tecnología de avanzada en el manejo de residuos de perforación
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Tecnología de avanzada en el manejo de residuos de perforación
Thomas GeehanAlan GilmourQuan GuoM-I SWACOHouston, Texas, EUA
Por su colaboración en la preparación de este artículo, seagradece a Jim Redden, M-I SWACO, Houston, Texas.FracCADE es una marca de Schlumberger. Brookfield es unamarca de Brookfield Engineering Laboratories. Fann 35 yMarsh son marcas de fábrica de Fann Instrument Company.RECLAIM es una marca de M-I LLC.1. Para obtener más información sobre pozos multilaterales,
consulte: Fraija J, Ohmer H, Pulick T, Jardon M, Kaja M,Páez R, Sotomayor GPG y Umudjoro K: “Nuevos aspectosde la construcción de pozos multilaterales,” OilfieldReview 14, no. 3 (Invierno de 2002/2003): 56–75.
A medida que aumenta la complejidad de los pozos, los operadores se esfuerzan por
cumplir con las estrictas normas vigentes para el vertido de residuos, satisfaciendo al
mismo tiempo las demandas en cuanto al desempeño de las operaciones de perfo ra ción.
Hoy en día, los avances registrados en los fluidos de perforación y en las técnicas de
manejo de recortes están permitiendo que los operadores utilicen los sistemas de
fluidos de perforación más eficientes, removiendo al mismo tiempo del ambiente los
residuos de perforación en forma efectiva.
Uno de los efectos colaterales desafortunados dela búsqueda de hidrocarburos es la acumulaciónde escombros que se removieron para llegar aesos recursos. Las operaciones de perforaciónmodernas generan diversas opciones para la eli-minación de los residuos, que varían desde aguade escurrimiento contaminada hasta el envasadode materiales; sin embargo, la mayor parte de losresiduos se asocia con el material excavado, orecortes, del pozo. Hasta la década de 1980, pocaera la atención brindada a la eliminación de losrecortes y al exceso de fluidos de perforación.Habitualmente, estos materiales se desechabanpor la borda en las operaciones marinas o sesepultaban durante la perforación en las locali-zaciones terrestres. En las décadas de 1980 y1990, la concientización am biental globalaumentó y la industria del petróleo y el gas, juntocon sus reguladores, comenzaron a comprender yapreciar el impacto ambiental potencial de losresiduos de perforación.
Durante este mismo período, los avances re -gistrados en la tecnología de perforacióndireccional anunciaron el advenimiento de una
Lodos a base de aceite—Más comunes que nuncaEl empleo de lodos a base de aceite (OBM) en elcampo petrolero se generalizó en el año 1942.Los primeros fluidos externos al petróleo estabancompuestos básicamente por asfalto y com bus -tible diesel. Estos lodos ayudaron a los perfora-dores a estabilizar las lutitas sensibles al agua,proporcionaron lubricidad para las operacionesde extracción de núcleos y minimizaron el dañoal yacimiento.
Con el advenimiento de la era de la perfora-ción direccional a fines de la década de 1980, losOBM demostraron poseer una capacidad supe-rior para reducir la fricción entre la columna deperforación y la formación. El esfuerzo de torsióny arrastre se redujeron significativamente conrespecto a los niveles observados comúnmentecon la utilización de lodos a base de agua, lo quepermitió a los perforadores llegar a ma yores dis-tancias y perforar trayectorias más tortuosas.
Además, la calidad inhibitoria de los OBMayudó a los perforadores a reducir el riesgo defalla del pozo, asociado con la perforación depozos horizontales largos. Un OBM debe su ca -lidad inhibitoria a su naturaleza mojable alpetróleo; el contacto del agua con las arcillas deformación se elimina en un ambiente humedecidocon petróleo. En consecuencia, las formacionesperforadas con fluido de perforación a base deaceite tienden a experimentar menos dispersiónquímica que las perforadas con lodos a base de
nueva era en construcción de pozos. Si bien paralas generaciones de perforadores previas, la per-foración de pozos verticales solía ser difícil, haciala década de 1990, la tendencia en trayectorias depozos había pasado de vertical a horizontal. Lasrápidas mejoras tecnológicas pronto llevaron laperforación horizontal a un primer plano. Losoperadores obtuvieron me joras significativas encuanto a los aspectos económicos del pozo, me -diante la perforación de pozos direccionalesmúltiples desde una sola plataforma o a través dela perforación de pozos multilaterales complejosdesde un pozo.1 Estas ventajas redujeron las hue-llas que quedaban en la superficie, mejoraron losaspectos económicos de la construcción de pozos,redujeron el consumo de materiales e incremen-taron la producción de cada pozo.
La combinación de concientización ambien-tal creciente, nuevas regulaciones en materia devertidos y situaciones de perforación desafian-tes, condujo a la industria del petróleo y el gas adesarrollar nuevas tecnologías de fluidos de per-foración y manejo de residuos para respaldarestos diseños de pozos de avanzada, fomentandoal mismo tiempo el cuidado del medio ambiente.En este artículo, exploramos las tecnologíasdesarrolladas para remover los residuos de per-foración del ambiente, mediante su colocaciónen fracturas generadas hidráulicamente, muypor debajo de la superficie terrestre. Además,describimos las nuevas tecnologías que estánayu dando a reducir los residuos mediante larecuperación de los costosos fluidos de perfora-ción no acuosos.
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agua. Igualmente importante es el hecho de queesta calidad inhibitoria minimiza la disoluciónde los recortes, conforme se bombean desde labarrena hasta la superficie. Siempre que la capa-cidad de limpieza del pozo sea adecuada, en ellodo a base de aceite o en ambientes no acuosos ,los recortes de perforación llegan habitualmentea la superficie en las mismas condiciones gene-rales con que dejaron la barrena. El equipo decontrol de sólidos de superficie es más eficazcon los recortes más grandes y el volumen dedilución requerido para reducir el contenido desólidos finos en el fluido de perforación se mini-miza. Finalmente, el volumen total de residuosdel proyecto se reduce significativamente.
Las ventajas de los OBM tuvieron su precio.Como se mencionó previamente, las décadas de1980 y 1990 constituyeron el despertar de la con-cientización ambiental para la industria delpetróleo y el gas. Los re guladores comenzaron adesalentar la descarga de lodo y recortes de per-foración, mientras que numerosos paísesprohibieron definitivamente la descarga derecortes humedecidos con petróleo y de lodo abase de aceite residual.
Desde la década de 1990 hasta la actualidad,la industria de perforación ha sido testigo deuna revolución en el manejo de fluidos OBM yresiduos de petróleo. Los lodos a base de sintéti-cos (SBM), menos tóxicos y más aceptables parael medio ambiente, han reemplazado a los lodos
a base de diesel y a base de aceite mineral enmuchas áreas. Los operadores poseen ahora losbeneficios de los fluidos de perforación no acuo-sos, sumados a las tecnologías que ayudan amanejar los recortes y el exceso de lodos a basede aceite y a base de sintéticos. Los SBM moder-nos ofrecen las calidades no acuosas de los OBMtradicionales , con menos toxicidad y gradossuperiores de biodegradabilidad. En ciertas áreas,dependiendo de las regulaciones medioambienta-les, los recortes revestidos con SBM se sepultan,se vierten en el mar, o se transforman en be nignospara el medio ambiente, a través de procesos debiorremediación.2 No obstante, no todas las áreasse adecuan a estos tipos de métodos de manejo deresiduos y se necesitan procesos más avanzadospara proteger el medio ambiente durante la per-foración (izquierda).
Colocación de residuos de petróleo en su lugarEn cualquier proyecto de perforación, los ope -radores deben lograr un equilibrio entre laminimización del impacto ambiental, el man -tenimiento de la estabilidad del pozo y lamaximización de la eficiencia de la perforación.Desde el año 2001, el empleo de fluidos de perfo-ración no acuosos, tanto a base de aceite como abase de sintéticos, se incrementó en promedioen un 2% por año, tendencia que probablementese mantenga (próxima página, arriba). Algunasformaciones son más fáciles de perforar utili-zando fluidos de perforación no acuosos, enadelante aludidos como fluidos a base de aceite,debido principalmente a la calidad inhibidora ylubricante de estos fluidos.
Cuando se utilizan fluidos de perforación abase de aceite en la perforación, los recortes derocas transportados por el fluido de perforacióna lo largo del pozo son revestidos con una caparesidual del aceite utilizado. Aun cuando se per-fora con lodo a base de agua, los recortes delutitas y areniscas ricas en contenido de petró-leo se transportan a la superficie para sueliminación adecuada. En muchas áreas, lalegislación ambiental más estricta y los incre-mentos del costo de las técnicas de eliminación
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2. Young S y Rabke S: “Novel Fluid Design Can EliminateOBM-Cuttings Waste,” artículo SPE 100292, presentado enla Conferencia y Exhibición Anual de las Europec/EAGE,de la SPE, Viena, Austria, 12 al 15 de junio de 2006.
3. Moschovidis ZA, Gardner DC, Sund GV y Veatch RW:“Disposal of Oily Cuttings by Downhole PeriodicFracturing Injections, Valhall, North Sea: Case Study andModeling Concepts,” artículo SPE 25757-PA, presentadoen la Conferencia de Perforación de las SPE/IADC,Ámsterdam, 22 al 25 de febrero de 1993; también en SPE Drilling & Completion 9, no. 4 (Diciembre de 1994):256–262.
> Filosofía de la reinyección de recortes (CRI). El campo petrolero moderno se está apartando rápi da-mente de los métodos tradicionales de eliminación de residuos de perforación. Respondiendo alconcepto “de la cuna a la tumba,” muchos operadores están optando por devolver los recortes perfo -ra dos nuevamente a su lugar de origen, bien por debajo de la superficie terrestre. Si bien se disponede varios métodos de colocación, en general los recortes y otros residuos de perforación se inyectanen yacimientos no productivos o agotados. Con mucha frecuencia, las zonas de inyección seencuentran ubicadas por encima del yacimiento productor, como se muestra en esta gráfica.
Formación de roca sello
Zona de inyección
Yacimiento
Tubería conductorade 50 pulgadas
Tubo ascendente
Cabezal del pozo
Tubo ascendente
Cabezal del pozoPlataforma
Recortes separados, convertidos enlechada e inyectados desde la superficie
La roca sello impermeable(sal, creta o arenisca) impide
que las fracturas se propaguenhacia el lecho marino
Tubería conductorade 30 pulgadas
Pozo nuevo en procesode perforación
Tubería derevestimiento de
133⁄8 pulgadasTubería derevestimiento de133⁄8 pulgadas
Tubería de revestimientode 93⁄8 pulgadas Tubería de revestimiento
de 93⁄8 pulgadas
Tubería de revestimientocorta de 7 pulgadas Barrena de perforación
Pozo de producción yde re-inyección90
0 m
Lechada de recortesPetróleo producidoFluido de perforación
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de recortes han hecho que se descarte la opciónde vertir en el mar los recortes humedecidos conpetróleo o los recortes que contienen petróleo ylos residuos de perforación asociados.
Un ejemplo de regulación de vertidos am -bientales más estricto se registró en el Mar delNorte a fines de 1990. Dos años antes de que seprodujeran los cambios en los regímenes vigen-tes, la Agencia de Control de la Contaminacióndel Estado Noruego anunció un incremento de larigurosidad de las regulaciones para la eli -minación de los recortes perforados en áreasmarinas. Con vigencia al 1 de enero de 1993, lacantidad de petróleo permitido en los recortes eli-minados por vertido en el mar se redujo del 6 al 1por ciento por volumen. La tecnología disponibleen ese momento no podía reducir el petróleopresente en los detritos hasta niveles tan bajos.3
BP, en ese entonces Amoco ProductionCompany , comenzó a prepararse para este cambio de regulaciones en el Campo Valhall, mediante laevaluación de las opciones como primera medida.Los ingenieros consideraron el transporte de losrecortes humedecidos con petróleo a tierra firmepara su procesamiento, la ejecución de operacio-nes de perforación con lodo a base de agua enlugar de OBM, el procesamiento de los recortes enlas áreas marinas y su eliminación a través de lainyección en el subsuelo.
Los estudios iniciales indicaron que la rein-yección de los recortes (CRI) produciría unimpacto mínimo sobre el medio ambiente,proporcionando al mismo tiempo una solucióneconómica para la eliminación de recortes yresiduos de petróleo. En una operación CRItípica, los recortes se mezclan con agua de mar,se procesan mediante trituración u otra acciónmecánica para formar una lechada viscosa esta-
ble, se bombean en un pozo de eliminación deresiduos dedicado o a través del espacio anularexistente entre las sartas de revestimiento en unpozo activo y se introducen bajo presión en lasformaciones (abajo). Este proceso crea una frac-tura hidráulica en la formación, que contieneefectivamente la lechada. Al final del programade inyección, el pozo o el espacio anular sesellan habitualmente con cemento.
> Opciones para la tecnología CRI. Los recortes (rojo) pueden ser inyectados en pozos de diversas configuraciones. Aquí se muestra la inyección en unes pacio anular de 20 x 133⁄8 pulgadas; un espacio anular de 133⁄8 x 95⁄8; la reinyección por encima del yacimiento, luego la perforación hasta la TD y la pro -ducción; la inyección dentro de un pozo redundante de 6 pulgadas; y la inyección en un pozo dedicado. En cada uno de estos ejemplos, los pozos fueronentubados, cementados y en ciertos casos disparados (cañoneados, punzados), para facilitar la inyección de recortes y aislar otras partes del pozo delproceso de inyección.
Inyección en el espacio anular de un pozo de
producción
Inyección en el espacio anular, perforación y
reinyección simultáneas
Inyección con tubería deproducción dentro de un
pozo redundante
20 pulg
133⁄8 pulg
9 3⁄8 pulg
20 pulg
133⁄8 pulg
Zona deinyección
Zona deinyección
95⁄8 pulg
20 pulg
133⁄8 pulg
Zona deinyección
95⁄8 pulg
7 pulg
Yacimiento
20 pulg
133⁄8 pulg
Zona deinyección
95⁄8 pulg
6 pulg
YacimientoZona deinyección
95⁄8 pulg
6 pulgCemento
Inyección con tubería deproducción dentro de un pozo
de reinyección dedicado
Inyección en el espacio anular de un pozo de
producción
20 pulg
> Incremento del empleo de fluidos no acuosos. Las estadísticas propor cio na -das por M-I SWACO indican un incremento del empleo de fluidos no acuososdesde el año 2001. Estos fluidos incluyen tanto los lodos convencionales comolos lodos sintéticos.
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Flui
dos
no a
cuos
os, %
Año200320022001 2004 2005
Antes de invertir en esta nueva tecnología,Amoco puso en marcha un extensivo programade pruebas para asegurar que sería posible laejecución de inyecciones periódicas y recolectardatos de la respuesta de presión, durante y des-pués de la inyección, para el modelado y lacalibración de los modelos.
Los recortes se prepararon para la inyecciónmediante la mezcla con agua en un tanque de 8 m3
[50 bbl], como primer paso, y la posterior recir-culación de la lechada mediante una bombacentrífuga modificada con propulsores guarneci-dos con carburo para triturar los recortes a unavelocidad de 0.8 a 1.6 m3/min [5 a 10 bbl/min].Los recortes se agregaron a una lechada a basede agua de mar para lograr una densidad de1,198 kg/m3 [10 lbm/gal]. El proceso de mezclacontinuó hasta que la lechada se volvió homogé-nea y desarrolló una viscosidad de embudo Marshde entre 45 y 60 s/L [45 y 60 s/qt].4 Este procesose reiteró hasta preparar un total de 159 m3
[1,000 bbl]. El volumen total se inyectó luego enuna formación, a una profundidad vertical verda-dera de casi 2,438 m [8,000 pies].
Los datos recolectados durante las inyeccio-nes múltiples, realizadas en una formación de
arenisca sellada con lutita, indicaron un com-portamiento estable de la presión con cadasecuencia de inyección, lo que demostró que lasinyecciones periódicas habían creado fracturasmúltiples o ramificadas en la misma región delyacimiento, en vez de una fractura continua. Losdatos indicaron además que las inyeccionesperiódicas con fines de fracturamiento modifica-ron el esfuerzo de cierre local de la formación.Los ingenieros teorizaron que los recortes intro-ducidos en la formación creaban un volumenlocal. Dado que los recortes permanecen locali-zados en lo que se conoce como dominio de laeliminación de residuos, es dable esperar quelos cambios producidos en el esfuerzo de cierresean permanentes y repetibles.5 Además se ob -ser varon cambios de esfuerzos resultantes de losefectos de los esfuerzos termoporoelásticos.Estos conceptos serán analizados en forma másexhaustiva más adelante.
Los datos recolectados durante estas prue-bas sustentaron la teoría de que los esfuerzosdesajustados, causados por la colocación perió-dica de los recortes en las fracturas introducidasen un campo elástico, tal como la roca yaci-miento, pueden ser calculados utilizando las
ecuaciones básicas de la teoría elástica. Estoayudó a los ingenieros de Amoco a desarrollarmodelos para comprender y predecir mejor elcomportamiento de las fracturas y del dominiode la eliminación de residuos en relación con losprocesos de inyección de recortes.
Durante el programa de evaluación, que llevóvarios años, los fluidos inyectados por los inge-nieros oscilaron entre agua y arena en lasprimeras pruebas, hasta recortes reales en laspruebas posteriores. Concluido el proyecto deevaluación, se habían bombeado en los pozos deinyección más de 54,000 m3 [340,000 bbl] delechada de inyección, que contenían más de12,000 m3 [76,000 bbl] de recortes.
En estas primeras pruebas, Amoco demostróque la inyección de recortes puede constituiruna forma de eliminación de residuos de petró-leo económicamente efectiva, si se la comparacon la eliminación en tierra firme.
En ese momento, los ingenieros estimaronun ahorro de US$ 550,000 por pozo del CampoValhall, mediante el empleo de procesos deinyección de recortes en lugar de técnicas conbase en tierra u otras técnicas de eliminación derecortes.6
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> Contención de los fluidos inyectados. Los proyectos de reinyección diseñados en forma deficiente, plantean el riesgo de que los materiales residualesfuguen nuevamente hacia la superficie a través de las fracturas naturales, a lo largo de los planos de fallas, o siguiendo una trayectoria mal cementadaen el pozo hacia la superficie (izquierda). Dependiendo del peso específico del residuo inyectado, parte del material puede llegar a la superficie. Con laingeniería correcta y la roca sello adecuada, el residuo queda contenido dentro de la zona de inyección (derecha).
La presencia de una roca selloadecuada previene la propagación
de las fracturas naturales oinducidas hacia el lecho marino
Lutita LutitaCreta
Falla
Fracturas inducidashidráulicamente
Fracturasnaturales
Fracturas FracturasFracturas
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El costo de la eliminación de residuos nosiempre es el impulsor que subyace el empleo dela tecnología CRI. En zonas remotas o ambien-talmente sensibles, el manejo de los residuos deperforación constituye un tema desafiante. Lasinstalaciones para tratamiento, con frecuenciano están disponibles, o son logísticamente inac-
cesibles y costosas. En estas situaciones, lainyección de recortes y otras corrientes residua-les asociadas en las formaciones subterráneasquizás constituya el único método de elimina-ción ambientalmente acep table. Por ejemplo, encondiciones climáticas australes y septen -trionales extremas, en las que el clima invernal
riguroso puede eliminar virtualmente las opcio-nes de tratamiento en tierra firme y las ope ra- ciones de perforación a lo largo de todo el año,la tecnología CRI ofrece la única solución prác-tica para la eliminación de recortes y residuosde perforación.7
Los riesgos de la reinyecciónComo sucede con todas las operaciones de E&P,la tecnología CRI posee sus riesgos. Normal-mente, los programas de inyección se desarrollansin contratiempos serios. No obstante, particular-mente en los primeros días de esta tecnología,hubo casos en los que se obturó la trayectoriaexistente hasta la formación seleccionada para laeliminación, por debajo de la tubería de revesti-miento o de un espacio anular, suspendiéndoseconcretamente las operaciones CRI. En rarasocasiones, las lechadas de inyección migraron através de las fracturas naturales, de las fracturasinducidas hidráulicamente o de las secciones delpozo cementadas en forma deficiente, volviendoal lecho marino. Este tipo de episodio conduce ala descarga de la lechada de inyección en elfondo del mar (página anterior).
Las fallas de esta índole no sólo son ambien-talmente costosas, sino que plantean riesgos económicos serios, tales como tiempo operacio-nal inactivo, operaciones de remediación en elpozo de inyección, o, en el peor de los casos, lanecesidad de perforar un nuevo pozo de inyec-ción. Las operaciones CRI pueden estarcomprometidas por numerosos factores, talescomo fallas mecánicas en la superficie o la capa-cidad deficiente del sistema de eliminación, loque produce demoras costosas en el proyecto deperforación. Para minimizar estos riesgos, losingenieros utilizan procedimientos de reco -lección neumáticos de avanzada, sistemas detransporte y almacenamiento como los desa -rrollados por M-I SWACO para desacoplar lasoperaciones de perforación de las operacionesCRI (izquierda).
Cuando se producen fallas en los equipos CRIo cuando los recortes son generados más rápido delo que pueden procesarse, estos sistemas neumá-ticos pueden trasladar rápidamente los residuos yrecortes con petróleo, descargados por los equiposde remoción de sólidos, hasta los tanques de al -macenamiento para su posterior procesamiento.8
4. La viscosidad de embudo Marsh es el tiempo, ensegundos, requerido para que un cuarto de fluido fluya a través de un embudo Marsh. No es una viscosidadverdadera pero sirve como medida cualitativa delespesor de una muestra de fluido. La viscosidad deembudo es útil sólo para comparaciones relativas.
5. Para obtener más información sobre el dominio de laeliminación de residuos, consulte: Peterson RE,Warpinski NR, Lorenz JC, Garber M, Wolhart SL y Steiger
RP: “Assessment of the Mounds Drill Cuttings InjectionDisposal Domain,” artículo SPE 71378, presentado en laConferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE,Nueva Orleáns, 30 de septiembre al 3 de octubre de2001.
6. Moschovidis et al, referencia 3.7. Guo Q, Geehan T y Pincock M: “Managing Uncertainties
and Risks in Drill-Cuttings Reinjection in ChallengingEnvironments—Field Experience from Sakhalin,” artículo
SPE 93781, presentado en la Conferencia Ambiental deExploración y Producción de las SPE/EPA/DOE,Galveston, Texas, 7 al 9 de marzo de 2005.
8. Minton RC: “The Pneumatic Collection, Handling andTransportation of Oily Cuttings—Two Years of FieldExperience,” artículo SPE 83727, presentado en laConferencia Ambiental de E&P de las SPE/EPA/DOE, San Antonio, Texas, 10 al 12 de marzo de 2003.
> Los recortes en movimiento. El flujo del lodo de perforación ayuda a desplazar los recortesdesde la barrena hasta la superficie. En la superficie, deben ser removidos del sistema de lodoantes de que el fluido vuelva a ser bombado en el pozo. Diversos equipos de control de sóli -dos, tales como las zarandas vibratorias (extremo superior izquierdo), ayudan a separar lossólidos del líquido. Una vez recuperados, los recortes son transportados habitualmente alre -dedor del equipo de perforación mediante sistemas neumáticos de transporte de recortes. Enciertos casos, los recortes se almacenan en cajas para recortes o en tanques de almace na -miento (extremo superior derecho) para su posterior procesamiento e inyección. El equipo deprocesamiento clasifica, tritura y convierte en lechada los recortes, que luego son bombea dosen el pozo de inyección de recortes a altas presiones, creando fracturas de almacenamientomuy por debajo de la superficie (extremo inferior derecho).
Zona dere-inyecciónde recortes
Ventiladorpara recortes
Tanques dealmacenamiento
de recortes
Cabezaldel pozo deinyección
Unidad depreparación
de la lechada
Colador
Zaranda declasificaciónde recortes
Bombas deinyección dealta presión
Válvulade control
de flujo
Válvulade control
de flujo
Zaranda vibratoria(temblorina)
Transportador decajas de recortes
El sistema neumático permite transferir los recor-tes a distancias de más de 100 m [328 pies] y verti-calmente entre los pisos de una plataforma, demanera que los tanques de almacenamiento pue-den colocarse lejos del paquete de perforación.Esto evita los problemas de hacinamiento asocia-dos con la presencia de equipos adicionales en laplataforma de perforación.
Los riesgos que se plantean en el pozo sonmenos obvios y a menudo más complicados. Laobturación de la tubería de producción, el espa-cio anular o los disparos (cañoneos, punzados)pueden amenazar el éxito de una operación CRI.Los sólidos en suspensión naturalmente se sedi-mentan durante los períodos de estancamientoexistentes entre las fases de inyección. La tasade sedimentación es una función del tiempo, deltamaño de las partículas y de la viscosidad abaja tasa de corte del fluido. Las partículas másgrandes, habitualmente de más de 300 micrones,son tamizadas en la superficie para ayudar areducir el potencial de sedimentación.
No obstante, en las operaciones CRI, losproblemas con la sedimentación a menudo secomplican con la desviación del pozo y la pérdidade viscosidad del fluido portador a temperaturasde pozo elevadas. Bajo estas circunstancias, laspartículas se asientan en el lado bajo del pozo,formando una capa que finalmente se vuelve ines -table y se desliza por el pozo (arriba). Conforme se pone en marcha la operación de inyección, lossólidos presentes en la capa se compactan y for-
man un tapón sólido, que impide la inyecciónulterior. La eliminación de obturaciones, el re-disparo de la tubería de producción a unaprofundidad más somera, o el desplazamientohacia otro pozo de inyección son pasos costososque amenazan la eficiencia de la operación deperforación.
Al tanto de estos riesgos de inyección, SakhalinEnergy Investment Company (SEIC) optó, noobstante, por la tecnología CRI para el manejode los residuos de perforación en el ambientemarino riguroso de la Isla de Sakhalin. La tecno-logía CRI fue seleccionada como el método demanejo de residuos de perforación más efectivoen el área marina de la isla de Sakhalin pordiversas razones. En primer lugar, el vertido deresiduos de perforación ya no está permitido y,en segundo término, no se dispone de instalacio-nes de manejo de residuos de perforación conbase en tierra firme.9 Por otra parte, la zona per-manece congelada sólo unos seis meses al año; yaunque existieran opciones en tierra firme, laoperación de despacho a la costa limitaría laventana operacional del proceso de perforación.Por el contrario, el manejo de los residuos deperforación utilizando el método CRI posibilita-ría la ejecución de operaciones de perforación alo largo de todo el año.
Si bien la operación CRI constituía la únicasolución práctica para la eliminación de los re -siduos de perforación, previamente se habíaobturado un pozo de inyección anular, lo querequirió la perforación de un pozo nuevo para lainyección de recortes. Además de la pérdida deeste primer pozo, el operador enfrentó riesgossig nificativos relacionados con la falta de datoshistóricos y experiencia operacional, y la posibi-lidad de que los sólidos se condensaran con lasubsiguiente obturación del inyector en el pozodireccional recién perforado.
El nuevo pozo de inyección tenía dos fi na -lidades; sería el pozo de inyección primariadurante las operaciones de perforación, y poste-riormente se utilizaría como pozo de desarrollodel campo. Como tal, se trataba de un pozo signi-ficativamente desviado, que poseía un diámetromucho más grande que el pozo de eliminación deresiduos típico. Tanto el diámetro del pozo comosu desviación incrementaban el riesgo de que losrecortes se asentaran en el lado bajo de la tuberíade inyección, situación que podía obturar poten-cialmente el pozo de eliminación de residuos.
El manejo de los riesgos era un factor crucialpara el éxito, de manera que los esfuerzos demonitoreo y aseguramiento de la calidad se con-centraron en el diseño y la optimización de lalechada, el diseño y la optimización del procedi-
miento de bombeo, el modelado del transportede sólidos y el aseguramiento de los intervalosde cierre adecuados entre las cargas.
Los ingenieros seleccionaron el punto deinyección primaria a través de los disparos exis-tentes entre 2,062 y 2,072 m [6,765 a 6,798 pies]de profundidad medida, con un punto de inyec-ción de apoyo situado entre 1,756 y 1,766 m[5,761 a 5,794 pies] de profundidad medida. Latubería de inyección estaba compuesta por tube-ría de 51⁄2 pulgadas, desde la superficie hasta1,756 m de profundidad medida, y tubería de 41⁄2 pulgadas desde 1,756 m de profundidadmedida hasta la zona de inyección. La inclina-ción del pozo oscilaba entre aproximadamente55°, a lo largo de una gran porción del pozo, yunos 33° en la zona de inyección primaria.
El desplazamiento del volumen de la tuberíade inyección de aproximadamente 24 m3 [150 bbl]implicó tres cargas de lechada. Las limi tacionesde la capacidad del tanque de preparación de lalechada limitaban la cantidad de volumen delechada que podía mezclarse de una sola vez, aaproximadamente 13 m3 [80 bbl]. Dado que elvolumen de la tubería no podía desplazarse conuna carga de lechada, los recortes en suspensiónpodían permanecer en la sarta de inyeccióndurante un tiempo. A los ingenieros les preo -cupaba que el tiempo de residencia largo y lanaturaleza desviada del pozo hicieran que lalechada cargada con recortes se asentara y for-mara capas de material de desecho en el ladobajo de la tubería de inyección. Estas capas derecortes podrían deslizarse hacia abajo y obturarel pozo durante los intervalos de cierre entre lascargas. Debido al alto nivel de riesgo de obtura-ción, los requerimientos de control de calidadpara la reología de la lechada eran cruciales.
La viscosidad de embudo Marsh es un indica-dor clave de la calidad de la lechada CRI. Enrelación con este pozo, a los ingenieros les preo-cupaba que el rango normal de viscosidad de lalechada de inyección, de entre 60 y 90 s/L [60 y90 s/qt], no fuera adecuado. Dado que la resis-tencia de gel y la viscosidad a baja tasa de corte(LSRV) contribuyen a las características reoló -gicas que afectan la suspensión estática, serealizaron pruebas adicionales con la lechada,utilizando un viscosímetro Fann Modelo 35, yel análisis LSRV con un viscosímetro Brookfielda baja tasa de corte. Además se efectuaronpruebas de sedimentación de sólidos, a unatemperatura ambiente de 17°C [63°F] y a latemperatura estimada de pozo de 60°C [140°F].En base a estos datos, se estableció un requeri-miento inicial mínimo de viscosidad de embudoMarsh de aproximadamente 120 s/L [120 s/qt].
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> Deslizamientos de la capa de recortes. Con án -gulos que oscilan entre 35 y 70 grados aproxi ma -damente, los sólidos (gris) que se asientan en ellado más bajo del pozo pueden deslizarse enforma descendente bajo condiciones estáticas,produciendo la obturación de los disparos confines de inyección.
Deslizamiento de la capa de recortes
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Una vez que adquirieron experiencia con el sis-tema de inyección, los ingenieros redujeron esterequerimiento a 90 s/qt.
La determinación del tiempo que podríadejarse la lechada en la tubería de inyección sinque los sólidos se condensaran y obturaranpotencialmente el pozo de eliminación de resi-duos era crucial para el éxito de la operación.Los ingenieros utilizaron los datos de resistenciade gel y LSRV y un modelo numérico para prede-cir el transporte de los recortes, la velocidad desedimentación y el tiempo de residencia máximopermitido. Además se utilizó el programa desimulación para asegurar la optimización de losprocedimientos operacionales y de la reología dela lechada, y las características de la suspensiónde sólidos; tanto para la inyección periódicacomo para la estabilidad de los intervalos de cierre entre las cargas.
El simulador dividió la configuración delpozo de inyección en segmentos pequeños.Luego, las relaciones físicas fundamentalesayudaron a determinar en forma numérica lasconcentraciones de sólidos locales, la tasa desedimentación de los recortes, la formación decapas, su deslizamiento y erosión, y la acumula-ción de sólidos en el fondo del pozo.
Los ingenieros asumieron que se bombearían80 barriles de lechada, a razón de 0.64 m3/min [4 bbl/min], y que el tiempo de cierre entre lascargas sería de cuatro horas. Las simulacionesnuméricas demostraron que un régimen deinyección de 4 bbl/min erosionaría cualquiercapa de sólidos que se hubiera formado en latubería de 41⁄2 pulgadas. Además indicaron quedespués de cuatro horas de cierre entre cargas,la capa superior de sólidos (si tuada por encimade la tubería de 51⁄2 pulgadas) se deslizaría desde1,756 hasta 1,935 m [5,761 a 6,348 pies] a lolargo de la tubería. Dado que esta profundidad seencuentra a unos 125 m [410 pies] por encimadel tope de los disparos, se admitió un período decierre de cuatro horas.
El método CRI demostró ser la opción demanejo de residuos de perforación más efectivapara las operaciones de perforación de SEIC enel área marina de la Isla de Sakhalin. Los proce-dimientos de optimización y manejo de riesgosdemostraron ser exitosos en cuanto a la reduc-ción de las incertidumbres asociadas con estepozo crítico de inyección de recortes. La ventanade perforación se extendió a las operaciones rea-lizadas a lo largo de todo el año y se resolvieronlas restricciones logísticas asociadas con la elimi-nación de residuos de tipo envío a la costa.Mediante el logro de una operación sin descarga,este proyecto demostró que la reinyección de
recortes constituye una solución a largo plazoatinada desde el punto de vista económico, yambientalmente amigable para la eliminación derecortes en áreas remotas y sensibles.
Avances en modelado CRIUna vez evaluados y manejados adecuadamentelos procedimientos de superficie y el riesgo deobturación, los ingenieros centran su atenciónen la propagación de las fracturas. En la fase deplaneación de la mayoría de los proyectos CRI seutilizan modelos numéricos para predecir elcomportamiento de la propagación de la frac-tura con respecto al volumen inyectado (arriba).Para los ingenieros de producción, el modeladode las fracturas constituye un proceso clave para
optimizar la recuperación de hidrocarburos enyacimientos de baja permeabilidad. Hoy en día,los ingenieros CRI utilizan procesos similarespara diseñar programas de inyección de resi-duos, lo que reduce el riesgo para el operador yasegura un proceso de perforación eficiente ylibre de problemas.
En las operaciones CRI, es necesario garanti-zar la contención segura de los residuosinyectados. El alcance y las propiedades de pro-pagación de la red de fracturas creadas durantelas operaciones de fracturamiento deben prede-cirse con seguridad; esto suele lograrse consimuladores tridimensionales de fractu ra -
> Simulaciones previas a la inyección para ayudar a predecir el crecimiento de la fractura. Este ejemplo(extremo superior) muestra la contención del crecimiento vertical de la fractura o de los residuos de -bido a la barrera de esfuerzos que se produce cuando la roca sobreyacente es más resistente o másrígida que la zona de inyección. El color variable representa el ancho de la fractura en pulgadas. Enesta simulación, con una fractura de aproximadamente 150 pies de altura, el crecimiento vertical de lafractura es contenido por una barrera de esfuerzos; en este caso, una lutita con una presión de propa -gación de la fractura 200 lpc [1.38 MPa] superior al esfuerzo presente en la zona de inyección. El si -mulador genera una gráfica de probabilidades (extremo inferior) que indica la longitud más probablede la fractura, teniendo en cuenta variables conocidas y no conocidas. En este caso que utiliza 1,000simulaciones, la probabilidad de una longitud de fractura de menos de 504 pies no es superior al 5%, yla probabilidad de una longitud de fractura de más de 635 pies, es inferior al 5%. Los datos indican unaprobabilidad del 50% de que la longitud de la fractura sea de 570 pies.
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El grado de certidumbre es del90% entre 504 y 635 pies
Pronóstico: Longitud de la fractura (un ala)—Cuadro acumulativo
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100 200 300Longitud de la fractura, pies
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Ancho, pulgadas
0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.9 1.0 1.1 1.20.8
9. Guo et al, referencia 7.
miento hidráulico.10 Habitualmente, se inyectanvolúmenes de residuos grandes, que crean redesde fracturas también grandes. Los mecanismosde contención de residuos deben ser evaluadosdurante los estudios de factibilidad para identifi-car las posibles zonas de eliminación de residuosy las zonas de contención de las fracturas(abajo).
Para la selección de una formación con finesde eliminación de residuos, existen tres meca-nismos de contención de fracturas de particularimportancia. Las formaciones con gradientes defractura más grandes que los de la zona deinyección prevista, a menudo pueden impedirque la fractura se propague más allá de los lími-tes de diseño. Las formaciones sobreyacentescon gradientes de fractura incrementados, talescomo las formaciones salinas, también consti -tuyen formaciones ideales que actúan comocontención o sello. Una fractura puede quedarcontenida además por una formación de altapermeabilidad, aunque su gradiente sea menor.A medida que el fluido portador es admitido enla formación de alta permeabilidad, quedanatrás partículas sólidas que impiden que la frac-tura crezca en la zona de alta permeabilidad.
Por último, una fractura puede quedar conte-nida por una formación más dura o más rígida,con un módulo elástico más alto. Una vez que lafractura se aproxima o ingresa en la formaciónmás dura o más resistente, su ancho en o cercade la formación más rígida se reduce; de estemodo, la caída de presión por fricción se incre-
menta, previniendo o retardando el crecimientode la fractura en la formación. Dado que estasformaciones que proveen contención de las frac-turas no son difíciles de reconocer, las zonas deinyección y contención adecuadas pueden seridentificadas fácilmente.
La comprensión de los mecanismos de alma-cenamiento en las operaciones de inyección derecortes constituye otro proceso clave para pre-decir la capacidad de eliminación de residuos deun pozo de inyección. Los especialistas en estetema tienden a coincidir en que a partir deinyecciones intermitentes de lechadas de re -cortes se crean fracturas múltiples. En unaevaluación de laboratorio reciente, se inyectanlechadas codificadas en color, en varios bloquesde 1 m3 de diferentes tipos de rocas.11 Luego, sedividieron los bloques y se analizaron las fractu-ras. Los resultados indicaron que la inyección delechada creaba fracturas subparalelas. Lasinyecciones de recortes de perforación de losproyectos piloto de campo, con datos sísmicosen tiempo real y monitoreo del inclinómetro y lasubsiguiente extracción de núcleos de las redesde fracturas pronosticadas, también demostra-ron que los procesos CRI creaban fracturasmúltiples. Un hallazgo sistemático de estos pro-gramas es que las inyecciones reiteradas delechada crean fracturas múltiples o ramificadas;estas fracturas se caracterizan por ocupar unaregión en evolución o dominio de eliminación deresiduos.
La razón por la que se crean fracturas nuevasprovenientes de inyecciones de lechadas reite -radas es que los períodos de cierre que ocurrenentre las inyecciones, permiten que las fracturasdestinadas a la eliminación de residuos se cie-rren sobre los recortes y disipen cualquierincremento de presión en la formación desti-nada a la eliminación de residuos. La presenciade los recortes inyectados produce una redistri-bución de los esfuerzos locales, lo que se traduceen la creación de nuevas fracturas con las in -yecciones subsiguientes. La nueva fracturaramificada no estará alineada con los azimuts delas fracturas existentes previas; en cambio, secreará una red de fracturas con las inyeccionesde lechada periódicas.
En los proyectos CRI, el plan de manejo delos residuos de perforación generalmente seimplementa antes de que comience el procesode perforación, de manera que el modelado delas incertidumbres y los riesgos es de particularimportancia para el diseño y la ingeniería CRI.Los riesgos pueden reducirse mediante la utili-zación de simuladores numéricos para modelarlas incertidumbres. Por ejemplo, en un pozo deAmérica del Sur, se disponía de poca informa-ción sobre las propiedades de las formaciones,tales como la permeabilidad y el módulo deYoung. En el momento del diseño del pozo deeliminación de residuos, el programa de perfora-ción no había sido finalizado. En consecuencia,la generación de recortes y el volumen de in -yección de lechada requeridos aún no estabandefinidos. Debido a estas incertidumbres, elalcance de las fracturas creadas por las opera-ciones CRI se predijo como un rango más quecomo un valor único (próxima página, arriba).
Dado que cada incertidumbre posee unadistribución y un impacto diferente sobre lasoperaciones CRI, los ingenieros utilizaron unmétodo probabilístico para generar un resultadobasado en el riesgo. Por ejemplo, los resultadosdel análisis de riesgo, basados en las simula -
68 Oilfield Review
10. Guo Q, Geehan T y Ovalle A: “Increased Assurance ofDrill Cuttings Re-Injection—Challenges, RecentAdvances and Case Studies,” artículo IADC/SPE 87972,presentado en la Conferencia y Exhibición de Tecnologíade Perforación de la Región del Pacífico Asiático de lasIADC/SPE, Kuala Lumpur, 13 al 15 de septiembre de 2004.
11. Guo et al, referencia 10.12. El análisis de la función G es una técnica para describir
el comportamiento de la declinación de la presión deuna fractura. Se trata de una función no dimensional deltiempo posterior al cierre, normalizado por el tiempo debombeo. La variancia de la forma de la fractura puedeidentificarse por los cambios producidos en ladeclinación de la presión después del cierre, que esidentificada por esta función de tiempo especial. Paraobtener más información sobre la función G, consulte:Gulrajani SN y Nolte KG: “Fracture Evaluation UsingPressure Diagnostics,” en Economides MJ y Nolte KG:Reservoir Stimulation, 3a Edición. Chichester, Inglaterra:John Wiley & Sons Ltd (2000): 34–46.
> Modelado del confinamiento de las fracturas. Los simuladores de fracturasde avanzada ayudan a los ingenieros a visualizar el alcance y la orientaciónde las fracturas inducidas. Las zonas de inyección suelen estar selladas en eltope, y a veces en la base, por formaciones arcillosas o evaporíticas; estoayuda a contener el crecimiento vertical de la red de fracturas.
Lutita
Arenisca
Primavera de 2007 69
ciones de las fracturas y los rangos de incerti-dumbres, ayudaron a desarrollar prediccionesprobabilísticas de la longitud de las fracturas. Lassimulaciones indicaron que existía una posibili-dad del 90% de que la longitud de la fractura fuerasuperior a 70 m [230 pies] e inferior a 82 m [270 pies], mientras que el valor probabilísticodel 50%, sería de 76 m [250 pies]. Sobre la basede estos resul tados, los ingenieros determinaronque un espaciamiento de 91 m [300 pies] entrepozos sería adecuado para evitar la intersecciónde un pozo activo con una fractura destinada a laeliminación de residuos.
Este enfoque basado en riesgos puede seraplicado al modelado de otros parámetros CRIimportantes, tales como la capacidad de elimina-ción de residuos. Las simulaciones indicaron queexistía una posibilidad del 90% de inyectar unmínimo de 4,929 m3 [31,000 bbl] de recortes eneste pozo en forma segura. Asumiendo un 20% derecortes por volumen en la lechada, esto significaque la capacidad de eliminación de residuos deeste pozo es de al menos 23,849 m3 [155,000 bbl]de lechada. Dado que la zona de inyección co -
rres pondía a una formación de arenisca per -meable capaz de admitir fluido sin dificultad, elimpacto del volumen de fluido sobre la capacidadde eliminación de residuos fue ignorado.
El análisis de los datos operacionales tambiénayuda a validar los resultados del modelado y pro-vee una advertencia temprana de los potencialesproblemas de pozo. En el área de Sakhalin, seperforó un pozo CRI dedicado y se instaló unatubería de inyección de 51⁄2 pulgadas. La zona deinyección correspondía a una formación arcillosade baja permeabilidad con capas de areniscaintercaladas, tanto por encima como por debajodel intervalo disparado. Las simulaciones del pro-ceso de fracturamiento hidráulico demostraronque las fracturas creadas a partir de la inyecciónde lechada crecerían en forma ascendente desdela formación arcillosa y hacia varias zonas.
Con el inicio de las operaciones, se efectuaronpruebas de flujo escalonado (step-rate), bombeo(pump-in) y declinación de la presión (falloff).El análisis de las propiedades de la lechada y losdatos de presión de inyección, mostraron la res-puesta sísmica del crecimiento vertical de lafractura durante la inyección (abajo). Los análi-sis más detallados de los datos de declinación dela presión, después de las inyecciones de le cha -da, indicaron además la recesión de la altura dela fractura a lo largo de varias zonas, durante losperíodos de cierre. Las gráficas de los cambiosde presión y de las derivadas de dichos cambiosde presión versus una función de tiem po espe-cializada, a menudo aludida como función G,indicaron las respuestas sísmicas de la recesiónde la altura de la fractura a lo largo de variaszonas.12 Estos resultados fueron consistentes conlos resultados del modelado de las fracturas,previo a la operación de inyección.
> Monitoreo de los ciclos de inyección. Los ingenieros CRI monitorean losdatos de presión del ciclo de inyección para identificar tendencias, tales comoel crecimiento vertical de la fractura. El incremento leve de la presión de iniciode la fractura (rojo) puede indicar el crecimiento vertical de la fractura; sinembargo, se requiere un análisis adicional para confirmarlo.
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Fecha/hora
05/13/046:14
05/13/0411:02
> Análisis de sensibilidad a la longitud de la fractura para ayudar a predecir la longitud de la fractura.Un estudio de sensibilidad a las fracturas permite identificar qué incertidumbre produce un mayor im -pacto sobre los resultados. Con este conocimiento, se pueden desarrollar planes para obtener datosdurante las operaciones de perforación o de adquisición de registros para ayudar a reducir el riesgoy mejorar la precisión del modelado. Los valores altos (H), bajos (L) y básicos (extremo superior) ofre cenun punto de partida para las simulaciones, proporcionando al operador una idea general del volumende material de desecho que podría inyectarse en la zona propuesta. En este caso, el modelado basadoen el riesgo indica una certidumbre del 80% de que el largo de la fractura estará entre 226 y 272 pies(extremo inferior).
H
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L
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Admisión
Sensibilidad a la longitud de la fractura
Tamaño de la carga
Tasa de inyección
Módulo de Young
L
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H
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1,0001,000 ensayos–996 exhibidos
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El grado de certidumbre es del80.30% entre 225.62 y 271.93 pies
Pronóstico: Longitud de la fractura (un ala)—Cuadro acumulativo
202.61 224.46 246.30 268.14 289.98
La integración de la evaluación geológica, elmodelado numérico y la respuesta de la presiónarrojó una imagen completa del desarrollo de lasfracturas en el pozo. En este caso, el análisis delos datos de presión permitió que los ingenierosevitaran incrementos rápidos de la presión deinyección y la potencial pérdida de inyectividadmediante el ajuste de la tasa de inyección y lasespecificaciones de la viscosidad de la lechada,como parte del proceso de control de calidadvigente.
Monitoreo de la presión durante las operaciones CRIEl monitoreo de la presión constituye la basepara comprender cómo está operando un pozode inyección. Las tendencias de la presión con eltiempo proporcionan un indicador clave deldesempeño de las operaciones. Si la presión seincrementa lentamente con el tiempo, se puedehablar de un relleno normal de la zona de inyec-ción. Sin embargo, un incremento rápido de lapresión indica obstrucción en la región vecina alpozo, lo que requiere atención inmediata. Con-trariamente, una caída rápida de la presiónpodría indicar una fuga en el sistema, ya sea enla superficie o en el pozo. Por último, los datosde presión constituyen un parámetro de entradaclave para los modelos de fracturamiento hi -dráulico, que se utilizan tanto para el diseñoinicial del sistema como para la validación delmodelo durante toda la operación de inyección.
En las primeras etapas de un proyecto, nosiempre se comprenden claramente las propie-dades de las rocas y no siempre se conoce lasecuencia litológica exacta, de modo que losinge nieros se basan en supuestos para unaamplia variedad de parámetros de entrada delmodelo. Este estudio de factibilidad inicial deter-mina el rango y capacidad de almacenamientopotencial de un complejo de fracturas subterrá-neas inducidas hidráulicamente, el crecimientolateral y vertical de las fracturas, y los cambios depresión anticipados, producidos durante las ope-raciones CRI (arriba). Estas simulacionesproporcionan orientación para el diseño de lospozos de in yección , el número de pozos de inyec-ción requeridos, el régimen de presión para eldiseño de la tubería y las especificaciones delequipo de superficie.
Una vez perforado y registrado el pozo de inyec-ción, se ingresan las propiedades de las rocas y lasecuencia litológica en el modelo, lo cual mejora suprecisión. Luego, transcurrida la primera secuenciade inyección, las presiones de inyección a determi-nadas tasas de bombeo, las densidades de lechada ylos datos de viscosidad específicos, proveen infor-mación adicional para la validación y el ajuste delmodelo. Este ciclo de monitoreo, actualización yvalidación del modelo se repite a intervalos duranteel proyecto de inyección de la lechada, de modo queel modelo se refina continuamente y, en consecuen-cia, se estrechan los rangos proyectados para lacapacidad de inyección de la lechada, el crecimien-to de las fracturas y el aumento de la presión.
Los técnicos de la localización del pozo mo -nitorean cuidadosamente los datos de presiónde inyección para asegurarse de que la res-puesta de la presión evolucione según laspredicciones. Las desviaciones con respecto alas tendencias de presión modeladas durante lasfases de inyección, pueden proveer signos tem-pranos de advertencia acerca del desarrollo yalcance inesperados de la fractura u otros pro-blemas.13 M-I SWACO ha desarrollado un sistemade monitoreo y diagnóstico CRI para el control yaseguramiento de la calidad CRI en tiempo real.El sistema portátil monitorea la reología, densi-dad, tasa de bombeo y presiones de inyección dela lechada en tiempo real.
Los ingenieros utilizan los datos del sistemade monitoreo para asegurar que los parámetrosoperacionales estén dentro de los rangos es -pecificados y sean simulados en la fase deplaneación previa al pozo. Durante las operacio-nes de inyección, un paquete de programas demonitoreo y diagnóstico asegura que el pozo deinyección se desempeñe según lo esperado yalerta a los operadores CRI sobre cualquier riesgoque se esté desarrollando (próxima página). Sedispone además de un simulador de transporte derecortes para pronosticar la estabilidad de lalechada y ayudar a mantener la inyectividad. Si elsistema de monitoreo en tiempo real señala laposibilidad de riesgos potenciales, los ingenierosde aseguramiento CRI de M-I SWACO, que operanen la localización del pozo, utilizan luego el pro-grama de diseño y evaluación de tratamientos defracturamiento FracCADE y otras herramientasde diagnóstico para proveer un análisis de pre-sión más detallado.
En el Mar del Norte, un operador utilizó lastécnicas CRI para inyectar los recortes por de -bajo de la zapata de la tubería de revestimientode 133⁄8 pulgadas del pozo principal. La forma-ción destinada a la operación de inyección seencontraba ubicada en un ambiente geológica-mente complejo, próximo a una falla principal.Esta localización incrementaba significati -vamente el nivel de riesgo asociado con lasoperaciones CRI y la contención de las fracturasdestinadas a la eliminación de residuos.
Para minimizar estos riesgos, un grupo deexpertos en geomecánica de M-I SWACO, es -pecialistas en monitoreo de operaciones deinyección y análisis de tendencias de la presión,identificó los riesgos presentes en el subsuelo ylos riesgos geológicos durante las operaciones deinyección, así como la evolución de la geometríade la fractura. El equipo monitoreó y evaluó
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> Presión de inyección típica y respuestas de la caída de presión durante un solo episodio de inyec ciónen las operaciones CRI. Aquí se muestra un registro de presión de inyección típico, a lo largo de unciclo de inyección entero, que incluye un período de bombeo o de inyección y un período de cierre.Después de detenido el bombeo, la fractura se cerrará y la presión declinará, equiparándose finalmen -te con la de la formación. Las variancias o anormalidades observadas en estas curvas ayudan a losingenieros a identificar los problemas existentes en el sistema de inyección.
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Última presión de bombeo
Cierre de la fractura
Presión de cierre instantánea
Período de inyección Período de cierre
Cierre dela fractura
Respuesta de la presióntransitoria de la formación
1.0 1.5 2.0 2.5 3.0 3.5 4.0 4.5
Presión de la formación
Presión de la formación
Primavera de 2007 71
todos los parámetros de inyección en forma dia-ria y realizó un análisis en profundidad de lapresión de inyección.
El análisis de presión efectuado durante unasecuencia de inyección indicó una declinaciónanormal de la presión posterior al cierre, repre-sentada con un patrón lineal de declinación de lapresión. Este patrón inusual no se había obser-vado durante las operaciones de inyecciónprevias. El análisis del episodio no mostró varia-ciones significativas en los parámetros deinyección o en la reología de la lechada.
Los objetivos principales del análisis dedeclinación de la presión son la identificaciónde las razones de la existencia de patrones depresión inusuales, la predicción del impactosobre el comportamiento de las fracturas y elsistema CRI, y la evaluación de cualquier riesgoasociado con los mismos. Los datos de otros pro-yectos CRI habían demostrado que un patrónlineal de declinación de la presión puede obede-cer a diversas causas, una de las cuales es eldesarrollo de restricciones anormales en elpunto de inyección.
El equipo de ingeniería analizó las derivadasde los cambios de presión con respecto a losdatos de la función adimensional G, después deun tiempo de cierre específico, para detectar loscambios ocurridos durante el proceso de declina-ción de la presión. El análisis de las derivadasindicó un comportamiento lineal durante ladeclinación de la presión. En base a la in -formación inicial de la interpretación de ladeclinación de presión lineal, y considerando fac-tores indirectos tales como el comportamientode las derivadas de los cambios de presión, lacausa más probable de este comportamiento inu-sual de la declinación de la presión fue unarestricción en el punto de inyección.
Para confirmar el diagnóstico, se corrió unregistro de adherencia del cemento (CBL) conel fin de verificar la condición y el nivel delcemento en el punto de inyección y determinarsi se había desarrollado una restricción en esepunto. Los datos CBL confirmaron que el niveldel cemento en la sección anular de 95⁄8 pulgadasera más elevado que el diseñado y había obtu-rado parte de la sección de agujero descubierto,introduciendo una restricción en el punto deinyección.
A partir de los resultados del análisis de pre-sión y de una revisión de los datos CBL, losingenieros pudieron definir el problema e imple-mentar procedimientos de mitigación destinadosa minimizar el impacto de la restricción y los ries-gos para las operaciones de inyección ulteriores.
El cambio de volumen de la etapa de desplaza-miento y el tiempo de residencia reducido paralos recortes en el espacio anular del pozo está-tico, permitieron que las operaciones continuarana pesar de la restricción anular. Más de 7,300 m3
[46,000 bbl] de lechada de inyección fueroninyectados en forma segura en el pozo CRI.
En otro caso del Mar del Norte, un operadorestaba utilizando procesos de inyección anularentre las tuberías de revestimiento de 133⁄8 y 95⁄8 pul-gadas, en un pozo de producción, para eliminarlos recortes transportados con el lodo a base deaceite, generados por las operaciones de per -foración primarias. Después de cinco meses deprocedimientos de inyección normales, seobservó un pico de presión de 600 lpc [4,137 kPa]durante la operación de inyección anular. Losincrementos repentinos de la presión de inyec-ción pueden estar relacionados con diversosfactores, incluyendo la obstrucción o tapona-miento del pozo, el taponamiento de la fractura,la sedimentación de las partículas y los erroresoperacionales tales como el cierre de las válvulas.
Algunos problemas son relativamente fáciles deidentificar a través del análisis adecuado de lasrespuestas de la presión, pero otros son más elu-sivos.
Los ingenieros y técnicos de la localizaciónverificaron el pozo por la presencia de fugaspotenciales y confirmaron la integridad del sis-tema CRI. Durante la evaluación, las ope racionesCRI rutinarias continuaron con el conocimientode que las presiones de inyección mostrabanpicos más altos de lo normal. Durante el monito-reo cuidadoso de las presiones anulares en lasoperaciones de inyección, los técnicos observaronque los picos de presión anular parecían coincidircon los niveles de producción altos generados porlas operaciones de levantamiento artificial.
> Monitoreo del proceso de inyección. Un sistema de sensores y software inteligente, combinado conuna pantalla de visualización rápida, ayudan a los ingenieros de MI-SWACO a monitorear y controlarel proceso CRI. Se requieren datos de entrada mínimos de parte del usuario y todos los datos se en -cuentran disponibles en una pantalla. Las evaluaciones rápidas, con fines de diagnóstico, ayudan adetectar los problemas potenciales y a reducir los riesgos.
13. Fragachán F, Ovalle A y Shokanov T: “ PressureMonitoring: Key for Waste Management InjectionAssurance,” artículo SPE 103999, presentado en laPrimera Conferencia y Exhibición Internacional delPetróleo de México, Cancún, 31 de agosto al 2 deseptiembre de 2006.
Como no existían otras alternativas prácticaspara el manejo de los recortes, era crucial com-prender las razones del incremento sistemáticode la presión de superficie durante el períodoposterior al cierre después de la inyección CRI ysu relación con la actividad de producción. Luegode una cuidadosa y extensiva evaluación, losingenieros observaron que los picos de presión CRI estaban relacionados con el incremento delgradiente de fractura, resultante de la expansióntérmica de la formación durante la producción.
El análisis del comportamiento de la presiónCRI, demostró que se producía una diferenciade presión considerable cuando el pozo estabaen producción y cuando se encontraba estático.Los ingenieros descubrieron que la variación de600 lpc, observada entre las dos situaciones,coincidía con un incremento teórico del gra-diente de fractura, asociado con un cambio de23°C [41°F] en la temperatura de las rocas. Elefecto del aumento de temperatura, resultantede las operaciones de producción, era mayorcerca del pozo, incrementando el esfuerzo de laformación en aproximadamente 600 lpc. La pre-sión de inyección CRI tenía que superar esteefecto para abrir la fractura, causando un incre-mento repentino de la presión de inyección.
El monitoreo diario de los parámetros deinyección y el análisis regular y exhaustivo depresión reducen significativamente el riesgo yaumentan el nivel de aseguramiento de la cali-dad de la inyección. El monitoreo ayuda ademása asegurar la ejecución de operaciones CRI flui-das y seguras desde el punto de vista ambiental,a pesar de las significativas incertidumbres aso-ciadas con la disponibilidad y la calidad de losdatos. El análisis regular de la presión en pro-fundidad permite a los ingenieros monitorear laprogresión de las fracturas de inyección, validary actualizar los modelos geomecánicos y prolon-gar la vida del pozo de inyección.
Reducción de los residuos de petróleoLa cantidad de lodo a base de aceite residualbombeado en los pozos de inyección junto conlos recortes es considerable. Si bien los lodosOBM generalmente poseen una vida mucho máslarga que los lodos a base de agua, su duraciónno es indefinida. Durante el curso de la perfora-ción, el equipo de remoción de sólidos extrae losrecortes y los sólidos finos de los lodos, conformeretornan a la superficie. No obstante, aún conequipos altamente eficientes, no todos los sóli-dos pueden removerse. La pequeña cantidad quequeda en el lodo es sometida continuamente a laacción de trituración de las bombas y de otrosequipos mecánicos. Con el tiempo, las partículasse vuelven cada vez más pequeñas, alcanzando
valores inferiores a un micrón y aumentandoexponencialmente su superficie (abajo).
A medida que se incrementa el contenido desólidos ultrafinos presentes en el lodo, se reduceel desempeño y la estabilidad general del fluido;finalmente, el lodo se considera “gastado” y se eli-mina. Dado que gran parte del valor económicode un lodo a base de aceite radica en el petróleoen sí, las distintas generaciones de perforadores ycompañías de servicios han procurado hallarmétodos para recuperar el petróleo base de estoslodos gastados.
La tecnología RECLAIM de M-I SWACO es unproceso de remoción de sólidos, químicamentemejorado, con capacidad para eliminar la mayoríade los sólidos finos de los fluidos no acuosos. Lossólidos finos, o sólidos de baja densidad (LGS),que se acumulan en un sistema de lodo duranteel proceso de perforación obstaculizan las opera-ciones de perforación de distintas maneras: seincrementa el potencial de atas camiento de lasherramientas, los niveles de esfuerzo de torsiónpueden elevarse, la velocidad de penetraciónpuede reducirse y el lodo puede experimentar
otros problemas relacionados con el incrementode su viscosidad.
El equipo de control de la producción de sóli-dos remueve habitualmente las partículas LGSde más de 5 a 7 micrones, mientras que las partí-culas más pequeñas permanecen en el sistemade lodo. Conforme la concentración de estossólidos finos continúa incrementándose, el únicorecurso convencional consiste en diluir el sis-tema de lodo para reducir la concentración deLGS o generar lodo nuevo. La dilución o la gene-ración de más lodo incrementa los residuos, losvolúmenes de eliminación de residuos y el costototal del proyecto de perforación.
El sistema RECLAIM está diseñado pararemover el grueso de las partículas coloidalesfinas y además puede ser utilizado para incre-mentar la relación agua/petróleo (RAP) del fluidode perforación. Esta tecnología comprende flocu-lantes, surfactantes y un patín para la unidadRECLAIM que contiene todos los componentesrequeridos para flocular efectivamente los sólidosfinos en un fluido no acuoso (próxima página,arriba).
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> Incremento de la superficie específica. La acción mecánica de la perforación y la circulación dete -riora los recortes. Si no se remueven del sistema de circulación, con el tiempo se vuelven más peque -ños, en forma similar a un cubo que se divide, e incrementan su superficie específica (extremo superior).El desempeño y costo de la operación de perforación se ven afectados ya que se requieren más quí -micos y más volumen nuevo para manejar este incremento de la superficie específica. Con el tiempo,los recortes pueden reducirse en tamaño (extremo inferior) hasta un punto que hace que la remociónde los fluidos de perforación se dificulte o se torne imposible.
Sólidos y aguaresidual
descartados
PolímerofloculanteSurfactante
1
2 4 5 6
3 7
Lodo delsistema de
almacenamientoo del sistema de
lodo activo
Bomba dealimentación de launidad RECLAIM
Sistema demezclado
Unidad centrífugaM-I SWACO
Fluido recuperadoal sistema de lodo
activo o alsistema de
almacenamiento
Primavera de 2007 73
La floculación de los sólidos humedecidoscon petróleo en suspensión, no es tarea trivial.Los surfactantes desarrollados por M-I SWACO ysus socios en las actividades de investigación,debilitan la emulsión del lodo, de manera que lospolímeros floculantes patentados pueden aglo-merar los sólidos finos. Una vez floculados, losLGS pueden removerse con técnicas centrífugas
convencionales. El polímero facilita además lademulsificación de las pequeñas gotas de sal-muera en el lodo. Por lo tanto, un efecto secun-dario de este proceso es que el agua se eliminajunto con los sólidos, concentrando el petróleobase e incrementando la RAP.
La tecnología RECLAIM puede utilizarse enproyectos de perforación activos, para mejorar la
eficiencia del equipo de control de sólidos, en elreacondicionamiento del inventario de lodoposterior a la ejecución del pozo y para la recupe-ración del petróleo base de los sistemas de lodogastados. En el proceso, los fluidos de las opera-ciones de perforación activas o de la localizaciónde almacenamiento son transferidos a la bombade alimentación de la unidad RECLAIM (abajo).
> Sistema autónomo para la recuperación del fluido. La unidad de tratamiento RECLAIM, instalada sobre patines, contiene todos los equipos necesa riospara facilitar el proceso RECLAIM, incluyendo los tanques de polímeros y surfactantes, los tanques de agua y petróleo, las bombas, los dispositivos demezclado, los sistemas de control, y las líneas de alimentación y retorno.
> Procesamiento de los fluidos a ser recuperados. Habitualmente, el fluido de perforación es desplazado desde el sistema activo o desde el almacena -miento hasta la unidad de procesamiento. Las estaciones de aditivos y los sistemas de mezclado procesan el fluido y lo preparan para la separación delos sólidos mediante una unidad centrífuga de alta velocidad. A partir de una corriente de alimentación única, el sistema devuelve tres fases; el petróleobase a ser devuelto al sistema activo o al sistema de almacenamiento, una corriente de sólidos de desecho, y la fase acuosa del lodo a base de aceite.
Antes de que el fluido llegue a la bomba, se leinyecta un surfactante con concentraciones pre-determinadas . El surfactante reduce laestabilidad de la emulsión del lodo permitiendoque el polímero floculante se adhiera a los sóli-dos finos.
A medida que el fluido es transferido a launidad centrífuga, se agrega el polímero flo -culante a la corriente de fluido mediante unabomba de inyección. El fluido es enviado luego através de un sistema diseñado para su mezclado.Posteriormente, las unidades centrífugas de altavelocidad separan los sólidos LGS y el agua delfluido base. El fluido recuperado es devuelto alsistema activo o a los tanques para su almacena-miento. La corriente residual se descarta de launidad centrífuga para su eliminación. Estematerial de desecho contiene no sólo los sólidosfloculados sino además una porción de la faseacuosa. Si fuese necesario, es posible eliminar elgrueso de la fase acuosa mediante el ajuste delnivel de tratamiento con polímeros. El exceso depolímero también se elimina, lo que asegura lageneración de un fluido base no degradado, reu-tilizable, virtualmente libre de sólidos.
Durante la perforación de un pozo en lasestribaciones de las Montañas Rocallosas, alnoroeste de Calgary, a un operador le quedaron200 m3 [1,258 bbl] de lodo a base de aceitemineral de baja toxicidad, de densidad relativade 1.20 [10 lbm/gal], después de perforar cadapozo, que se almacenaron en su mayor partepara ser reutilizados en el siguiente proyecto deperforación.14
Como se mencionó previamente, a medidaque los lodos a base de aceite se gastan a travésde la reutilización, los parámetros de desem-peño se deterioran, en particular la velocidad depenetración (ROP). En este caso, el operadornecesitaba mejorar la ROP para reducir los cos-tos del pozo. Una forma de lograrlo, consiste enperforar con un lodo de baja densidad, de apro-ximadamente 0.95 [7.91 lbm/gal] de densidadrelativa o de un valor inferior. No obstante, en
este caso, la densidad relativa del fluido a basede aceite en uso no pudo reducirse de 1.20 a 0.95por medios convencionales y el fluido tendría queeliminarse, incrementando el costo tanto delfluido de perforación como de la eliminación. Seutilizó la tecnología RECLAIM en la localizacióndel pozo para reducir la densidad relativa dellodo de 1.20 a 0.95, eliminando la necesidad dereemplazar y descartar 1,258 bbl de lodo porpozo.
En otro caso, el lodo devuelto desde el campoa una planta de lodo de M-I SWACO en MedioOriente contenía entre 16 y 20% de LGS, poseíauna RAP que variaba entre 70:30 y 80:20, y unadensidad relativa promedio de 1.20. La especifica-ción del operador para que el lodo fuera devueltoal campo era una RAP de 90:10, con una densidadrelativa inferior a 1.08 [9.0 lbm/gal].
En la planta de lodo, los ingenieros se en fren -taron con otro problema. El tratamiento estándarpara restituir el lodo a su condición inicial reque-ría niveles altos de dilución con diesel, lo queimplicaría una cantidad de tiempo significativo yforzaría los límites de la capacidad de la planta.Además, el proceso de dilución produciríagrandes volúmenes de fluidos residuales querequerirían ser eliminados.
Utilizando la tecnología RECLAIM, los inge-nieros lograron una RAP de 90:10, sin cambiossignificativos en el volumen del fluido tratado.Esta tecnología permitió reducir sustancial-mente el volumen de dilución, de 160 a 30%, loque a su vez redujo el costo de tratamiento dellodo. Con el incremento de las dosis de flocu-lante, se lograron RAPs de hasta 98:2 y el fluidorecuperado se utilizó para la dilución del dieselnuevo en el lugar.
La tecnología RECLAIM eliminó efectiva-mente el alto nivel de dilución requerido parareacondicionar los retornos de lodo desde elequipo de perforación y redujo significativamentelos costos de eliminación de los excedentes defluidos. Los costos del ajuste de las propiedades
del lodo tratado a su especificación original cons-tituyeron una fracción de aquellos que implicaríala dilución o generación de un lodo nuevo.
Manejo de residuos y recursosLa extracción de los recursos de la Tierraconstituye un proceso de larga data. Inde pen dien -temente del método utilizado, los residuosgenerados deben manejarse correctamente. A tra-vés de varias generaciones de perforadores, laindustria de E&P ha procurado hallar la soluciónperfecta para la eliminación de los residuos deperforación. Si bien las soluciones actuales delproblema distan de la perfección, son muchomejores que las disponibles hace algunas décadas.Las prácticas actuales, incluyendo el fractura-miento de formaciones subterráneas, ayudan arecuperar las reservas de difícil acceso y, almismo tiempo, proporcionan un lugar de depó-sito adecuado para millones de toneladas deresiduos de perforación. Mediante el retorno delas rocas y de los escombros extraídos del sub-suelo a su lugar de origen, los operadores handado un paso significativo en el cuidado delmedio ambiente. De un modo similar, los méto-dos tales como la tecnología RECLAIM estánmejorando la utilización de los recursos disponi-bles, reduciendo al mismo tiempo los productosde desecho y los costos de recuperación de lasreservas de hidrocarburos.
Las tecnologías CRI y RECLAIM constituyenunos de los numerosos métodos en uso o bien endesarrollo, que tienden a promover la minimiza-ción del impacto ambiental mejorando al mismotiempo la recuperación de las reservas. En losaños venideros, el incesante desarrollo y desplie-gue de tecnologías limpias y verdes ayudará a laindustria del petróleo y el gas a extraer los recur-sos de la Tierra con un impacto mínimo sobre elmedio ambiente. —DW
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14. La densidad del fluido se expresa a menudo comodensidad relativa, lo que equivale a la densidad engramos por centímetro cúbico.