicos utilizados en el fondo del pozo para liberar la tubería atascada, a través de la transmisión de una carga de impacto a otro componente del fondo del pozo. El perforador emplaza y activa los percusores de perforación, tirando lentamente de la sarta de perforación mientras el arreglo BHA queda atascado en su lugar. Dado que la parte superior de la sarta de perforación se desplaza hacia arriba, se estira y almacena energía. Cuando los percusores alcanzan su punto de activación, una sección del percusor se desplaza súbitamente en sentido axial respecto de una segunda sección, y los percusores suben rápidamente de manera similar al movimiento del extremo de un resorte estirado cuando se lo suelta. Esta sección en movimiento golpea en un resalto de acero, impartiendo una carga de impacto.

> Análisis del riesgo de arrastre. Las variaciones secundarias de los factores de fricción pueden tener un impacto significativo sobre el torque y el arrastre en los pozos de alcance extendido. Durante la etapa de planeación, es esencial que se analicen los factores de fricción para determinar la sensibilidad a las variaciones en la densidad del lodo, el trayecto del pozo, los perfiles del pozo o la configuración de la sarta de perforación. Este ejemplo corresponde a una tubería de revestimiento flotante de 95/8 pulgadas, corrida en un pozo con un factor de fricción previsto de 0.50 en agujero descubierto. La tensión superficial al bajar la herramienta (slackoff) es equivalente a la lectura esperada de un indicador de peso ubicado en la superficie, a medida que la tubería de revestimiento se baja en el pozo. Las curvas rojas representan diversos factores de fricción, que oscilan entre 0.30 y 0.70. En este caso, si el factor de fricción es sólo levemente mayor que 0.50, el peso de la tubería de revestimiento se volverá negativo, lo que significa que la combinación de la fricción con la flotabilidad de la tubería de revestimiento en los fluidos del pozo será mayor que el peso de la tubería de revestimiento. Esto impedirá que la tubería de revestimiento llegue al fondo. La de la tubería de revestimiento flotante es una técnica en la que el fluido de perforación es reemplazado por aire en aquella parte de la tubería de revestimiento que corresponde a la sección tangencial. Esto incrementa la flotabilidad de la tubería de revestimiento, lo que reduce el torque y el arrastre mediante la reducción de la fuerza de contacto entre ésta y la pared del pozo. Si bien esto elimina la opción de circular, puede aligerar la tubería de revestimiento suficientemente como para que sea rotada, lo que hace posible contrarrestar los efectos del torque y el arrastre.

Prof

undi

dad,

m

Tensión superficial al bajar la herramienta, 1 000 lbf

0

500

1 000

1 500

2 000

2 500

3 000

3 500

4 000

4 500

5 000

5 500

6 000

6 500

7 000

7 500

8 000

Rick_ERD_Figure 10

8 500160140120100806040200–20–40–60–80–100

0,70 0,60 0,50 0,40 0,30

Sección de pozo entubado

14 Oilfield Review

Prof

undi

dad

med

ida,

pie

s

Torque fuera del fondo, 1 000 pies.lbf

0

5 000

10 000

15 000

20 000

Torque fuera de fondo y torque de perforación, medidos

Cargas ECD y tamaño promedio del pozo

25 000

30 000

35 000

40 000

Rick_ERD_Figure 11

45 0000 5 10 15 20 25 30 35 40 45

Prof

undi

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med

ida,

pie

s

ECD, lbm/galón estadounidense

0

5 000

10 000

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20 000

25 000

30 000

35 000

40 000

45 0009 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20

Torque fuera de fondo medidoTorque de perforación medidoLímite del equipo de superficie

Tamaño del agujero descubierto: 8,5 pulgadasTamaño del agujero descubierto: 9,0 pulgadasTamaño del agujero descubierto: 9,5 pulgadasDensidad medida del lodoECD calculada por MOQ450 psi por encima de la presión de poroen el talón

, Eliminación del factor limitante. A partir de una revisión del campo Al-Shaheen, MOQ dedujo que la longitud de las secciones horizontales en el campo estaba limitada por la capacidad de torque de las conexiones de la columna de perforación y las cargas ECD, más que por la capacidad de la cabeza rotativa superior o del equipo de perforación (extremo superior). Para establecer su longitud récord en el pozo BD-04A, el operador utilizó una columna de perforación de 5 pulgadas con conexiones de alto torque. A 23 600 pies, se agregó una sección de columna de perforación de 4 pulgadas por encima del BHA. Luego, a 28 000 pies, el aditivo lubricante del lodo de perforación se incrementó de 2% a 3%. Como resultado, el torque de perforación se redujo, pasando de un promedio proyectado (no mostrado) de 26 000 pies.lbf [35 000 N.m] a un promedio medido, oscilante entre 14 000 y 21 000 pies.lbf [19 000 y 28 000 N.m]. Los factores de fricción de 0.20-0,24 se redujeron a 0,18-0,21. Al mismo tiempo, el incremento del área de flujo creada por la sección de la columna de perforación de diámetro más reducido por encima del BHA redujo la ECD, de 15,2 a 14,3 lbm/galón estadounidense [1 797 a 1 714 kg/m3] (extremo inferior). (Adaptado de Sonowal et al, referencia 2.)

La flexión también puede convertirse en un desafío significativo durante la perforación de pozos de alcance extendido. Este fenómeno poco conocido es el resultado del arrastre acumulado que aplica fuerzas de compresión sobre la sarta de perforación o la tubería de revestimiento y pro-voca un cambio de comportamiento en la sarta. La flexión también se produce en el BHA, pero espe-cialmente desde la aparición de los sistemas RSS, la capacidad para manejarlo ha mejorado.

Como sucede con todos los problemas de los pozos de ERD, la posibilidad de que se produzca el fenómeno de flexión debe ser considerada durante la planeación del pozo. A la hora de seleccionar los tubulares, planificar las tasas de giro e incremento angular, y diseñar los espacios anulares en las sec-ciones inferiores del pozo, los ingenieros deben estar particularmente al tanto de la posibilidad de que se registre el fenómeno de flexión.

Otras de las medidas proactivas para ayudar a evitar el fenómeno de flexión implica mantener la sarta de perforación rígida, evitando al mismo tiempo el agregado de peso que puede exacerbar los problemas de torque y arrastre. Dado que la rigidez de la tubería es una función de su radio, en los pozos de alcance extendido se ha utilizado una columna de perforación de diámetro más grande para combatir la flexión. No obstante, es importante considerar el impacto de las pérdidas de presión por fricción resultantes sobre la ECD.

Volumen 22, no. 3 15

torque y el arrastre indicó que las cargas en la nueva TD excederían las capacidades de la cabeza rotativa superior y de la sarta de perfora-ción. Al mismo tiempo, las ECD serían inacepta-blemente altas con la columna de perforación existente de 5 pulgadas y las propiedades tradi-cionales del lodo.

El modelado indicó que estas ECD y estos esfuer-zos de torsión podrían alcanzar niveles acepta-bles, si se utilizaba una sarta de perforación cónica (tapered) de 4 por 5 pulgadas. El modelo determinó además que una sarta cónica generaría una presión de bombeo más alta y reduciría la tasa de flujo en la TD, y que la longitud de la sección de 4 pulgadas era el factor de limitación en el equilibrio del conflicto. El diseño final, que concilió los esfuerzos de torsión y arrastre, los componentes hidráulicos y los mode-los de ECD, incluyó 2 133 m [7 000 pies] de columna de perforación de 4 pulgadas y 4 572 m [15 000 pies] de columna de perforación de 5 pulgadas con conexiones de alto torque agregadas a la parte supe-rior de la sarta de perforación (página anterior).

La sección del pozo de 81/2 pulgadas fue perforada en dos carreras. En la primera se utilizó un sistema RSS de tipo empuje de la barrena PowerDrive X5 para alcanzar 10 326 m [33 877 pies], con un pro-ceso de monitoreo del torque de perforación, que indicó un factor de fricción oscilante entre 0.18 y 0.21. Durante esa primera carrera, los niveles del aditivo lubricante se incrementaron de 2% a 3% para reducir el torque y la severidad del atasca-miento/deslizamiento y, por consiguiente, las vibraciones, lo que permitió al perforador mante-ner la ROP sin dañar el BHA. El torque de perfo-ración alcanzó su punto máximo en el límite de la cabeza rotativa superior de 36 000-39 000 pies.lbf [49 000-53 000 N.m]. Luego, el operador levantó la columna de perforación de 4 pulgadas para reducir el torque y las cargas ECD.

La segunda carrera —que se realizó con una sarta de perforación cónica de 4 por 5 pulgadas— de inmediato generó un grado suficiente de tor-que y mejoras de la ECD para permitir perforar hasta una TD final de 12 290 m [40 320 pies] de MD. Esto incluyó un giro acimutal de 35°. Además, se utilizó un sistema RSS de tipo direc-cionamiento de la barrena PowerDrive Xceed porque requiere menor caída de presión a lo largo de la herramienta que el diseño del sistema de empuje de la barrena. También se incluyó en el cálculo un área de flujo más grande del sistema barrena-boquilla para mejorar la presión de bom-beo y la tasa de flujo en la barrena.

El operador logró esta longitud récord, con el énfasis puesto en el manejo de la ECD y la adopción

15. Sonowal et al, referencia 2. La desviación a lo largo del pozo es la distancia

horizontal medida, desde la superficie hasta el fondo del pozo, si se eliminan los cambios de acimut y se desenrolla el pozo.

Además, existen otras medidas disponibles, tales como herramientas especiales de fondo de pozo que reducen los esfuerzos de torsión y arrastre o que facilitan más la transferencia de la carga.

Una solución modeloEl Bloque 5 del campo Al-Shaheen, situado en el área marina de Qatar, se caracteriza por la baja productividad de sus pozos verticales, y su desa-rrollo con pozos convencionales requeriría un gran número de plataformas. Por otro lado, las reservas hidrocarburíferas del campo son areal-mente extensivas. Estos factores lo convierten en un prospecto particularmente adecuado para una estrategia de ERD, pero el operador, Maersk Oil Qatar AS (MOQ), debía superar primero los pro-blemas de torque y ECD que amenazaban con limitar las longitudes del alcance horizontal.

MOQ apuntó como objetivos a las formaciones carbonatadas Kharaib B y Shuaiba, de edad Cretácico Inferior, y a la formación de areniscas Nahr Umr. La formación Kharaib B corresponde a una capa carbo-natada lateralmente uniforme, de aproximada-mente 24 m [80 pies] de espesor, con un objetivo prospectivo de 8 m [25 pies] de espesor. La forma-ción Shuaiba exhibe cambios de facies laterales y contrastes de permeabilidad y posee un espesor de aproximadamente 60 m [200 pies] con un objetivo prospectivo de unos 6 m [20 pies] de espesor. La formación Nahr Umr corresponde a una secuencia de areniscas de 20 pies de espesor con objetivos prospectivos compuestos por areniscas de un espe-sor permeable de 1.5 m [5 pies] o menor.

En 1994, el operador perforó una sección hori-zontal de 3,1 km [1,9 milla], que batió récords, uti-lizando motores de desplazamiento positivo y estabilizadores de calibre ajustable. Mediante la adopción de nueva tecnología no bien estuvo dis-ponible, la compañía mejoró ese logro. En mayo de 2008, MOQ terminó una sección horizontal récord de 10,9 km [6,8 millas], con una profundi-dad medida de 12,3 km [7,6 millas], que en ese momento fue la desviación a lo largo del pozo de mayor longitud del mundo: 11,6 km [37 956 pies o 7,2 millas].15

La profundidad medida original del pozo iba a ser de 8,8 km [5,5 millas], pero el operador optó por extenderla para evaluar el flanco oriental e incrementar la exposición del yacimiento, utili-zando un solo pozo. No obstante, el modelado del

de medidas para controlar el factor de fricción durante la fase de planeación del pozo. Las simula-ciones indicaron que si las tasas de pérdida de circu-lación inducidas por la ECD se mantenían en niveles aceptables, el pozo podría haber sido perforado hasta aproximadamente 13 400 m [44 000 pies], punto en el cual habría alcanzado el límite de tor-que de la cabeza rotativa superior.

Perforación en cursoOriginalmente, la construcción de pozos horizon-tales largos era una decisión económica; se lograba más zona productiva expuesta por el costo de un pozo o bien se explotaban numerosas formaciones por el costo de una sola localización de superficie. Al actuar como túneles de disparos de gran diáme-tro y penetración profunda, los pozos horizontales también constituyen una respuesta para el desafío de lograr tasas de flujo económicas desde forma-ciones compactas y de escaso espesor.

Pero, dado que la industria ha aprendido a perforar pozos más allá de los límites alguna vez impuestos por el torque, el arrastre, la ECD y las capacidades del equipo de perforación, la perfo-ración de pozos ERD se ha vuelto atractiva por motivos ajenos a los aspectos económicos. Como quedó demostrado en el campo Wytch Farm de Inglaterra, los pozos horizontales de gran longi-tud constituyen además alternativas ambiental-mente aceptables. Las formaciones a las que esos pozos apuntan como objetivos se encuentran debajo del área ecológicamente sensible de Poole Harbour. Mediante el emplazamiento de las loca-lizaciones de superficie en tierra firme a cierta distancia de la línea de costa y la ejecución de las operaciones de perforación muy por debajo del piso del puerto, el curso de agua y sus adyacencias inme-diatas permanecieron aislados de la actividad del operador. Esta elección de perforación permitió que el área permaneciera visualmente atractiva y redujo la amenaza de contaminación ecológica.

Hoy, el mundo se encuentra ante un dilema. Los seres humanos han tomado conciencia de la fragilidad del medio ambiente y a la vez esa globa-lización ha elevado el estándar de vida de millones de personas. Pero el precio de esa prosperidad es la generación de una demanda insaciable de com-bustibles a base de hidrocarburos, lo que exige más perforaciones. La aplicación de prácticas de ERD para acceder a más depósitos, a la vez que se perforan menos pozos desde un número menor de localizaciones de superficie, es una medida que está utilizando la industria del sector petrolero de exploración y producción para ayudar a conciliar estas realidades en conflicto. —RvF