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Soluciones para los problemas de laconstrucción de pozos en aguas profundas

Gérard CuvillierStephen EdwardsGreg JohnsonDick PlumbColin SayersHouston, Texas, EE.UU.

Glen DenyerEEX CorporationHouston, Texas

José Eduardo MendonçaPetrobrasRío de Janeiro, Brasil

Bertrand TheuvenySandsli, Noruega

Charlie ViseNueva Orleáns, Luisiana, EE.UU.

Se agradece la colaboración de Alain Boitel, Pointe Noire,República del Congo; Alan Christie y Ashley Kishino,Rosharon, Texas, EE.UU.; Gary Dunlap, Río de Janeiro, Brasil;Frank Mitton y Robin Walker, Houston, Texas; Les Nutt, Fuchi-nobe, Japón; James Nutter, Macae, Brasil; y David Viela,Luanda, Angola.AIT (herramienta de Imágenes de Inducción), CDR (Resis-tividad Dual Compensada), DeepCRETE, INFORM (softwarede modelado teórico), ISONIC (herramienta del sónicodurante la perforación IDEAL ), MDT (Probador de laDinámica de la Formación), PERFORM (Desempeño Mediante el Manejo de Riesgos) y RFT (Probador de la Formación a Repetición) son marcas de Schlumberger.

Los pozos situados en aguas profundas tienen una importancia clave para el futuro

de la industria petrolera. La construcción de pozos en mares cuyas profundidades

alcanzan millas o kilómetros presenta nuevos retos que obligan a la industria

petrolera a implementar nuevas soluciones y a perfeccionar su desempeño.

Verano de 2000 3

Gran parte de las futuras reservas de petróleo delmundo se encuentran debajo de los océanos, allímite de nuestras posibilidades actuales dealcance y aún más allá. Todo indica que en elfuturo será posible perforar a profundidades aúnmayores. Los rápidos avances realizados en losmétodos de exploración y producción (E&P) enaguas profundas durante los últimos cinco añosdemuestran que apenas se rompe un récord,surge otro que lo supera.

Los operadores se sienten atraídos por la ex-ploración en aguas profundas, ante la perspecti-va de hallar grandes reservas y altas tasas deproducción que justifiquen los gastos y riesgosadicionales. Algunos campos situados en aguasprofundas contienen más de 2 mil millones debarriles [320 millones de m3], y un solo pozo pue-de producir 50.000 barriles por día [8000 m3⁄día].A fines de 1998, en los 28 campos que producíana una profundidad del lecho marino de por lomenos 500 m [1640 pies] se obtenían 935.000bpd [150.000 m3]. La mayor parte de estos cam-pos se encuentran en el Golfo de México y en lascostas de Brasil, aunque ya se han descubierto, oal menos se esperan descubrir otros campossituados en aguas profundas en las costas deAfrica Occidental, en el Lejano Oriente y en lasmárgenes del Atlántico Norte (derecha interior).Según los informes de los analistas, en todo elmundo se ha descubierto un volumen adicionalde 43,5 miles de millones de barriles [6,9 milesde millones de m3] de petróleo en aguas en queel lecho marino supera los 500 m de profundidad,con una reserva potencial de otros 86,5 miles de

millones de barriles [13,7 miles de millones dem3] (abajo a la derecha).1 Hasta el momento sólose ha explorado aproximadamente la mitad de lasuperficie que se supone contiene hidrocarburosdebajo de aguas profundas. Algunas estima-ciones sugieren que el 90% de las reservas dehidrocarburos aún no descubiertas en el mundoen zonas marinas se encuentran en mares cuyasprofundidades superan los 1000 m [3280 pies].2

Existen diversas definiciones de aguas "pro-fundas," que varían según la actividad considera-da. Por lo general, con respecto a la construcciónde pozos, se considera profundo todo aquello quesupere los 500 metros, o 1500 pies de profundi-dad. Cuando las profundidades del lecho marino

son mayores, surgen otros requerimientos tec-nológicos, si bien existen soluciones al respecto.Cuando se consideran profundidades superioresa los 2000 m, o 7000 pies, se habla de aguasultraprofundas. En estos casos, de existir solu-ciones, éstas se adaptan especialmente paracada proyecto. Los organismos gubernamentalesy entes reguladores pueden adoptar otras defini-ciones con respecto al concepto de profundidad,por ejemplo, lo que se encuentra más allá delcambio litológico que existe entre la plataformacontinental y el talud continental, y otorgan ven-tajas comparativas en materia de impuestos oregalías a los campos que se encuentran dentrode este ámbito.

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75Golfo de MéxicoBrasilAfrica OccidentalLejano OrienteOtras regiones

> Campos petroleros situados en aguas profun-das, agrupados por región y en función deltiempo. (Adaptado de Thomas, referencia 1).

1. Thomas M: “Into the Ultradeep,” Deepwater Technology,Supplement to Petroleum Engineer International 72, no. 5(Mayo de 1999): 1-3, 5, 7.Moritis G: “Options to Produce Deepwater Oil, Gas to Proliferate,” Oil & Gas Journal 97, no. 50 (Diciembre 13, 1999): 69-72.

2. Moritis, referencia 1.

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Golfode

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Américadel Sur

AfricaOccidental

AfricaOccidental

CuencasAntárticasde aguasprofundas

Otras

Total

DescubiertasPotenciales

>Miles de millones de barriles de reservas des-cubiertas y potenciales en aguas profundas.(Adaptado de Thomas, referencia 1).

Los trabajos científicos de perforación, talescomo los del Programa de Perforación Oceánica(Ocean Drilling Program), solventado con fondosinternacionales, y los de su antecesor, el Proyectode Perforación en Aguas Profundas, han perfo-rado pozos por debajo de los 7044 m [23.111 pies]de profundidad del lecho marino. Sin embargo, nohay que olvidar que cuando se perforan huecosde investigación no se tienen en cuenta muchasde las restricciones económicas y operativas quese imponen a la industria de E&P en las zonasmarinas.3

El récord actual de profundidad submarina enperforación de pozos petroleros corresponde a unpozo perforado por Petrobras en la zona marina deBrasil, donde la profundidad del lecho marino esde 2780 m [9111 pies].4 Este récord fue superadoen cuatro oportunidades durante 1999, a medidaque la profundidad aumentaba de 2353 a 2780 m[de 7718 a 9111 pies]; tantas veces como a lo lar-go de los cinco años anteriores, cuando se logróprogresar de 2009 a 2351 m [6592 a 7712 pies].

Los mayores desafíos en la construcción depozos en aguas profundas se relacionan en partecon las grandes profundidades, pero también conlas condiciones que se encuentran en cada unade las zonas petroleras situadas en aguas pro-fundas. En las aguas más profundas, la per-foración se puede realizar sólo desde unaplataforma de perforación semisumergible o unabarcaza de perforación, ambas con sistema deposicionamiento dinámico. Los equipos conven-cionales amarrados al fondo del mar han perfora-do hasta en profundidades de lecho marino de1836 m [6023 pies] en el Golfo de México. En laszonas marinas de Africa Occidental, las condicio-nes pueden resultar sumamente diferentes conrespecto a las del Golfo de México, donde la pre-sencia de corrientes submarinas dificultan el ma-nejo del tubo ascendente. Es necesario utilizarequipos de perforación mucho más grandes y po-tentes para mantener la estabilidad frente a lasfuertes corrientes y para transportar el volumenadicional de lodo y maniobrar el tubo ascendente,ambos necesarios para construir el pozo. Por otra

parte, la profundidad extrema del agua tambiénpuede tener un fuerte impacto en el tiempo impro-ductivo del equipo de perforación. Por ejemplo, sise produce un inconveniente en el funcionamientodel preventor de reventones submarino (BOP, porsus sigas en Inglés), puede llevar tres días sóloelevarlo hasta la superficie para repararlo.

El desafío más importante con respecto a laconstrucción de pozos en aguas profundas con-siste en perforar un hueco estable. En las cuen-cas sedimentarias jóvenes que presentan altastasas de deposición, como en el Golfo de Méxicoy partes de las zonas marinas de Brasil y AfricaOccidental, los sedimentos pueden resultar sub-compactados durante el enterramiento. Puedeocurrir que las presiones de poro sean elevadas yque los gradientes de fractura sean bajos encomparación con los de los pozos terrestres enlas mismas profundidades, y que la diferenciaentre la presión de poro y el gradiente de fracturasea reducida. Para poder diseñar pozos segurosse requieren conocimientos avanzados respectode la presión de poro y del gradiente de fractura,ya que para perforar un hueco hidráulicamenteestable se debe mantener el peso del lodo deperforación dentro del margen entre el gradientede fractura y la presión de poro. En algunosproyectos, se necesita un número determinadode sartas de revestimiento para controlar lossedimentos someros y no consolidados, así comolas zonas de transición más profundas en las queno se puede llegar hasta el yacimiento. O bien, sise lo alcanza, el diámetro de la tubería de pro-ducción que se podrá colocar dentro del revesti-dor final es tan pequeño que el proyecto sevuelve antieconómico, ya que las tasas de flujose ven restringidas.

En áreas como el Golfo de México, los peli-gros relacionados con el flujo de fluidos prove-nientes de zonas someras dificultan laconstrucción de los pozos. Estas zonas que seencuentran por debajo del lecho marino soncapaces de producir agua y cuando se lasatraviesa con una mecha de perforación puedenprovocar graves problemas de inestabilidad del

hueco. Por otra parte, las zonas con flujo de aguaimpiden el perfilaje y las operaciones de re-entrada a pozo abierto, además del emplaza-miento de cemento por detrás del revestidor.

Hoy en día, en aguas de mayor profundidad,los huecos se completan con cabezales de pozosy árboles de producción instalados sobre el lechodel mar, conectados con líneas de flujo paratransportar los hidrocarburos hasta la superficie.Las estructuras de superficie pueden ser embar-caciones de producción flotantes de almace-namiento y descarga (FPSO, por sus siglas enInglés) o bien plataformas anfitrionas ubicadasen las inmediaciones. El control de los pozos sub-marinos activos para realizar pruebas, completa-ciones e intervenciones requiere el uso deequipos confiables y diseñados especialmentepara tales propósitos.5 Por lo general, los fluidosdeben recorrer varios kilómetros de tuberías ymuchas veces dependen de bombas sumergiblesu otras técnicas de levantamiento artificial parapoder llegar a la superficie.6 Los pozos puedenresultar más productivos mediante la instalaciónde dispositivos permanentes de monitoreo y con-trol de flujo en el fondo.7

Para mantener el flujo de los hidrocarburoscon las más altas tasas posibles no sólo es nece-sario contar con las tuberías del tamaño ade-cuado, sino también se deben tener en cuenta lasdemás condiciones que pueden provocar blo-queos en el flujo. Las altas presiones y bajas tem-peraturas que soportan los pozos de aguasprofundas cerca del lecho marino facilitan la for-mación de compuestos sólidos a partir de mez-clas de agua y gas natural, que semejan trozos dehielo y se denominan hidratos de gas. Estos sóli-dos pueden bloquear el flujo dentro de lastuberías y despresurizarse en forma explosivacuando llegan a la superficie. En el pasado, pro-

4 Oilfield Review

3. Los pozos con fines científicos pueden ser perforados sinpreventores de reventones (BOPs) o tubos ascendentespara el retorno del lodo y no se les coloca tubería de re-vestimiento, ni equipamiento de completación. Su objetivoconsiste en recopilar información, no producir hidrocar-buros y, de hecho, en el caso de detectarse la presenciade hidrocarburos o sobrepresión, la perforación se sus-pende.

4. DeLuca M: “International Focus,” Offshore 60, no. 1 (Enero de 2000): 10.

5. Christie A, Kishino A, Cromb J, Hensley J, Kent E, McBeathB, Stewart H, Vidal A y Koot L: “Soluciones submarinas,”Oilfield Review 11, no. 4 (Primavera de 2000): 2-19.

6. Fleshman R, Harryson y Lekic O: “Artificial Lift for High-Volume Production,” Oilfield Review 11, no. 1 (Primavera de 1999): 48-63.

7. Algeroy J, Morris AJ, Stracke M, Auzerais F, Bryant I,Raghuraman B, Rathnasingham R, Davies J, Gai H, Johan-nessen O, Malde O, Toekje J y Newberry P: “Controlremoto de yacimientos,” Oilfield Review 11, no. 3 (Otoño de1999): 18-29.Eck J, Ewherido U, Mohammed J, Ogunlowo R, Ford J, Fry L, Hiron S, Osugo L, Simonian S, Oyewole T y VenerusoT: “Monitoreo en el fondo del pozo: su evolución,” Oilfield Review 11, no. 4 (Primavera de 2000): 20-33.

Para poder diseñar pozos seguros se requieren conocimientos

avanzados respecto de la presión de poro y del gradiente de frac-

tura, ya que para perforar un hueco hidráulicamente estable se

debe mantener el peso del lodo de perforación dentro del margen

entre el gradiente de fractura y la presión de poro.

Verano de 2000 5

vocaban catástrofes en las operaciones de per-foración en zonas marinas. Los hidratos sepueden formar también en forma natural en ellecho del mar y por debajo del mismo, por lo cualrepresentan un peligro si se los penetra durantela perforación. Por otra parte, existen otros sóli-dos, como las parafinas, que pueden provocar blo-queos en las tuberías, que es necesario prevenir.

La industria petrolera debe desarrollar solu-ciones para estos y muchos otros problemas enaras de garantizar la seguridad y la eficiencia delas operaciones en aguas profundas. En algunoscasos, la solución consistirá en una nueva herra-mienta o una técnica completamente nueva,mientras que en otros, la aplicación innovadorade una tecnología ya existente puede propor-cionar la respuesta necesaria. En este artículo sedescriben algunos de los métodos nuevos yaprobados y otras soluciones potenciales queharán posible la continua expansión de las activi-dades de E&P en aguas más profundas.

Excelencia en aguas profundasLos adelantos tecnológicos que se requieren paraquebrar las barreras impuestas por los grandesocéanos son de tal envergadura que no se pue-den alcanzar en forma individual, o a través deuna sola compañía. Tanto las compañías petrole-ras como las empresas de servicios, los con-tratistas de perforación, las institucionesacadémicas, los grupos gubernamentales y los

fabricantes de equipos se encuentran empeña-dos en la búsqueda de soluciones. Algunas com-pañías petroleras establecen sus propios gruposde perforación especializados para supervisar lastareas de perforación en aguas profundas.Muchos operadores y contratistas forman con-sorcios industriales, iniciativas y proyectos con-juntos con el propósito de identificar las brechastecnológicas y aunar sus conocimientos y recur-sos. A modo de ejemplo cabe mencionar: el con-sorcio Deepstar dirigido por Texaco en losEE.UU., PROCAP encabezado por Petrobras enBrasil, el Grupo Industrial Conjunto de lasMárgenes del Atlántico (AMJIG, por sus siglasen Inglés) en el Reino Unido y el ProgramaNoruego de Aguas Profundas.

Con el objeto de responder a la demanda desoluciones técnicas para la perforación en aguasprofundas en el presente y en el futuro,Schlumberger creó el Centro de Excelencia enAguas Profundas, un centro de soluciones di-rigido por expertos que se encuentra basado enHouston, Texas, EE.UU. La misión de este centroconsiste en realizar un esfuerzo cooperativoglobal en conjunto con la industria petrolera, ten-diente a identificar y desarrollar las mejores solu-ciones efectivas en costos para hacer frente a losdesafíos de las operaciones en aguas profundas.

El Centro de Excelencia en Aguas Profundasha definido métodos específicos para alcanzarestos objetivos. En primer lugar, la organización

debe reconocer la existencia de aplicaciones exi-tosas dentro de los grupos de la compañía, darprioridad a las necesidades de nuevas tecno-logías y proponer soluciones técnicas a los cen-tros de ingeniería y a los clientes. En segundolugar, se deben establecer redes internas y exter-nas para transferir conocimientos y proveeradiestramiento. Los expertos del Centro deExcelencia en Aguas Profundas manejan y pro-mueven el desarrollo de soluciones en alguno delos cuatro dominios técnicos específicos: cons-trucción de pozos, sistemas de completación,producción e intervención, y geología y geofísica(abajo). Estos están alineados con procesos depozos críticos y con las estructuras actuales delas compañías. Por último, el centro tambiénactúa como representante de Schlumberger enlos proyectos conjuntos relacionados con aguasprofundas para ayudar a poner en práctica losconocimientos adquiridos.

Con el fin de superar una amplia variedad deobstáculos de E&P en aguas profundas se han for-mado varios proyectos industriales conjuntos(JIPs, por sus siglas en Inglés). Algunos de ellos seestablecieron para investigar formas de reducircostos y operar con menor impacto sobre el medioambiente, mientras que otros están diseñadospara permitir el desarrollo de actividades en aguasmás profundas: sin ellos, la industria petrolera nologrará desarrollar las reservas que se encuentranen aguas ultraprofundas.

Construcción de Pozos

Optimización de la perforación

Tecnología del tubo ascendente

Embarcaciones alternativas

Fluidos de perforación

Perforación direccional

Tecnología de cementación

Geología y Geofísica

Sísmica marina y sísmica de pozo

Evaluación de formaciones ultra-profundas

Peligros geotécnicos de zonas someras

Optimización del yacimiento

Alianzas Otros Centros de ExcelenciaCentros de Ingeniería de Productos e Ingeniería

Submarina

Producción e Intervención

Aplicación de tubería flexible

Sistemas de árboles submarinos

Perforación direccional

Tecnología de cementación•Sistemas de producción•Sistemas de intervención•Embarcaciones de intervención

Desarrollo completo del campo

Sistemas de producción flotantes

Garantía de fluencia

Sistemas de Completación

Tecnologías de completación

Sistemas para control de arenas

Técnicas de disparo

Pruebas de pozos

Sistemas inteligentes

Aislamiento zonal

Equipamientos de producción

Centro de Excelencia en Aguas Profundas

Centros de Investigación y Desarrollo

> Organización del Centro de Excelencia en Aguas Profundas. Este centro trabaja para identificar las deficiencias tecnológicas,priorizar las necesidades y facilitar el desarrollo de soluciones frente a los problemas de las operaciones en aguas profundas.Cuatro dominios técnicos se vinculan con otros sectores de la organización Schlumberger para transferir conocimientos.

Proyectos industriales conjuntos de perforaciónUn JIP es un proyecto para diseñar un nuevo mé-todo de perforación y construcción de pozos enaguas profundas con un número mínimo de sartasde revestimiento, para poder alcanzar los objeti-vos geológicos profundos con un hoyo cuyo tama-ño permita la producción de hidrocarburos conaltas tasas de flujo. En el Golfo de México y enlas cuencas de las zonas marinas de Africa Occi-dental, las altas tasas de deposición provocan larápida acumulación de sedimentos, que alcanzanprofundidades considerables sin llegar a compac-tarse o desalojar el agua acumulada en los poros.En estas formaciones débiles y no consolidadas,las presiones de poro son elevadas y, para con-tener el avance de los fluidos de formación, seutilizan lodos de perforación pesados. Sin embar-go, las presiones de fracturación son bajas; debi-do a la gran distancia existente entre el equipo deperforación y la formación se crea una columnade lodo tan pesada en la sarta de perforación y enel tubo ascendente, que el peso del lodo fracturala formación a menos que se haya colocado unrevestidor. En las porciones superiores del pozose colocan varias sartas de revestimiento, por loque se reduce el número de columnas disponiblespara subsanar posibles contingencias que sepueden encontrar a mayor profundidad, como porejemplo zonas de pérdidas de circulación, forma-ciones sobrepresurizadas y otros incidentes rela-cionados con el control de los pozos. En este tipode formaciones, un pozo situado en aguas pro-fundas podría costar más de 50 millones dedólares y aún así no alcanzar su objetivo.

En 1996, 22 compañías constituyeron un JIPcon el fin de eliminar el efecto de la profundidaddel agua en la planificación y la perforación de lospozos de aguas profundas. El grupo determinó quela solución más viable implicaba reducir el pesodel lodo sobre la formación cambiando el sistemade retorno del lodo a la superficie (arriba a laderecha). El JIP Subsea Mudlift Drilling (levan-tamiento submarino del lodo de perforación), queactualmente está integrado por representantes deConoco, Chevron, Texaco, BP Amoco, Diamond

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Prof

undi

dad

Presión

Presiónhidrostática

submarina

Presión hidrostáticadel lodo convencional

Presiónde fractura

Presiónde poroProfundidades

de los revestidores

< Perforación convencional con gradiente único;requiere varias sartas de revestimiento. Cuando elmargen entre la presión de poro y la presión defractura es pequeño, la perforación convencional,con su gradiente de presión tomado a partir del niveldel mar, requiere frecuentes incrementos de ladensidad del lodo, además de columnas de reves-timiento adicionales para evitar las fracturaciones.

Convencional

Tubo marinoascendente

Sarta deperforación

Lodo en el tuboascendente yen la sartade perforación

Grad

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Levantamiento Submarino del Lodo

Tubo marinoascendente

Lodo en la sartade perforación

Sarta deperforación

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Retorno del lodoa la superficie

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Profundidadesde losrevestidores

Profundidadesde losrevestidores

> Tecnologías de perforación en aguas profun-das: convencional (izquierda) y con levan-tamiento submarino del lodo (derecha). En laperforación convencional, el peso de la columnade lodo en el tubo ascendente a menudo esdemasiado elevado para perforar sin provocarfracturas en las formaciones débiles. La tec-nología de levantamiento submarino del lodopermite aislar el lodo y bombearlo de regreso ala superficie fuera del tubo ascendente paraaliviar la carga, lo cual permite continuar con laperforación sin llegar a fracturar la formación.

Verano de 2000 7

Offshore, Global Marine, Schlumberger y Hydril,se encuentra abocado al desarrollo de esta tec-nología que, según lo planificado, estará dis-ponible para la industria en el año 2002.

En la perforación convencional, la columna delodo se extiende desde el equipo de perforaciónhasta el fondo del pozo y forma un gradienteúnico de presión de lodo (página anterior, abajo).Para disminuir la carga en el tubo ascendente sereemplaza el gradiente único de presión por unsistema de gradiente doble: un gradiente de pre-sión hidrostática actúa desde el equipo de per-foración hasta el lecho del mar, que en algunoscasos se denomina nivel del lodo, mientras queun nuevo gradiente de presión más elevado actúadesde el nivel del lodo hasta el fondo del hueco.En el sistema de gradiente doble, los gradientesde fractura, de la presión de poro y de presión delodo tienen como nivel de referencia el nivel dellodo en lugar del equipo de perforación (abajo).

La disminución de la presión del lodo en elhoyo puede permitir el ahorro de hasta cuatrocolumnas de revestimiento en el diseño del pozo(derecha). La tecnología del gradiente doble haceposible que cualquier pozo, cualquiera sea la pro-fundidad del agua, alcance su objetivo en el yaci-miento con un hoyo de 121⁄4 pulgadas dediámetro. Los pozos de gran diámetro que sepueden perforar gracias a la perforación conlevantamiento submarino del lodo podrán com-pletarse con tuberías de producción de 7 pul-gadas de diámetro hasta el nivel del lodo, con locual muchos pozos pueden alcanzar su máxima

Prof

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Presión

Presiónhidrostática

submarinaPresiónde poro

Presiónde fractura

Presión hidrostáticadel lodo con gradiente doble

Profundidadesdel revestidor

< Perforación con gradiente doble y con menornúmero de sartas de revestimiento. Debido a que losgradientes de la presión de poro, de fractura y de lodotienen como plano de referencia el nivel del lodo(lecho marino) en lugar del nivel del mar, este sistemade perforación permite construir el pozo con éxito uti-lizando menor cantidad de columnas de perforación,incluso en los casos en que existe un estrecho margenentre la presión de poro y la presión de fractura.

> El uso del método del gradiente doble requiere una menor cantidad de sartas derevestimiento y permite un revestidor de completación de mayor diámetro. El menornúmero de sartas de revestimiento utilizado en la perforación en aguas profundas congradiente doble (derecha) comparado con la perforación convencional (izquierda) per-mite disminuir costos y posibilita el uso de una tubería de producción de mayordiámetro en el fondo del pozo, con la cual se obtiene mayor productividad.

Convencional Gradiente Doble

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9 5/8

3626

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133/8

36

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13 3/8

113/4

7 5/8

9 5/8

Tubería de51/2 pulgadas

Tubería de7 pulgadas

Tamaño del revestidoren pulgadas

Tamaño delrevestidor enpulgadas

tasa de flujo potencial. Por otra parte, este mayortamaño del hoyo permitirá adicionar pozos hori-zontales o tramos laterales múltiples, necesariospara optimizar el drenaje del yacimiento. En con-secuencia, será necesario perforar un menor nú-

mero de pozos para drenar un yacimiento en for-ma adecuada, con lo cual se logra una reducciónconsiderable en las erogaciones de capital des-tinadas al desarrollo del campo, además de unincremento en la recuperación final. Debido a lamenor presión del lodo, también disminuyen losproblemas de pérdidas de circulación. El JIP es-tima que estos beneficios pueden implicar aho-rros de entre 5 y 15 millones de dólares por pozo.

Existen varios métodos para reducir el pesodel lodo en el tubo ascendente de perforación. ElJIP de levantamiento submarino del lodo de per-foración está desarrollando un sistema con doscomponentes principales. En primer lugar, undivergente rotativo submarino aisla el fluido quese encuentra en el tubo ascendente con respectoal pozo y desvía el fluido de perforación (deretorno) desde la base del tubo ascendente alsegundo componente clave, una bomba de levan-tamiento de lodo. Esta bomba dirige el lodo deregreso al equipo de perforación por medio deuna línea de flujo aislada del tubo ascendente eimpide que la presión hidrostática del lodo en lalínea de retorno se transmita al hoyo.

El diseño del sistema y las pruebas de campopreliminares se llevarán a cabo durante el año2000 y principios del 2001, después de lo cual serealizarán pruebas en aguas profundas a escalanatural. El sistema comercial será construido en

el año 2001 y probado en el 2002, con lo cualquedará abierto el camino para iniciar la per-foración en cientos de parcelas situadas enaguas profundas.

Otros JIPs tratan de resolver el mismo proble-ma por otros medios. Desde 1996, Shell E&P sub-venciona el desarrollo de un sistema de bombeosubmarino que alcanza un gradiente doble contecnología existente en los casos en que resultaposible.8 Este proyecto, en el que han participadodiversas compañías, incluyendo FMC Kongsberg,Alcatel, Centrilift, Dril-Quip y Robicon, consisteen la separación submarina de los recortes demayor tamaño de manera que se puedan utilizarbombas electrosumergibles para transportar ellodo a la superficie, mientras que los recortesremanentes se dejan sobre el lecho del mar.

Predicción de las presionesEn las cuencas sedimentarias típicas, las forma-ciones se compactan a medida que se produce elenterramiento. Los fluidos que se encuentran enlos poros son expulsados, los sedimentos se com-pactan para formar rocas consolidadas y la pre-sión de poro aumenta hidrostáticamente con laprofundidad. En el caso de las cuencas con altastasas de deposición, como el Golfo de México,los fluidos excedentes pueden quedar atrapadosen los sedimentos de baja permeabilidad mien-tras continúan enterrándose. Estas formacionesse vuelven subcompactadas y se desarrolla unasobrepresión o presión de poro superior a lahidrostática. En las zonas con sobrepresión, laporosidad de la roca o alguna medición de un pa-rámetro sensible a la porosidad, como el tiempo

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Carga de datos del proyectoDatos sísmicosRegistros de pozos vecinosDatos de perforación depozos vecinos

Datos de calibraciónDensidades del lodoReventones, pérdidasPresiones de RFT y/o MDT

Predicción de lapresión de poro

Perfil de la presión de poro

Puntos de asentamiento delos revestidoresDensidad del lodoRiesgosNuevos datos requeridos

Revisión del plan del pozo

Modelo de esfuerzosGradiente de fractura

Procesamiento de datosEdición previa al procesamientoEstratigrafía mecánicaEsfuerzo de sobrecargaVp, Perfil de resistividadRelación tiempo-profundidad

Procesamiento sísmicoPerfil de velocidad interválica

Registros en tiempo realRegistros de pruebas develocidadPerfilaje durante la perforación(rayos gamma, ISONIC, datosde presión)

Datos ingresadosal plan del pozo

> Secuencia de tareas para la predicción de la presión de poro. Por medio de datos,presiones y registros sísmicos, los ingenieros desarrollan una predicción inicial de lapresión de poro y un modelo de esfuerzos, que a su vez sirven para perfeccionar laplanificación del pozo. La información adquirida en tiempo real durante la perforaciónpermite actualizar la planificación del pozo.

de tránsito o la resistividad de la formación, sedesvía con respecto a su tendencia normal decompactación. Estas zonas sobrepresionadaspueden resultar peligrosas durante la perfo-ración, ya que si no se detectan pueden provocaramagos de reventón (o brotes imprevistos) yrequieren un número adicional de sartas de re-vestimiento para mantener el peso del lodo den-tro de la diferencia admitida entre la presión deporo y el gradiente de fractura.

Para poder construir pozos en aguas profun-das en forma segura y económica, resulta im-prescindible tener un conocimiento acabado delas presiones de poro. Antes de la perforación, lapresión de poro se puede calcular a partir deotros elementos, tales como las velocidades sís-micas locales, la experiencia en perforación, lasdensidades del lodo y las mediciones sónicas yde resistividad obtenidas en pozos cercanos.9 Lavalidez de las predicciones de la presión depen-derá de la calidad de los datos ingresados, de laeficacia del método empleado para calcularla yde la calibración con respecto a las presionesmedidas. Si bien no se realiza en forma habitual,para perfeccionar el modelo de la presión deporo se lo puede actualizar con datos de cali-bración locales derivados de observaciones deperforación, de registros obtenidos durante laperforación y de perfiles sísmicos verticales, ge-nerados a partir de fuentes de superficie o de lamecha de perforación como fuente acústica(izquierda).10

8. Furlow W: “Shell Moves Forward with Dual GradientDeepwater Drilling Solution,” Offshore 60, no. 3 (Marzo de 2000): 54, 96.

9. Referencias selectas sobre estimación de la presión deporo: Bowers GL: “Pore Pressure Estimation from VelocityData: Accounting for Pore-Pressure MechanismsBesides Undercompaction,” SPE Drilling and Comple-tion 10, no. 2 (Junio de 1995): 89-95.Dutta NC: “Pressure Prediction from Seismic Data: Implication for Seal Distribution and Hydrocarbon Exploration and Exploitation in Deepwater Gulf of Mexico,” in Moller-Pedersen P and Koestler AG (eds):Hydrocarbon Seals: Importance for Exploration and Production, Publicación especial de NPF, no. 7. Singa-pur: Elsevier Science, 1997.Eaton BA: “The Equation for Geopressure Predictionfrom Well Logs,” artículo de la SPE 5544, presentado enla Reunión Anual del Otoño de la SPE, Dallas, Texas,EE.UU., Septiembre 28-Octubre 1, 1975.Hottman CE y Johnson RK: “Estimation of FormationPressures from Log-Derived Shale Properties,” Journal of Petroleum Technology 16, no. 6 (Junio de 1965): 717-722.Pennebaker ES: “Seismic Data Indicate Depth, Magnitude of Abnormal Pressures,” World Oil 166, no. 7 (Junio de 1968): 73-78.

10. Armstrong P y Nutt L: “Drilling Optimization Using Drill-Bit Seismic in the Deepwater Gulf of Mexico,” artículo de las IADC/SPE 59222, presentado en la Confe-rencia de Perforación de las IADC/SPE, Nueva Orleáns,Luisiana, EE.UU., Febrero 23-25, 2000.

Verano de 2000 9

Este método resultó de fundamental impor-tancia para el éxito de un proyecto de perforacióncon tres pozos realizado recientemente en elGolfo de México para la Corporación EEX. Elprimer pozo comenzó a perforarse con unapredicción preliminar de la presión de poro quese debía actualizar durante el proceso de per-foración. La predicción fue actualizada y cali-brada con información derivada de amagos dereventón.

En el segundo pozo, se aplicó la nueva téc-nica de predicción de la presión de poro.Mediante registros sónicos, de resistividad y depesos de lodo, y la experiencia en perforaciónadquirida en un pozo vecino fue posible crear elmodelo preliminar de la presión de poro. Seesperaba que el nuevo pozo encontrara la mismacomposición geológica que el pozo vecino, pero

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Tiempo de tránsito

Tendencia de la porosidadderivada del tiempo de tránsito

Tendencia de la porosidadderivada de la resistividad

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Resistividad

Velocidad interválica sísmica

0 20Presión de poro (sónico)

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Peso del lodo de pozos vecinos

Gradiente de sobrecarga

Tendencia normal de compactación

Tendencia normal de compactación

pie/seg lbm/gal

Amagode reventón

Tendencia normal de compactación

> Datos obtenidos en pozos vecinos correspondientes a las predicciones de presión de poro. Tanto los datos sónicos, como las mediciones deresistividad y las velocidades sísmicas muestran tendencias normales de compactación a niveles someros pero se desvían a medida que aumentala profundidad. Los tres tipos de datos conducen a predicciones de la presión de poro comparables que se calibran con las presiones realescuando las densidades del lodo no resultan suficientes para prevenir amagos de reventones (rombo negro en la pista 4).

que la capa de sal que el otro pozo encontrócerca de los 1980 m [6500 pies] se alcanzaríasólo a profundidades mucho mayores.

En los datos del registro sónico del pozovecino aparece una tendencia normal de com-pactación hasta alrededor de 2440 m [8000 pies],donde se penetra una zona de presión más eleva-da que la normal (abajo). La presión de poroprevista a partir de los datos sónicos puedecalibrarse con respecto a las presiones realesmedidas durante la perforación; se produjo unamago de reventón a los 1520 m [5000 pies]donde la presión de poro superó el peso del lodode perforación. A continuación, la perforacióncontinuó con sobrepresión, con el lodo máspesado que lo necesario. Se realizó un pronósticosimilar de la presión de poro a partir de los datosde resistividad.

Cuando se aplican estas predicciones de lapresión de poro en zonas de sal tectónicamenteactivas se corre el riesgo de que las medicionesrealizadas en la locación del pozo vecino norepresenten la geología que atraviesa el nuevopozo, en especial en las secciones más pro-fundas con mayor posibilidad de presencia desal. El único tipo de información común a los dossitios es la velocidad interválica derivada delprocesamiento de la línea sísmica de superficieque vincula los dos pozos. Si bien las veloci-dades interválicas derivadas de la sísmicaproducen una predicción de la presión de poro deresolución mucho menor, sirven para definirtanto una tendencia normal de compactacióncomo una tendencia de presión prevista parajustificar las predicciones realizadas a partir deotras mediciones.

Las velocidades interválicas derivadas de lasísmica sobre la nueva locación del pozo, juntocon los pronósticos derivados de registros delpozo vecino, ayudan a construir la predicción finalde la presión de poro previa a la perforación(derecha). Las presiones de poro derivadas de lasísmica indican un rango de seguridad en la den-sidad del lodo que disminuye con la profundidad;menos de 2 lbm/gal [0,24 g/cm3] a la profundidadobjetivo de 6100 m [20.000 pies].

En los tres pozos, las presiones de poro ob-tenidas utilizando el método de calibración deSchlumberger se ajustaron a las presiones deporo encontradas en el pozo. En la perforación decada pozo se contó con los servicios de un inge-niero del grupo PERFORM (Desempeño Medianteel Manejo de Riesgos) de Schlumberger, quemonitoreaba el proceso de perforación con medi-ciones obtenidas durante la perforación y con-tribuyó a actualizar el plan del pozo.11

Refinación de las predicciones de presiónantes de la perforaciónComo se comprueba en los ejemplos anteriores,los datos de los pozos vecinos pueden generaruna predicción de la presión de poro de alta reso-lución. Sin embargo, existen casos en que la pre-dicción puede no coincidir en las cercanías delpozo nuevo. Si bien la información de la presiónde poro proveniente de las velocidades interváli-cas derivadas de la sísmica ofrece una mayorcobertura areal, estas mediciones presentanvarias desventajas. En primer lugar, no tienen una

10 Oilfield Review

Tendencia normal de compactación

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Presión de poro (resistividad)

Presión de poro (sísmica)

Peso del lodo del pozo vecino

Gradiente de sobrecarga

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Velocidad interválica sísmicalbm/galpie/seg

> Tendencia normal observada en las velocidades interválicas derivadas dela sísmica (pista 1) y predicciones finales de la presión de poro antes de laperforación (pista 2) para la nueva locación del pozo.

< Predicción convencional de la presión de porobasada en las velocidades de apilamiento(izquierda) comparada con otra basada en inver-sión tomográfica (derecha). La predicción inicialtiene resolución inferior, un menor rango de pre-siones y está suavizada lateralmente. La predic-ción refinada muestra detalles más precisos delsubsuelo geológico.

Predicción convencional de la presión de poro

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Predicción de la presión de poro en base a la tomografía

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Verano de 2000 11

resolución suficiente para producir prediccionesde la presión de poro adecuadas para la planifi-cación de los pozos. Además, no son velocidadesde tiempo de tránsito físico, sino que se derivande las velocidades de apilamiento, que no sonmás que subproductos del procesamiento de losdatos sísmicos cuyas unidades son de distanciadivididas por tiempo. Pueden corresponder a lasvelocidades sísmicas reales cuando el subsuelocomprende capas planas y homogéneas. Sinembargo, cada valor de velocidad representa unpromedio sobre la extensión espacial de la fuentesísmica y los receptores utilizados; promedio quepor lo general alcanza hasta 8 km [5 millas] enaguas profundas. Por otra parte, las velocidadesinternas no son representativas de las veloci-dades reales del subsuelo en los casos en queexisten capas con buzamientos, variaciones late-rales de velocidad o presión, o cambios en elespesor de las capas, que son precisamente lascircunstancias en las cuales no convendría con-fiar en los datos provenientes de los registros delos pozos vecinos y se tendería a utilizar los datossísmicos para pronosticar la presión de poro.

Los geofísicos de Schlumberger han desa-rrollado un método físico para obtener veloci-dades significativas a partir de datos sísmicos 3Dy pronosticar presiones de poro previo a la per-foración con una mayor resolución.12 Esta técnicase denomina inversión tomográfica e incorpora unproceso automatizado que utiliza todos lospatrones del tiempo de tránsito en los datos sís-micos registrados para producir un modelo develocidad con variación lateral y, de esa forma,una mejor predicción de la presión de poro(página anterior, abajo).

Este método ha sido probado en un proyectode pozo en aguas profundas para la compañíaEEX en el Golfo de México. Se reprocesó un le-vantamiento sísmico marino 2D existente utili-zando inversión tomográfica, con el cual segeneró un modelo de velocidad mejorado para sutransformación a presión de poro (derecha). Elmodelo de velocidad resultante presenta detallessuficientes para derivar una predicción precisa dela presión de poro al sur del pozo vecino. Unatrayectoria de perforación entre los dos cuerposde sal que aparecen en la línea sísmica podríaencontrar una zona prevista de baja velocidad, locual puede indicar sobrepresión. La extensiónespacial de esta anomalía no se encuentra biendefinida por la imagen de velocidad de apila-miento. Sin embargo, la mejor resolución de lasvelocidades basadas en la tomografía permitenrealizar una estimación más confiable de lapresión de poro con anterioridad a la perforación(próxima página, arriba).

Velocidad interválica derivada del apilamiento

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Velocidad interválica derivada de la tomografía

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>Modelos de velocidad sobre pozos existentes y locaciones de pozos propuestas. Las velocidadesinterválicas derivadas de velocidades de apilamiento (arriba) aparentemente no se corresponden conla interpretación geológica de la línea sísmica. La interpretación se dibuja como líneas finas sobre laimagen. El modelo de velocidad mejorado construido utilizando la inversión tomográfica (abajo)corresponde a las características de la sal presente en el subsuelo interpretadas en la sección sís-mica y contiene suficientes detalles como para producir un pronóstico preciso de la presión de poro.

11. Aldred W, Plumb D, Bradford I, Cook J, Gholkar V, CousinsL, Minton R, Fuller J, Goraya S y Tucker D: “Manejo delriesgo de la perforación,” Oilfield Review 11, no. 2 (Verano de 1999): 2-19.

12. Sayers CM, Johnson GM y Denyer G: “Predrill Pore Pres-sure Prediction Using Seismic Data,” artículo de lasIADC/SPE 59122, presentado en la Conferencia de Per-foración de las IADC/SPE, Nueva Orleáns, Luisiana,EE.UU., Febrero 23-25, 2000.

La ubicación propuesta para el pozo se encuen-tra en las inmediaciones de la zona de baja veloci-dad, y el pronóstico de la presión de poro muestraun salto que se corresponde con la presión medidaalrededor de 2320 m [7600 pies] (próxima página,arriba). Las presiones de poro pronosticadas coin-ciden con los pesos reales del lodo utilizadosdesde ese punto para perforar el pozo.

Soluciones de perforación en aguasprofundasEl proceso de construcción de pozos en aguasprofundas puede traer aparejados otros proble-mas. Los siguientes ejemplos ilustran algunas delas últimas soluciones desarrolladas.

Estabilidad del hoyo—El enfriamiento del flui-do de perforación en el tubo ascendente puedeprovocar el aumento de la viscosidad del lodo y dela resistencia del gel, además de grandes pérdidasde presión por fricción. Estos factores aumentan la probabilidad de que se produzcan problemas de

pérdidas de circulación, por lo cual los ingenierosde perforación deben tomar las medidas nece-sarias para evitar exceder las presiones de frac-tura de la formación. La medición de la presiónanular en tiempo real durante la perforación ayu-da a monitorear la densidad de circulación equi-valente del lodo (ECD, por sus siglas en Inglés), loque les permite a los perforadores mantenersedentro del limitado rango de estabilidad propio demuchos hoyos en aguas profundas. La densidadde circulación equivalente es el peso efectivo dellodo a una profundidad dada creada por la combi-nación de las presiones hidrostáticas y dinámicas.

El monitoreo en tiempo real de la presiónanular durante la perforación contribuyó en laconstrucción de un pozo en aguas profundas enel Golfo de México (izquierda).13 La densidad dellodo se encontraba justo por debajo de la presiónde poro prevista a partir de las velocidades inter-válicas derivadas de la sísmica cuando se pro-dujo un amago de reventón en la Zona A. Seincrementó la densidad del lodo para controlar elpozo y se colocó un revestidor de 133⁄8 pulgadas.Las dos secciones siguientes del hoyo se per-foraron sin problemas, y luego se produjo otroamago de reventón en la Zona B, por lo cual secolocó un revestidor de 95⁄8 pulgadas para permi-tir un nuevo incremento de la densidad del lodo.

12 Oilfield Review

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Zona A

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Gradiente de sobrecarga, lbm/gal

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Estimación de la presión de poro derivada de la resistividad, lbm/gal

Densidad de circulación equivalente, lbm/gal

Estimación de la presión de poro derivada de la sísmica, lbm/gal

Revestidor, pulg

Amago de reventón

Amago de reventón

>Mediciones de la presión anular obtenidas en tiempo real durante la perforación queindican cuándo la densidad de circulación equivalente (ECD) comienza a caer fuera delmargen entre la presión de poro y la presión de fractura. Cuando la ECD es demasiadobaja, la presión de poro provoca amagos de reventón. Al aumentar la densidad del lodose puede controlar el pozo, pero si el margen entre ambas presiones es estrecho, sedebe colocar un revestidor para acomodar el lodo más pesado.

> Pronóstico de la presión de poro en dos dimensiones previo a la perforación,desarrollado a partir de un modelo de velocidad basado en la tomografía.

13. Aldred W, Cook J, Bern P, Carpenter B, Hutchinson M,Lovell J, Rezmer-Cooper I y Leder PC: “Using DownholeAnnular Pressure Measurements to Improve Drilling Per-formance,” Oilfield Review 10, no. 4 (Invierno de 1998): 40-55.

14. Servicios de Manejo de Minerales, Departamento delInterior de los EE.UU., http://www.mms.gov. yhttp://www.gomr.mms.gov/homepg/offshore/safety/wtrflow.html

15. Alberty M: “Cost Analysis of SWF Preventative, Remedial Measures in Deepwater Drilling,” Offshore 60,no. 1 (Enero de 2000): 58, 60, 62, 64.

16. Aldred et al, referencia 13.

Verano de 2000 13

El lodo más pesado superó la presión de sobre-carga y se produjo cierta pérdida de circulaciónen la Zona C, pero a partir de ese momento laperforación continuó sin problemas.

Zonas con flujo de agua—A partir de 1987, sehan registrado flujos peligrosos de agua en 60bloques de parcelas en el Golfo de México, quecomprenden 45 campos de petróleo y gas.14 Setrata de formaciones con presiones anómalasque, por lo general, están constituidas por arenasatrapadas en bloques de fallas que sufren rá-pidos procesos de hundimiento y rotación o encanales retrabajados y sellados por arcillas im-permeables. Los flujos de agua se han encon-trado entre 244 y 1680 m [800 a 5500 pies] deprofundidad por debajo del lecho marino. El flujopuede contener gas y puede desarrollar hidratosde gas sólidos en los equipos instalados en elfondo del mar y alrededor de los mismos. Si no secontrola, puede provocar el derrumbe de la for-mación y si fuera muy severo, podría provocar lapérdida del pozo. Los agrandamientos del pozopueden debilitar el revestidor o tubería de con-ducción, que constituye el principal soporteestructural del pozo.

La industria petrolera invierte un promedio de1,6 millones de dólares en cada pozo de aguasprofundas para la prevención o corrección de losproblemas relacionados con los influjos de zonassomeras.15 Para ello se utiliza una combinación

de diversas técnicas: adquisición de medicionesdurante la perforación, colocación de un revesti-dor adicional, perforación de hoyos pilotos, uti-lización de un tubo ascendente y bombeado decementos especiales. Las mediciones realizadasdurante la perforación que, por cierto, consti-tuyen el método menos costoso, permiten identi-ficar las zonas con influjo de agua apenas seencuentran.

Los operadores han comenzado a utilizarmediciones de presión anular en tiempo real paradetectar las zonas de influjo de agua. Se puedemencionar como ejemplo un caso en aguas pro-fundas del Golfo de México, donde se pudo iden-tificar una zona con entrada de agua por mediode registros de rayos gamma, resistividad y pre-sión anular obtenidos durante la perforación(abajo).16 El salto observado en la densidad decirculación equivalente indicaba la posibilidad de

una entrada de sólidos. Se confirmó la existenciade un flujo de agua en forma visual, por medio deuna videocámara ubicada en el lecho del mar yoperada en forma remota. Para controlar el flujo,se incrementó la densidad del lodo y se continuócon la perforación. En los próximos metros sedetectaron zonas con entradas similares, todaslas cuales se pudieron contener sin problemas.Gracias a las mediciones en tiempo real, que per-mitieron advertir la entrada de agua en formainmediata, se logró continuar la perforaciónhasta la profundidad planificada.

Cementación en aguas profundas—Lasentradas de agua también presentan problemasdurante las operaciones de cementación. Laentrada de agua puede impedir la solidificacióndel cemento, con lo cual se pone en peligro laintegridad del pozo. Un consorcio de aguas pro-fundas integrado por Schlumberger y otras com-

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Entradade agua

Entradade agua

Entradade agua

> Identificación de zonas con flujo de agua en pozos de aguas profundas por medio demediciones de la presión anular adquiridas durante la perforación. Los datos obtenidosdurante la perforación permitieron identificar tres zonas A, B y D (resaltadas en azulclaro). En todos los casos, el aumento de la densidad del lodo permitió controlar el flujoy continuar la perforación hasta alcanzar la profundidad total planificada.

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Gradiente delesfuerzo desobrecarga

Prediccionesde sobrepresión

> Presiones de poro pronosticadas en lasinmediaciones de la locación propuesta para elpozo y la zona de baja velocidad indicada en elmodelo de velocidad sísmica. El pronósticomuestra un aumento de la presión aproximada-mente a los 2320 m [7600 pies].

pañías petroleras trató de desarrollar una fór-mula de cemento especial para pozos de aguasprofundas, que fuera capaz de resistir el flujo deagua pero que al mismo tiempo fuera lo suficien-temente liviano para no provocar fracturas en lasformaciones débiles. La clave consistía en encon-trar un cemento con un tiempo de transicióncorto—el período en que pasa del estado líquidoal sólido—para minimizar el intervalo durante elcual la resistencia es demasiado baja para resis-tir el flujo de agua.

La solución fue utilizar una lechada nitrogenadapara aguas profundas que muestra un ángulo rectoen la carta del consistómetro (RAS, por sus siglas enInglés). Este cemento presenta un tiempo de transi-ción corto y desarrolla rápidamente una altaresistencia a la compresión, por lo cual impide queel flujo de agua penetre el sello del cemento. Comola lechada tiene una fase gaseosa, la densidad delcemento se puede modificar mediante la inyecciónde nitrógeno durante el mezclado, para crear unalechada liviana que no provoque fracturas en las for-maciones profundas y débiles.

El cemento RAS ha permitido detener el flujode agua y realizar exitosas tareas de cemen-tación en más de 50 pozos situados en aguas pro-fundas, incluso en casos con profundidadesrécord. Entre ellos se encuentra la cementaciónde las sartas de conducción y de superficie delpozo #1 de Chevron Atwater 18 a 2352 m [7718pies] de profundidad bajo el nivel del mar en elGolfo de México.

El cemento gasificado requiere el aporte denitrógeno, equipos especializados para inyectarloy un equipo de trabajo responsable de la ce-mentación capacitado para el uso de los mismos,todo lo cual puede resultar difícil de coordinar enun equipo de perforación de aguas profundas.Además del cemento gasificado, existe la tec-nología DeepCRETE, que ha sido desarrolladapara este tipo de pozos de aguas profundas. Elcemento DeepCRETE se endurece rápidamenteincluso a temperaturas bajas de hasta 4°C [39°F],con lo cual se reduce el tiempo de espera para elfraguado del cemento.17

Los operadores que trabajan en la zonas marinasde Angola, Africa, reconocen que el uso del cementoDeepCRETE les permitió ahorrar importantes sumasde dinero en la construcción de pozos en áreas deaguas profundas, en los cuales las bajas temperatu-ras prolongan los tiempos de fraguado del cemento

14 Oilfield Review

Cementoconvencional 68

CementoDeepCRETE 11

0 25 50 75

Tiempo de fraguado, hr

> El cemento DeepCRETE fragua con mayor rapidez y permite controlar elflujo de agua y ahorrar tiempo del equipo de perforación. En este ejemplocorrespondiente a una zona de aguas profundas en las costas de Africa,un cemento convencional superó el gradiente de fractura en el lechomarino y tardó 68 horas para fraguar. El cemento DeepCRETE, unalechada menos densa, fraguó en 11 horas y no fracturó la formación.

ANGOLA

ZAIRE

CONGO

GABON

NAMIBIA

CAMERUN

AFRICA

GUINEA ECUATORIAL

> Zona marina de Angola, donde se estima que la producción de pozos situa-dos en aguas profundas alcanzará los 1,38 millones de bpd en cinco años. 17. Boisnault JM, Guillot D, Bourahla B, Tirlia T, Dahl T,

Holmes C, Raiturkar AM, Maroy P, Moffett C, Mejia GP,Martinez IR, Revil P y Roemer R: “Concrete Develop-ments in Cement Technology,” Oilfield Review 11, no. 1(Primavera de 1999): 16-29.

18. “Kuito Kicks off for Angola,” Offshore Engineer 24, no. 10(Octubre de 1999): 26-28.

Verano de 2000 15

y los cementos comunes sufren pérdidas de circu-lación debido al bajo gradiente de fractura de lazona. En un caso en que se utilizó un cemento con-vencional en un pozo cuya temperatura de circu-lación en el fondo era de 12 °C [54°F], los 1,89 g/cm3

[15,8 lbm/gal] de la lechada superaron el gradientede fractura en el lecho marino. El tiempo defraguado necesario para desarrollar una resistenciaa la compresión de 500 lpc [3,4 Mpa] fue de 68horas. En el segundo caso, en que se utilizó el ce-mento DeepCRETE, la lechada de 1,5g/cm3 [12,5lbm/gal] de densidad fraguó en 11 horas, sin ningúnindicio de pérdidas de cemento por fracturación(página previa, arriba). La reducción de 57 horas detiempo de equipo de perforación significó una dis-minución de los costos de $475.000.

Evaluación de yacimientos—Las dificultadesde la construcción de pozos en aguas profundasvuelven a manifestarse más adelante como pro-blemas que dificultan la evaluación de las forma-ciones. Los bajos gradientes de fractura y laszonas con entrada de agua provocan agran-damientos en el pozo y cementación inadecuada,con lo cual se crean condiciones adversas para elperfilaje de los huecos. Las mediciones durantela perforación (LWD) permiten obtener informa-ción útil para la evaluación de las formacionesantes de que se deterioren las condiciones delhoyo. Esta técnica ha dado resultados positivosen las zonas marinas de Angola, que es un mer-cado en rápido crecimiento, donde se proyectaque la producción en aguas profundas alcance1,38 millones bpd [219.000 m3/d] hacia el año2005 (página previa, abajo).18 En un pozo per-forado a 1200 m [3940 pies] de profundidad bajoel nivel del mar en las costas de Angola, se obtu-vieron mediciones con la herramienta de Resis-tividad Dual Compensada CDR para determinarlos puntos de extracción de núcleos y las necesi-dades de revestimiento (izquierda). Después deperforar varios cientos de metros en el yaci-miento con lodo a base de petróleo (OBM, porsus siglas en Inglés), se produjeron importantespérdidas de lodo y se creyó que las mismas sehabían originado en el fondo del hoyo. Siete díasmás tarde, cuando la pérdida total de lodo era de300 m3, se realizaron mediciones con el conjuntode herramientas de Imágenes de Inducción AIT,las cuales mostraron una respuesta del registrocompletamente diferente entre aproximada-mente X050 y X130 m, en comparación con losresultados previos de la herramienta CDR. Elaumento de los valores en los registros de resis-tividad indicaba que la sección de lutitas habíasufrido alteraciones y, posiblemente, había sidofracturada por el OBM.

Resistividad de atenuación del CDR

Resistividad de cambio de fase del CDR

AIT 10

AIT 30

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Rayos gamma0 150API 0,2 2000ohm-m

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X150

X200

> Comparación entre registros obtenidos durante la perforación con la herramienta de ResistividadDual Compensada CDR y registros operados a cable adquiridos con la herramienta de Imágenes deInducción AIT. Las curvas AIT registradas después de una pérdida importante de lodo presentan indi-caciones de alteraciones y fracturación entre X050 y X130 m. Sin embargo, el orden de las curvas,con valores de resistividad más elevados en las mediciones de mayor profundidad de investigación,no parecen propios de una invasión de lodo a base de petróleo.

En el pasado se han documentado otros casossimilares, si bien no es tan habitual que el uso deOBM provoque la inversión observada en el ordende las curvas obtenidas con la herramienta AIT.En este caso, las lecturas de resistividad pro-funda del AIT presentan valores superiores a laslecturas someras. Para comprender estos resulta-dos, los ingenieros de Schlumberger simularon laformación, la fractura y las mediciones utilizandoel software de modelado teórico INFORM. Con elfin de encontrar las condiciones bajo las cualespodría producirse la inversión observada en lascurvas AIT, se hicieron pruebas con distintasaperturas de fractura y diferentes ángulos rela-tivos de intersección con el hoyo (arriba). Elmodelo INFORM mostró que cuando el buza-miento (echado) de la fractura se encontraba a75° se podía reproducir el orden observado en lasmediciones del AIT.

Construcción de pozos productivosPara poder alcanzar una producción óptima dehidrocarburos de los pozos de aguas profundas,es necesario prestar especial atención al mante-nimiento de las condiciones de flujo. La garantíade fluencia constituye un esfuerzo multidiscipli-nario que comprende distintos aspectos, desde ladeposición de asfaltenos y la formación dehidratos hasta las propiedades de fluencia de loshidrocarburos y la confiabilidad de la línea deflujo. Cualquier problema potencial que pudieradificultar el flujo de hidrocarburos desde el yaci-miento hacia la embarcación o la tubería de pro-ducción se incluye dentro del rubro de garantíade fluencia.

En las zonas marinas de Brasil, como en otraszonas, el diseño de los desarrollos de yacimien-tos situados bajo aguas profundas se ha vistolimitado por las presiones de los yacimientos, yaque de ellas dependía la distancia aceptable

16 Oilfield Review

AT90AT60AT30AT20AT10

Curvas del AIT

1 cm

Angulo relativo = 75°

Resistividad de la lutita, 0,5 ohm-m

Resistividad de la fractura, 1000 ohm-m

AIT-

H, o

hm-m

10.000

1.000

100

10

1

0,1-20 -10 0 10 20

Desplazamiento desde la fractura, cm

< Modelado teórico de la respuesta del AIT frentea la fractura inclinada. El software de modeladoteórico INFORM mostró que una fractura conbuzamiento (echado) de 75° podía reproducir elorden observado en las curvas del AIT.

AMERICA

DEL SUR

AlbacoraAlbacora Este

Roncador

Marlim

Marlim Sur

Campos

Campos

Vermelho

PargoCarapeba

100 m

400 m

1000

m

2000 m

B R A S I L

< Area marina de Brasil; sitio en donde se llevóa cabo la prueba con una bomba electro-sumergible para su uso en aguas profundas.

19. Mendonça JE: “Electrical-Submersible-Pump Installationin a Deepwater Offshore Brazil Well,” Journal ofPetroleum Technology 50, no. 4 (Abril de 1998): 78-80.Mendonça JE: “Deepwater Installation of an ElectricalSubmersible Pump in Campos Basin, Brazil,” artículo dela OTC 8474, presentado en la OTC de 1997, Houston,Texas, EE.UU., Mayo 5-6, 1997.

20. Reda ha instalado el 100% de las bombas electrosumer-gibles de todo el mundo.

Verano de 2000 17

demostró que este método era adecuado para eluso submarino y Petrobras decidió desarrollar latecnología para utilizarla en aguas profundas.Como sitio de pruebas se utilizó el pozo RJS-477,que forma parte del yacimiento Albacora Este yse encuentra a una profundidad de 1107 m [3632pies] debajo del agua. En junio de 1998, comoresultado de la instalación de la bomba, el pozoRJS-477 comenzó a producir hacia la PlataformaP-25 del campo Albacora, amarrada al lechomarino a 6,5 km [4 millas] de distancia y a 575 m[1886 pies] de profundidad bajo el nivel del mar(abajo). El sistema de energía ha sido desarro-llado para un rango de 24 km [15 millas] de dis-tancia, lo que permite, por ejemplo, que lospozos de la cuenca Campos, que se encuentran aunos 1150 m [3775 pies] de profundidad bajo el

Plataforma de producciónamarrada al lecho marino

Cable submarinoy línea de flujo

Cabezal depozo submarino

Bombaelectrosumergiblesubmarina

Disparos

> Una bomba electrosumergible submarina instalada a 1107 m [3632 pies] de profundidadbajo el nivel del mar, envía la producción del Pozo RJS-477 a la Plataforma P-25 del campoAlbacora, ubicado a 4 millas de distancia en aguas menos profundas.

entre el pozo y la plataforma sin una pérdidacrítica del flujo. La disminución de la presión sepuede compensar por medio de la inyección deagua, mientras que la contrapresión se puedereducir con el levantamiento artificial por gas. Sinembargo, la eficiencia de este sistema disminuyeen los pozos con largas conexiones (tiebacks) ho-rizontales, típicas de las completaciones submari-nas. Para mantener la producción de crudo enestos pozos submarinos de aguas profundas espreciso encontrar nuevas soluciones para incre-mentar las tasas de flujo, simplificar el diseño delas instalaciones de producción, disminuir elnúmero de plataformas de producción y reducir lasinversiones y los costos operativos. Varias solu-ciones se encuentran en proceso de investigación,entre las que se incluyen el mejoramiento de lascondiciones de fondo, las bombas multifásicassubmarinas y la separación submarina.

Bombas de fondo—En 1992, el programaPROCAP de Petrobras inició un proyecto para de-sarrollar estas tecnologías de mejoramiento delas condiciones de fondo. El primer método de re-fuerzo de fondo utilizado en un campo en la zonamarina de Brasil, incluía una bomba electrosu-mergible.19 Petrobras ya tenía amplia experienciacon bombas electrosumergibles instaladas sobretorres fijas en aguas menos profundas y en com-pletaciones secas terrestres. En el área marinaque comprende los campos petroleros Carapeba,Pargo y Vermelho de la cuenca Campos, 132pozos produjeron con estas bombas desde ochoplataformas fijas (página previa, abajo).

Para hacer posible el uso de bombas electro-sumergibles a grandes profundidades, las bom-bas deberían garantizar el flujo hacia lasinstalaciones de superficie a través de conexio-nes prolongadas. Antes de invertir en el desarro-llo de un sistema de aguas profundas, eraimportante probar la viabilidad del método enaguas poco profundas. Otras seis compañíascooperaron en el desarrollo e instalación del sis-tema: Reda y Lasalle (ambas forman parte deSchlumberger), Tronic, Pirelli, Cameron y Sade-Vigesa. En el pozo submarino RJS-221, se instalóuna bomba Reda, que recibía energía desde laplataforma fija Carapeba 1, ubicada a 500 m[1640 pies] de distancia. Desde allí, sólo con laenergía de la bomba, la producción alcanzaba laplataforma Pargo 1 que se encontraba a 13 km[8,4 millas] de distancia. La bomba se puso enfuncionamiento en octubre de 1994 y operódurante 34 meses sin que se produjeran fallas.

La instalación realizada en el pozo RJS-221tuvo una gran duración comparada con las insta-laciones de una completación seca, con lo cual se

nivel del mar produzcan hacia instalaciones dealta capacidad, amarradas o fijas en aguasmenos profundas.

La bomba electrosumergible constituye elelemento clave para el éxito de este nuevométodo.20 Debido a los elevados costos de lasintervenciones en aguas profundas, la confiabili-dad y la duración de los equipamientos resultanfactores de gran importancia. La integración delsistema de completación con el equipamiento dela bomba electrosumergible es fundamental, locual se debería tener en cuenta durante la plani-ficación de los pozos de aguas profundas. Los dospozos utilizados para esta prueba, el RJS-221 y elpozo de aguas profundas RJS-477, fueron perfo-rados para probar los nuevos yacimientos antesde que se considerara la instalación de bombas

electrosumergibles, por lo cual esta operación noestaba prevista en el diseño. En el pozo RJS-477las restricciones del tamaño del tubo ascendentey del revestidor presentaron grandes retos en eldiseño del sistema de bombeo.

Para instalar las bombas electrosumergiblesen aguas profundas, se desarrolló especialmenteun nuevo equipamiento que permite la transmi-sión de energía hasta la profundidad extrema delagua y a grandes distancias. Se incluyeron unabomba Reda; cables submarinos Pirelli; conec-tores submarinos Tronic; la transformación y latransmisión de energía a larga distancia estuvo acargo de Siemens y el árbol de producción hori-zontal fue provisto por Cameron.

Este prototipo ya ha estado en funcionamientodurante dos años sin ningún desperfecto, por locual Petrobras considera que el sistema se en-cuentra probado dentro de los límites del diseño.

Refuerzo submarino—Statoil, BP Amoco,Exxon Mobil y Petrobras han investigado laposibilidad de instalar bombas de refuerzo(boosting) multifásicas submarinas como métodoalternativo a las bombas de fondo. Esta opciónresulta atractiva cuando la producción de un grannúmero de pozos se puede combinar en el fondo del mar e impulsar desde un conjunto de válvulas

de producción, o bien cuando la presión de fluen-cia en el yacimiento cae por debajo del punto deburbujeo. Cuando se instalan bombas multifási-cas sobre el lecho marino, éstas se encuentranmás cerca del yacimiento que si se instalaran alnivel del mar, con lo cual se mejora la altura desucción de la bomba y se logra utilizar un sistemade mayor potencia.

Este equipo se instaló por primera vez en di-ciembre de 1997 en el sur del Mar de China, en elcampo Lufeng operado por Statoil (izquierda). Seinstalaron cinco bombas de refuerzo multifásicasfabricadas por Framo Engineering a 330 m [1082pies] de profundidad bajo el nivel del mar (arriba).Desde entonces, las bombas han levantado másde 50 millones de barriles [8 millones de m3] delíquidos, sin ningún tipo de inconveniente. ElFPSO Navion Munin puede realizar interven-ciones en las bombas submarinas utilizando supropia cabria, lo cual permite efectuar una recu-peración efectiva en costos si fuera necesario.

Otra instalación de bombas multifásicas seencuentra en proceso de preparación en el cam-po Topacio, ubicado en la zona marina de GuineaEcuatorial, donde Exxon Mobil opera dos bombasFramo instaladas a más de 500 m bajo el nivel delmar para mejorar la producción de un camposatélite (próxima página).

Otros desarrollos submarinos que producende pozos múltiples pueden requerir el uso de unmedidor de flujo multifásico submarino. FramoEngineering desarrolló un medidor de flujo multi-fásico submarino que permite probar pozos enforma individual. BP Amoco eligió este tipo desolución para desarrollar el campo Machar. Unmódulo submarino separado permite el refuerzode la producción multifásica una vez que los po-zos se han inundado.

La aplicación de estas soluciones a los desa-rrollos en aguas más profundas finalmente per-mitirán realizar conexiones entre los pozos y lasplataformas de producción más efectivas en cos-tos que las que se pueden efectuar hoy en día.

Separación submarina—Varias compañías seencuentran abocadas a la investigación de la se-paración de fluidos en ambientes submarinos, locual permitirá evitar levantar grandes volúmenesde agua a la superficie, que luego se deben proce-sar y eliminar. Esto permitirá reducir los costos delevantamiento, así como los de procesamiento ymanejo del agua en la superficie. Estos ahorrospueden extender la vida económica de los proyec-tos de aguas profundas y reducir los riesgos dedesarrollo.

18 Oilfield Review

> Instalación de una bomba de refuerzo multi-fásica en el campo Lufeng, ubicado en el sur del Mar de China.

Bombas submarinasde refuerzo Framo (boosting)

> Cinco bombas submarinas multifásicas instaladas durante el desarrollo del campo Lufeng.

21. Thomas, referencia 1.

Verano de 2000 19

Tendencia a las operaciones en aguas profundasJunto con el aumento en los porcentajes de recu-peración en los campos existentes, las opera-ciones en aguas profundas constituyen una delas principales esperanzas de la industriapetrolera con el fin de equilibrar la oferta y lademanda a partir del año 2005. Para cumplir coneste deseo, las soluciones tecnológicas y losmétodos de manejo de las operaciones deberántraer aparejados niveles de desempeño tales quelos proyectos en aguas profundas puedan com-petir con otras fuentes de petróleo y gas desde elpunto de vista económico. En este aspecto seestán realizando grandes progresos: en la décadadel 80 producir un barril de crudo de un pozo a200 m de profundidad bajo el nivel del marcostaba entre $13 y $15 en un campo promedio,mientras que, hoy en día, los avances tecnológi-cos han permitido reducir esta cifra de $5 a $7.21

El desarrollo de las operaciones a mayoresprofundidades depende de muchos factores.

Superada una cierta profundidad, toda la produc-ción provendrá de desarrollos submarinos. Parapoder obtener una producción económica deprofundidades del lecho marino de alrededor de3000m [10.000 pies], que se explorarán en pocotiempo, será necesario realizar grandes avancescon respecto a las líneas de flujo submarinas, losárboles de producción, los sistemas de distribu-ción de energía eléctrica, la tecnología de separa-ción y reinyección de los fluidos, además de lamedición y el bombeo de múltiples fases. Estos avances le permitirán a la industria submarinatrasladar un número de actividades cada vezmayor al lecho marino.

Los pozos de aguas profundas y otros pozosubicados en áreas marinas sometidos a pruebasde pozos producen fluidos que necesitan sertransportados o eliminados de alguna forma, conlo cual se crean problemas ambientales y deseguridad operativa. Schlumberger participa deun proyecto industrial conjunto con BP Amoco,Conoco y Norsk Hydro para examinar la factibili-

dad de realizar pruebas de pozos sin producirhidrocarburos en la superficie. El proyecto se pro-pone investigar la tecnología para hacer circularfluidos a través de un sistema de pruebas defondo. Este sistema adquirirá los datos de la pre-sión y la tasa de flujo en el fondo y no en la super-ficie sin necesidad de inflamar fluidos dehidrocarburos o transportar los líquidos recolecta-dos para eliminarlos en algún sitio remoto. Enconsecuencia se logrará una mayor seguridadoperativa y se podrá reducir el impacto ambiental.

La industria petrolera reconoce que lasoperaciones en aguas profundas constituyen laclave de su vigencia y éxito en el futuro. Lasnuevas y diversas tecnologías han puesto alalcance de las compañías petroleras la explo-ración en aguas profundas y ultraprofundas. Amedida que se avance y alcancen mayores pro-fundidades, la industria enfrentará, sin dudas,nuevos desafíos y oportunidades. —LS

> Bomba submarina de refuerzo construida para el campo Topacio, operado por Exxon Mobil en el área marina de Guinea Ecuatorial.