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36 Oilfield Review

Respondiendo al desafío deexplotar estructuras subsalinas

Marco Aburto PérezRobert ClydePiero D’AmbrosioRiaz IsraelTony LeavittLes NuttHouston, Texas, EUA

Carl JohnsonAberdeen, Escocia

Don WilliamsonSugar Land, Texas

Por su colaboración en la preparación de este artículo, seagradece a John Dribus, Nueva Orleáns; Jerry Kapoor,Houston; Lisa Stewart, Cambridge, Massachusetts, EUA;Toby Pierce y Andrew Wilde, M-I SWACO, Houston; y MikeTruitt, Sterling Drilling, Houston.Bit On Seismic, PowerDrive, PowerPulse, Q-Marine,seismicVISION y TerraTek son marcas de Schlumberger.Fann es una marca de Fann Instrument Company.RHELIANT es una marca de M-I SWACO.

Los perforadores hoy confían en su capacidad para alcanzar las reservas sepultadas

debajo de miles de metros de sal y agua. Su atención se centra ahora en lograrlo

económicamente, no a través de nueva tecnología, sino aprovechando al máximo lo

que ya se encuentra disponible.

1. Para obtener más información sobre los desafíos de lasoperaciones de producción en aguas profundas,consulte: Amin A, Riding M, Shepler R, Smedstad E yRatulowski J: “Desarrollo submarino desde el espacioporoso hasta el proceso,” Oilfield Review 17, no. 1(Verano de 2005): 4–19.

Invierno de 2008/2009 37

En la década de 1990, la industria petrolera des-cubrió que más allá de las plataformas continen-tales, debajo de miles de metros de agua, yacíaninmensas reservas de hidrocarburos. En busca deesa recompensa, los contratistas e ingenieros deperforación se confrontaron con obstáculos tec-nológicos nunca antes experimentados, al encon-trarse con un entorno operativo que les resultabacasi tan ajeno como lo habían sido las distanciasespaciales para los ingenieros aeronáuticos de la década de 1950. Con el tiempo, el esfuerzo se vol-vió aún más desalentador al descubrirse que estaszonas productivas estaban cubiertas por vastos yespesos mantos de sal que desafiarían las prácti-cas de perforación y terminación de pozos común-mente aceptadas.

Por ejemplo, en tirantes de agua (profundidadesdel lecho marino) de más de 2,286 m [7,500 pies],el reemplazo de miles de metros de estratos de sobrecarga por agua se traduce en márgenes extre-madamente estrechos entre el gradiente de frac-tura y el de presión de poro, que se manifiestan enlas primeras etapas de la perforación. Para alcan-zar la profundidad objetivo bajo tales condicionescon la tecnología disponible en los primeros díasde la perforación en aguas ultra profundas, se re-quería la utilización de sartas de revestimientomúltiples, cada vez más pequeñas, a fin de podercontrolar la presión de poro manteniendo simultá-neamente la presión hidrostática del lodo por debajo de la presión de fractura de la formación.La configuración de pozos resultante a menudo in-

cluía una sarta de producción que era demasiadoestrecha para alojar los volúmenes de produccióndeseados. En otras palabras, la industria podía pe-netrar estas reservas pero no explotarlas con losregímenes suficientes para justificar la inversiónen semejante esfuerzo.

Los equipos de perforación capaces de mani-pular suficientes tuberías, tubos ascendentes, flui-dos de perforación y cemento para perforar yterminar los pozos en tales tirantes de agua noeran comunes. La química de la industria petro-lera fue llevada hasta sus límites como consecuen-cia de la necesidad de contar con fluidos deperforación y terminación de pozos que pudieransuperar un cambio de temperatura repentino a me-dida que eran bombeados desde la superficie hastacondiciones cercanas al punto de congelación pre-sentes en el lecho marino, y luego hasta las tempe-raturas de yacimientos profundos. De un modosimilar, los fluidos producidos tenían que fluirdesde un yacimiento del subsuelo hasta un cabe-zal de pozo bañado en las aguas heladas del fondomarino y a través de kilómetros de líneas de flujode fondo oceánico, hasta llegar a las instalacionesde pro ducción que a veces se encontraban a va-rios kilómetros de distancia, creando problemasde aseguramiento del flujo sin precedentes.1

El peso variable de la cubierta, la logística dela cadena de suministro y una diversidad de otrosprocesos operativos marinos estándar fueron al-terados significativamente como resultado de ladistancia existente entre la costa y la profundidad

extrema del agua, una vez que las operacionestrascendieron los límites de las plataformas con-tinentales de todo el mundo. Con el tiempo, la ma-yoría de estos problemas se abordaron a través deinnovaciones tales como las tuberías de revesti-miento expansibles sólidas, las líneas de flujo ca-lentadas, la química avanzada y la construcciónde embarcaciones de perforación gigantes. Pero,para los ingenieros de perforación, una de las nue-vas realidades más desalentadoras de la vida enaguas profundas fue el haber percibido que granparte de la recompensa se encontraba alojada de-bajo de domos salinos macizos (arriba).

Antes de la intensificación del interés en laperforación de estructuras subsalinas, según la sa-piencia aceptada entre los ingenieros de perfora-ción, la mejor forma de abordar los intervalossalinos era evitándolos. Las operaciones de perfo-ración en estas formaciones se consideraban tanatestadas de riesgos que los contratos llave enmano estándar—aquellos según los cuales loscontratistas reciben una suma global por perforarhasta una profundidad acordada—conteníancomo rutina una cláusula que los convertía encontratos estándar por una tarifa diaria si se en-contraba sal. En virtud de la mayoría de los acuer-dos, los cálculos de tiempo—utilizados para elpago de primas o cobro de sanciones—tambiénse suspendían a partir del momento en que se ingresaba en una estructura salina hasta que labarrena salía de su base y la tubería de revesti-miento se asentaba en la formación.

> Formaciones salinas en aguas profundas. Este mapa muestra diversas áreas con objetivos exploratorios subsalinos potenciales (blanco). El crecimientoinicial de la actividad en las regiones de aguas profundas ha tenido lugar en el denominado triángulo de oro del Golfo de México, Brasil y, más reciente -mente, África Occidental. Estas áreas establecidas seguirán recibiendo la mayor parte de la inversión de capital en aguas profundas, concentrando apro -ximadamente un 85% de la actividad en los próximos 5 a 10 años. No obstante, las áreas de frontera y las áreas emergentes—que en su mayoría son almenos parcialmente subsalinas—han convertido a la exploración en aguas profundas en un fenómeno global.

Las dificultades encontradas durante la perfo-ración de estas secciones son función de las carac-terísticas singulares de la sal. Los mantos salinosconservan una densidad relativamente baja aúndespués del sepultamiento. Dado que otras forma-ciones que se encuentran a una pro fundidad equi-valente o mayor, incrementan su densidad con eltiempo a medida que se agregan estratos de sobre-carga, los mantos salinos tienden a ser menos den-sos que las formaciones que se encuentran cerca o

debajo de los mismos. Si los sedimentos supraya-centes ofrecen poca resistencia a la migración dela sal, como suele ocurrir en el Golfo de México, lasal se eleva. Este movimiento genera una zona deroca fragmentada, difícil de modelar, en la base ylos flancos de la estructura salina (arriba). Debidoa que las presiones de poro, los gradientes de frac-tura, y la existencia y el alcance de las fracturas na-turales son difíciles de pronosticar, el control depozos es altamente problemático cuando se sale dela base de la estructura salina (véase “La recom-pensa que yace bajo la sal,” página 4).

La penetración de la sal con un pozo tambiénplantea un desafío único. Bajo condiciones deesfuerzo constante y sostenido, la sal se deformasignificativamente en función del tiempo, de lascondiciones de carga y de sus propiedades físicas.2

Este fenómeno, conocido como escurrimiento, per-mite que la sal fluya hacia el interior del pozo parareemplazar el volumen removido por la barrena deperforación. Especialmente a temperaturas eleva-das, esta invasión puede ocurrir con la rapidez su-ficiente como para causar el atascamiento de lacolumna de perforación, obligando finalmente aloperador a abandonar el pozo o desviarlo.

Otra consideración para los ingenieros, es quelos niveles de impacto y vibración propios del am-biente de perforación de fondo de pozo puedenvolverse agudos durante la penetración de seccio-nes salinas. Esto puede atribuirse a la deficienciade la selección de las herramientas y del diseñodel arreglo de fondo (BHA), al diseño inapropiado

del fluido de perforación, a la presencia de inter-valos salinos delgados o laminados, al proceso deescurrimiento de la sal, y a la existencia de pará-metros de perforación menos que óptimos, talescomo el peso sobre la barrena (WOB) o la veloci-dad de rotación.3

Por otro lado, si bien la sal es más dura que lamayoría de las formaciones y, por consiguiente,más difícil de perforar, sus características singula-res como roca ofrecen ciertas ventajas para losperforadores. Por ejemplo, las sales poseen co-múnmente un gradiente de fractura alto que per-mite perforar tramos de pozo más largos entre lasprofundidades de entubación. Su baja permeabili-dad, además de constituir un mecanismo confia-ble de entrampamiento de hidrocarburos, eliminavirtualmente los problemas usuales de control depozo que surgen durante la perforación de forma-ciones más permeables.4

Para extraer el máximo provecho de estas ventajas, minimizando al mismo tiempo los incon -venientes propios de la sal, los ingenieros de per-foración han recurrido a una combinación deherramientas existentes. Las barrenas compactasde un compuesto policristalino de diamante (PDC),los ensanchadores concéntricos y los sistemas ro-tativos direccionales (RSS), originariamente im-plementados en conjunto con el objetivo de serutilizados en los pozos de alcance extendido, hansido adaptados para satisfacer las necesidades espe-cíficas de las operaciones de perforación y direccio-namiento a través de estructuras salinas macizas.

En este artículo se analiza de qué manera losingenieros han aprovechado éstas y otras herra-mientas, los métodos de procesamiento sísmico yel manejo de los fluidos de perforación para que lassecciones salinas macizas presentes en los playsde aguas profundas dejen de ser el adver sario tra-dicional para convertirse en aliadas. Además, seanaliza cómo se logró este objetivo, satisfaciendoal mismo tiempo las demandas económicas y técni-cas especiales de las operaciones de desarrollo enaguas profundas. Si bien se están explorando for-maciones subsalinas de aguas profundas frente alas costas de Canadá, Brasil, África Occidental, yen otros lugares, este artículo se centra principal-mente en el Golfo de México, donde el esfuerzo haalcanzado más madurez y el play subsalino ha pa-sado de la etapa de exploración a la de producción.

Una mejor visualización Entre los problemas más críticos encontrados a lahora de perforar yacimientos alojados debajo deestructuras salinas, caben destacar la localizacióny el ángulo de salida del pozo. En el Golfo de Mé-xico, los ingenieros de perforación prefieren salirde la sal donde el contacto existente entre la base

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2. Poiate E, Costa AM y Falcao JL: “Well Design for DrillingThrough Thick Evaporite Layers in Santos Basin—Brazil,”artículo IADC/SPE 99161, presentado en la Conferenciade Perforación de las IADC/SPE, Miami, Florida, EUA, 21 al 23 de febrero de 2006.

3. Israel RR, D’Ambrosio P, Leavitt AD, Shaughnessey JM y Sanclemente J: “Challenges of Directional DrillingThrough Salt in Deepwater Gulf of Mexico,” artículoIADC/SPE 112669, presentado en la Conferencia yExhibición de Perforación de las IADC/SPE, Orlando,Florida, 4 al 6 de marzo de 2008.

4. Leavitt T: “BHA Design for Drilling Directional Holes in Salt in Deepwater Gulf of Mexico,” presentado en la 19a Conferencia y Exhibición Internacional de TecnologíaMarina de Aguas Profundas, Stavanger, 10 al 12 de octubre de 2007.

5. Para obtener más información sobre los levantamientosQ-Marine con cobertura azimutal amplia y coberturaazimutal rica, consulte: Camaro Alfaro J, Corcoran C,Davies K, Gonzalez Pineda F, Hampson G, Hill D, HowardM, Kapoor J, Moldoveanu N y Kragh E: “Reducción delriesgo exploratorio,” Oilfield Review 19, no. 1(Verano de 2007): 26–43.

6. Para obtener más información sobre los levantamientossísmicos de pozos, consulte: Blackburn J, Daniels J,Dingwall S, Hampden-Smith G, Leaney S, Le Calvez J, NuttL, Menkiti H, Sánchez A y Schinelli M: “Levantamientos desísmica de pozos: Más allá del perfil vertical,” OilfieldReview 19, no. 3 (Invierno de 2007/2008): 20–37.

> Riesgos potenciales de perforación en la sal y sus adyacencias. Las oportunidades de que surjanproblemas a la hora de perforar, atravesar y salir de los domos salinos son muchas, y provienenesencialmente de la tendencia al movimiento propia de la sal. La capacidad limitada de la industriapara generar imágenes de la sal puede conducir a cálculos erróneos de la profundidad de la base de la estructura salina y a encuentros inesperados con zonas de presión elevada o reducida dentro y debajo de la sal.

Zona salina excavada por el esfuerzo efectivo

Alta presión asociada confilones e inclusiones

Error de profundidadde la base de la sal (incertidumbre asociada conla velocidad)

Capas recostadaso volcadas

Regresión significativade la presión subsalina

Posible carga sobre latubería de revestimiento debido a la alta temperaturade la sal

Sal sucia: condiciones potenciales de pozos estrechos, debido a la presencia de bandas de silvita, polihalita o carnalita

Bandasbituminosas

Pérdida de lodo en facies de caparazón intensamente fracturadas

Sedimento sobrepresionado en facies de caparazón y facies apiladas

Sedimento entrampadosobre filones salinos

Área de inestabilidad tectónica

Zona de roca fragmentada resultante de un trayecto de deshidratación restringido o de los esfuerzos tectónicos

Flanco salino invisiblecon presión confinada


de la sal y los sedimentos subyacentes posee unechado (buzamiento) bajo, porque la zona de rocafragmentada tiende a ser más estable allí que enlos flancos de inclinación pronunciada. Cuandoeso no es posible, al menos se esfuerzan para man-tener el ángulo del pozo en menos de 30° respectode la base.

No obstante, el logro de estos objetivos de per-foración a menudo es problemático porque la basede la estructura salina puede ser difícil de mode-lar. Dado que la sal puede ser estructuralmentecompleja y las ondas sísmicas viajan a través deella a mayores velocidades que en las capas adya-centes, los levantamientos sísmicos de superficiehistóricamente han proporcionado sólo imágenespobres de las estructuras subyacentes o cercanas.Esto deja considerable margen de error a la horade estimar la presión de poro y otras propiedadesde la formación subsalina, con resultados poten-cialmente catastróficos que incluyen la pérdidadel pozo.

En la década de 1990, los métodos de adquisi-ción y procesamiento de datos sísmicos 3D me -joraron considerablemente el índice de éxito delos pozos exploratorios perforados en tierra firmey en las aguas someras de las áreas marinas; sinembargo, debido a la complejidad de la geología,produjeron poco impacto sobre los índices de des-cubrimiento en aguas más profundas. Las áreasprospectivas subsalinas de aguas profundas de-mostraron ser particularmente difíciles para obte-ner imágenes utilizando datos de los primeros

levantamientos 3D. Por otro lado, si bien el pro-cesamiento de los datos sísmicos proporcionabadatos suficientes para la ejecución de operacionesexitosas de perforación exploratoria, con frecuen-cia no lograba proveer datos de calidad suficientea través de estas formaciones para un desarrolloeficiente.

En respuesta a éstas y otras limitaciones de losmétodos tradicionales de levantamiento sísmico,Schlumberger introdujo el sistema de adquisiciónde datos con sensores unitarios Q-Marine, el cualincrementa la resolución de las imágenes sísmi-cas ya que provee un ancho de banda 40% más am-plio. Otras modificaciones de los métodos delevantamiento sísmico, destinadas a incrementarla cobertura azimutal, también se han sumado a lacapacidad de la industria para visualizar las for-maciones subsalinas (arriba).5 Por otro lado, unnuevo método de adquisición sísmica, el métodode registración en círculos, ha resultado efectivopara obtener imágenes debajo de la sal y de otrascapas reflectivas, y requiere menos embarcacio-nes que las técnicas de cobertura azimutal ampliao cobertura azimutal rica (véase “Levantamientossísmicos en círculos,” página 20).

Los perforadores también pueden salir de laestructura salina con más seguridad mediante lavisualización de lo que está delante de la barrena.Para ello utilizan procedimientos de sísmica depozo, conocidos como perfiles sísmicos verticales(VSP) con desplazamiento sucesivo de la fuente ytécnicas de adquisición de datos sísmicos durante

la perforación (SWD). Los VSP con desplaza-miento sucesivo de la fuente se realizan despla-zando la fuente sísmica cada vez más lejos delcabezal del pozo en la superficie. Los receptoresse engrapan dentro del pozo, justo por encima dela zona de la que se obtendrán las imágenes—eneste caso cerca de la base de la sal—para proveerdatos SWD que se utilizan para detectar lo queestá por delante de la barrena y, de ese modo, ob-tener mejores imágenes de la base de la estructurasalina y su formación subyacente. La inversión dela variación de la amplitud con el ángulo (AVA) delVSP con desplazamiento sucesivo de la fuente, seutiliza para pronosticar la relación entre la veloci-dad de ondas compresionales (P) y la velocidad deondas de corte (S), (vp/vs), justo debajo de la inter-faz existente entre la sal y la formación. Estas ve-locidades se emplean para pronosticar la presiónde poro más allá de la barrena.6

El VSP con desplazamiento sucesivo de lafuente es procesado rápidamente para obteneruna imagen de alta resolución de la base de la es-tructura salina; además, puede aportar detallessobre la presencia de posibles suturas o inclusio-nes en la sal. Finalmente, el VSP se procesa pararepresentar los sedimentos subsalinos medianteuna imagen de alta resolución. Si el VSP se com-bina con los datos sísmicos de superficie, es posi-ble lograr imágenes más globales de los detallesestructurales y estratigráficos en áreas de desa-rrollo clave, las cuales pueden luego utilizarsepara diseñar trayectorias de pozos.

> Imágenes mejoradas de las capas subsalinas. La imagen con cobertura azimutal estrecha (izquierda) muestra ciertas indicaciones de la presencia decapas inclinadas debajo de la sal; sin embargo, la imagen con cobertura azimutal rica (derecha) ilumina claramente las capas situadas debajo de la sal.Las configuraciones correspondientes a cada levantamiento se encuentran contiguas a las imágenes sísmicas.

Imagen con cobertura azimutal estrechay procesamiento completo

Imagen con cobertura azimutal rica y procesamiento básico

Base de la sal Base de la sal

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La conocida tecnología de adquisición de regis-tros con cable ha sido adaptada a las herramientasLWD para la provisión de la relación tiempo-pro-fundidad y la velocidad en tiempo real durante laperforación (derecha). Este sistema SWD com-prende una herramienta LWD con los sensores sísmicos posicionados cerca de la barrena de per-foración, una fuente sísmica en la superficie y unsistema MWD para la alta transmisión de datos entiempo real.7 Los datos de la relación tiempo-pro-fundidad se utilizan para posicionar el pozo en elmapa sísmico, que puede ser visualizado en la loca-lización del pozo o en forma remota. Las formas de onda registradas en tiempo real permiten el pro-cesamiento inmediato del VSP, generando una ver-dadera capacidad de observación de lo que seencuentra adelante durante la perforación.

Las formas de onda completas son registradasen la memoria de la herramienta para el procesa-miento del VSP después de una maniobra de ex-tracción de la barrena. La activación de la fuentey la adquisición de los datos se llevan a cabo du-rante las pausas de la perforación, en las que elambiente de fondo de pozo se encuentra calmo.El momento adecuado para la adquisición dedatos es aquél en el que se conectan las tuberíasdurante la perforación y durante las maniobras.

Los datos de los tiros de prueba de velocidad(para obtener la relación tiempo-profundidad) re-gistrados en tiempo real, se utilizan para ubicarla barrena en los datos sísmicos de superficie em-pleando un mapa generado con un software paraasistir en la navegación, seleccionar las profun -didades de entubación y prepararse para la pre-sencia de fallas, cambios de presión de poro ovariaciones de la formación (próxima página).8

Datos justo a tiempo A pesar de estos refinamientos en la obtención deimágenes subsalinas, la ciencia sigue siendo im-perfecta, y aún persiste un cierto nivel de riesgodurante la penetración y la salida de las estructu-ras salinas. Como cobertura frente a las sorpresasdurante la perforación o la toma de decisiones de-ficientemente informadas, los operadores sebasan en los datos transmitidos en tiempo realdesde el BHA para que los ayuden a monitorearlos parámetros de perforación críticos.

Los sensores MWD se utilizan para actualizarcontinuamente las mediciones de los fenómenosde vibración, atascamiento/deslizamiento y WOB.Las mediciones de la densidad de circulaciónequivalente (ECD)—críticas para evitar que lapresión hidrostática dinámica del fluido de perfo-ración exceda la presión de fractura del pozo—seregistran utilizando un instrumento que mide lapresión anular durante la perforación.

>Observación de lo que está delante de la barrena. El sensor seismicVISION, colocado en la herra -mienta LWD del arreglo de fondo (BHA) (derecha), es una adaptación de la herramienta operada concable (izquierda). El sensor contiene un procesador y la memoria, y recibe la energía sísmica de unarreglo convencional de cañones de aire, localizado en el equipo de perforación o bien en una embar -cación fuente. Después del proceso de adquisición, las señales sísmicas se almacenan y se procesan,y los datos de los tiros de prueba de velocidad y los indicadores de calidad son transmitidos a la su -perficie en tiempo real, a través de una conexión con un sistema telemétrico MWD PowerPulse.

Levantamiento seismicVISION

Fuente

Lecho marino

Reflector sísmico

HerramientaseismicVISION

Tele

met

ríaM

WD

Levantamiento sísmico de pozo conherramientas operadas con cable

Fuente

Lecho marino

Herramientaoperada

con cable

Reflector sísmico

Sal Sal

Si bien se requieren algunas mediciones petro-físicas durante la perforación de secciones salinas, los datos LWD pueden utilizarse para ma-ximizar el desempeño de la perforación. Por ejem-plo, los registros de rayos gamma medidos cerca dela barrena pueden emplearse para correlacionarlos cambios producidos en los parámetros de perfo-ración con los cambios de litología, variaciones aso-ciadas con el ingreso o salida de una estructurasalina, o con la penetración de una inclusión.

Los datos de ondas compresionales obtenidoscon el registro sónico, pueden ser utilizados paramejorar el modelo mediante el agregado de la pre-sión de poro medida durante la penetración de in-clusiones y en el intervalo situado debajo de la sal,donde las mediciones de resistividad siguensiendo influenciadas por la sal y, por consiguiente,pueden ser imprecisas. Los datos de ondas decorte del registro sónico también son importantespara el modelado geomecánico de la sal. Estosmodelos pueden determinar los regímenes de es-fuerzos presentes en la sal y pronosticar su varia-bilidad con la profundidad. Esta información sevuelve a cargar en el proceso de construcción delpozo para su uso en el pozo siguiente.9

El recurso más potente para abordar los pro-blemas de perforación en la sal siguen siendo los

conocimientos técnicos especializados, sustentadospor un proceso rápido de toma de decisiones que sebasa en información oportuna y confiable. Con estefin, los operadores están utilizando el monitoreo dela perforación en tiempo real, los centros de soportede perforación que emplean conectividad de altavelocidad para reunir datos, y especialistas para laresolución rápida de los posibles riesgos de perfo-ración. Esto es en parte una respuesta a la falta depersonal especializado en sitio y a los costos delsoftware y de otras herramientas necesarias paraefectuar operaciones de perforación competentesen ambientes subsalinos y de aguas profundas, com-plejos y a menudo remotos.

La caja de herramientasSi bien la colaboración entre los especialistas queutilizan datos en tiempo real constituye una he-rramienta poderosa, la medida real del éxito deun proyecto reside en su nivel de retorno sobre lainversión. Y, dado que la recompensa subsalinamás grande yace en aguas ultraprofundas, redu-cir el costo de desarrollo—a menudo una cues-tión de ahorro de tiempo—es tan esencial paraalcanzar ese objetivo económico como lo es el em-pleo de la tecnología correcta para alcanzar unobjetivo técnico.


Una estrategia clave para minimizar los costostotales de desarrollo de campos petroleros consisteen ahorrar días de perforación y erogaciones de ca-pital mediante la limitación, en la medida posible,del número de equipos de perforación por campo.Para ello, puede ser necesario perforar pozos de de-sarrollo de alcance extendido. Para evitar ángulosaltos y patas de perro que pueden causar proble-mas significativos y demoras durante las operacio-

nes de entubado y terminación de pozos, a menudoes necesario seleccionar un punto somero de comienzo de la desviación; el punto en el cual elpozo comienza a desviarse respecto de la vertical.

Los comienzos de la desviación a poca profun-didad, sin embargo, se realizan mediante perfora-ción direccional en las secciones superiores, dediámetro relativamente grande, del pozo. Esto seha realizado habitualmente empleando motores

accionados por el lodo. Pero en estas seccionessuperiores, los motores accionados por el lodotienden a proveer bajas velocidades de penetra-ción (ROP) y pozos muy tortuosos. En respuesta aeste dilema, los ingenieros de perforación han seleccionado puntos someros de comienzo de ladesviación con un sistema RSS de 26 pulgadas, ydescubrieron que el sistema reducía el tiempo deperforación en un 63% respecto de los motores ac-cionados por el lodo empleados en las mismas sec-ciones de pozos cercanos.

Este éxito fue el resultado inmediato de nume-rosos refinamientos de las herramientas RSS queconstituyen la esencia del incremento del éxito dela industria en la perforación de secciones sali-nas. Esto se debe a que cuando se penetran es-tructuras salinas, puede ser necesario introducircambios en la dirección de la trayectoria del pozopara evitar los peligros indicados por los datostrasmitidos en tiempo real. La precisión y las ca-pacidades de direccionamiento en tiempo real delas herramientas RSS, permiten a los perforado-res sortear problemas tales como las inclusiones olos depósitos bituminosos sin sacrificar la calidaddel pozo.

Las herramientas RSS también son preferiblesa los motores orientables durante la penetraciónde estructuras salinas porque rotan 100% deltiempo durante el direccionamiento, lo que se tra-duce en un mejoramiento de la ROP.10 Se ha de-

> Predicción refinada de la profundidad. El software Bit On Seismic mejora la visualización, la comu -nicación y la cooperación, actualizando el mapa sísmico en tiempo real. El mapa permite presentar la información compleja como una trayectoria del pozo. Las velocidades sísmicas en tiempo real seuti lizan para actualizar los pronósticos de la presión de poro y predecir los riesgos de perforación. La incertidumbre respecto de la localización del BHA, con referencia a los marcadores sísmicos,repre sentados en azul, se reduce a medida que el pozo avanza hacia el objetivo.

7. Underhill W, Esmersoy C, Hawthorn A, Hashem M,Hendrickson J y Scheibel J: “Demonstrations of Real-TimeBorehole Seismic from an LWD Tool,” artículo SPE 71365,presentado en la Conferencia y Exhibición Técnica Anualde la SPE, Nueva Orleáns, 30 de septiembre al 3 de octubre de 2001.

8. Un tiro de prueba de velocidad mide el tiempo de viajede una onda sísmica desde la superficie hasta unaprofundidad conocida en el pozo. La velocidad de lasondas P puede ser medida directamente bajando ungeófono hasta cada formación de interés, enviandoenergía desde la superficie y registrando la señalresultante. Los datos pueden correlacionarse luego conlos datos sísmicos de superficie mediante la correccióndel registro sónico y la generación de un sismogramasintético para confirmar o modificar las interpretacionessísmicas. Un tiro de prueba de velocidad difiere de unVSP en lo que respecta al número y la densidad de lasprofundidades registradas de los receptores; lasposiciones de los geófonos pueden estar ubicadas conespaciamientos amplios e irregulares en el pozo. Por el contrario, un VSP usualmente posee numerososgeófonos posicionados a intervalos espaciados enforma estrecha y regular.Para obtener más información sobre el software Bit On Seismic, consulte: Breton P, Crepin S, Perrin J-C,Esmersoy C, Hawthorn A, Meehan R, Underhill W,Frignet B, Haldorsen J, Harrold T y Raikes S:“Mediciones sísmicas bien posicionadas,” Oilfield Review 14, no. 1 (Verano de 2002): 34–49.

9. Israel et al, referencia 3.10. Rotando 100% del tiempo, las herramientas RSS

transmiten mejor el peso sobre la barrena (WOB),transfiriendo más eficazmente el peso de la sarta deperforación y del BHA a la barrena. Otros sistemas, talescomo los motores accionados por el lodo, ponen granparte de la sarta de perforación en tensión, lo cualreduce la fuerza descendente disponible.

mostrado que las versiones más recientes de lasherramientas RSS crean un pozo que es más re-dondo y más estable y está menos sujeto a de-rrumbe que lo que es posible utilizando un motorde perforación (arriba).

Existen dos tipos de herramientas RSS: el sis-tema de empuje de la barrena y el sistema de di-reccionamiento de la barrena. El primero empujalos patines accionados por el flujo de lodo contrala pared del pozo. Esto obliga a que el BHA y latrayectoria del pozo se muevan en la direcciónopuesta. El sistema de direccionamiento de la ba-rrena cambia el ángulo de orientación de la ba-rrena y, en consecuencia, la dirección del pozo,mediante la flexión de un eje flexible adosado a labarrena.

Las herramientas RSS cambian la direccióndurante la perforación en respuesta casi instan-tánea a los comandos que provienen de la super-ficie. Los perforadores también utilizan estacapacidad de control para combatir una tenden-cia natural al incremento angular o al desplaza-miento; fenómenos en los que la inclinación delpozo crece (se incrementa) o cambia de dirección(se desplaza) a medida que la barrena responde alas fuerzas que le impone la formación que se estáperforando. En las secciones salinas, es sabidoque las direcciones de incremento angular y des-plazamiento cambian incluso dentro de la mismaformación. Por este motivo, a menudo se recurrea las herramientas RSS para contrarrestar las ten-

dencias de incremento-desplazamiento durante laperforación de secciones verticales. Y, como lasherramientas RSS rotan siempre, pueden proveer

mejores velocidades de penetración generales que los motores accionados por el lodo, los cualesdeben cambiar al modo menos eficiente de desli-zamiento no rotativo para contrarrestar la tenden-cia de la sal al incremento angular o al desplaza-miento.11

En ciertos casos, se recomienda el uso de mo-tores de alto esfuerzo de torsión(torque) y bajavelocidad, en conjunto con las herramientas RSS.El agregado de un motor crea lo que se conocecomo sistema RSS motorizado. Este sistema escapaz de generar incrementos de la eficiencia deperforación, porque permite que el perforador re-duzca la velocidad de rotación de la sarta de per-foración, mientras el motor provee el esfuerzo detorsión directamente en la barrena.

Una operación reciente, llevada a cabo en elbloque Walker Ridge en aguas profundas del Golfode México, brindó a los ingenieros de perforaciónde Schlumberger una oportunidad para compararlos desempeños de dos BHAs empleados para per-forar pozos de re-entrada debajo de la formaciónsalina: el pozo de re-entrada Nº 2 estaba equipadocon un arreglo RSS de tipo empuje de la barrenay el pozo de re-entrada Nº 3, con un motor accio-nado por el lodo y una barrena bicéntrica.

Se escogió la opción del motor accionado porel lodo y la barrena bicéntrica porque una combi-nación de la herramienta RSS-rectificador no po-

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> Ventajas de las herramientas RSS. Las ventajas técnicas de las herramientas RSS, se traducenrápidamente en ventajas económicas. Estos beneficios se magnifican cuando se aplican enambientes de aguas profundas y ultraprofundas, de alto riesgo y alto costo.

Sistema rotativo direccional motorizado

Control direccional mejorado

Direccionamiento mejoradopara reducir la tortuosidad del pozo

Menos arrastre para mejorar elcontrol del peso sobre la barrena

Alcance extendido más largosin arrastre excesivo

Rotación continua de latubería para la obtención

de un pozo más limpio

Menos riesgo deatascamiento de la tubería

Tiempo ahorrado medianteuna operación de perforación

más rápida durante eldireccionamiento y un númeromenor de viajes del limpiador

Menos costo por pie

Menos costo por barril

Distanciahorizontal máslarga con buen

direccionamiento

Costos determinaciónreducidos y

reparacionesmás fáciles

Se necesitan menos pozos y menosplataformas para desarrollar un campo

> Comparación del rendimiento. Las diferencias de la ROP y de la severidad dela pata de perro (DLS) media, destacan las ventajas de las herramientas RSScon respecto a un motor activado por el lodo que utiliza una barrena bicén-trica. Parte del rendimiento mejorado del tiempo es con secuencia del hechode que, a diferencia de los motores accionados por el lodo que utilizan cubiertas acodadas para incrementar el ángulo, es inne ce sario levantar las herramientas RSS del fondo para orientarlas direccionalmente. Además,los BHAs equipados con herramientas RSS no requieren barrenas bicéntri-cas para garantizar que el pozo posea suficiente huelgo en el asentamientode la tubería de revestimiento, lo cual significa que es necesaria menosenergía para perforar la misma sección.

Parámetrosde comparación

Carrera del sistemaPowerDrive

Carrera de labarrena bicéntrica

Pozo

Equipo de perforación

Tamaño del pozo

Barrena

Fecha de entrada

Fecha de salida

BRT: tiempo total

Profundidad de entrada

Profundidad de salida

Metraje

Horas de perforación

ROP

Inclinación de entrada

Inclinación de salida

DLS media

DLS máxima

Big Foot No. 2 ST01BP00

Cajun Express

121/4 pulgadas

RSX 130 (RHC)

4 de enero de 2006

12 de enero de 2006

8 días

17,510 pies

22,197 pies

4,687 pies

74

63 pies/h

0.1°

31°

2°/100 pies

3.9°/100 pies

Big Foot No. 3 ST01BP00

ENSCO 7500

121/4 x 13 1/2 pulgadas

QDS 42 (Smith)24 de octubre de 2007

2 de noviembre de 2007 9 días

19,125 pies

20,715 pies

1,590 pies

77

20 pies/h

1.65°

6.3°

0.29°/100 pies

0.57°/100 pies

± ±


dría rotarse a través de la cara de la cuña desvia-dora. Esta elección eliminó la necesidad de efec-tuar un viaje independiente para bajar otro BHA,una vez que el perforador había salido de la cuñadesviadora, pero seguía permitiendo una exten-sión del pozo y la perforación del tramo en unasola carrera.

Si bien la perforación de 1,429 m [4,687 pies]del pozo de re-entrada Nº 2 requirió sólo 74 horas,fueron necesarias 77 horas para perforar 485 m[1,590 pies] del pozo de re-entrada Nº 3, lo cual setradujo en ROPs de 19 y 6 m/h [63 y 20 pies/h],respectivamente. El sistema RSS estándar tambiénpermitió lograr patas de perro más altas y de estemodo desviar el pozo de re-entrada del pozo princi-pal más rápido (página anterior, abajo).

A la vanguardiaLas barrenas PDC son más adecuadas para perfo-rar en la sal que las barrenas con dientes fresados.La acción de cizalladura de las barrenas PDC lashace más eficientes a la hora de atravesar la sal yestas barrenas requieren menos WOB. Son muy du-rables; una cualidad que aprovecha las ventajas dela naturaleza homogénea de la sal de manera quese pueden perforar secciones salinas extensas enuna sola carrera antes de entubar y cementar la tu-bería de revestimiento en el pozo. Además, las ba-rrenas PDC pueden ser diseñadas con diferentesgrados de agresividad (abajo, a la derecha).

La selección correcta de las barrenas PDC escrítica. El tipo de barrena y los parámetros de per-foración correspondientes a menudo son las fuen-tes principales de los impactos, vibraciones yfenómenos de atascamiento/deslizamiento regis-trados en el fondo del pozo e inciden significativa-mente en la tendencia direccional de un BHA a lavez que maximizan la ROP.12 Es probable que unabarrena que resulta poco adecuada para la opera-ción, se desgaste prematuramente, produzcapozos de calidad pobre, cause fallas de las herra-mientas y reduzca la ROP.

A pesar de la documentación extensiva exis-tente en materia de registros de barrenas de todoel mundo, la proliferación de los programas decomputación y el mejoramiento de los insertos delas barrenas PDC y de los diseños de las mismas,la selección de las barrenas se basa usualmenteen el conocimiento local del campo. Para resolver

esta deficiencia potencial, los ingenieros de lasempresas Schlumberger y Chevron armaron unsistema de rastreo de barrenas para la región Norteamericana de la Costa del Golfo de México,mediante la compilación de información de las ca-rreras de perforación para las que se utilizaronherramientas RSS de tipo empuje de la barrena.Los componentes de medición del desempeño delas barrenas se basaron en la estabilidad gene-ral—impactos, vibraciones y fenómenos de atas-camiento/deslizamiento registrados en el fondodel pozo—la capacidad de orientación direccio-nal y la velocidad de penetración general prevista.

Cada entrada de datos se caracterizó con elnúmero de cuchillas, el tamaño de la barrena, eltamaño de la herramienta de corte, las caracterís-ticas de las barrenas especiales, el perfil del pozo yel rectificador utilizado. Otros de los datos fueronel WOB y la velocidad de rotación aplicada al BHA,la profundidad medida (MD) de la carrera de la ba-rrena, la formación perforada, la trayectoria delpozo y la ROP, en relación con el ambiente deposi-tacional. Cada uno de estos parámetros fue anali-zado para determinar los efectos significativossobre el desempeño con respecto a los impactos ylas vibraciones registradas en el fondo del pozo y ala orientación direccional, la cual es definida ya seacomo una incapacidad para orientar el pozo en ladirección deseada o como problemas asociadoscon la ROP.13

Algunos de los resultados clave del estudiofueron los siguientes:• Las formaciones de sal y arenisca tuvieron más

incidencias de impactos y vibraciones y las lito-logías compuestas por areniscas produjeron losmayores problemas de direccionamiento.

• Los pozos verticales exhibieron el mayor índicede incidencia de los episodios de impactos y vi-braciones.

• Los problemas significativos de direccionamien toaparentemente no se relacionaron con el tipo delitología perforada.

• Las ROPs más altas, en las formaciones compe-tentes, se registraron en pozos que no presenta-ban problemas de impactos y vibraciones ydireccionalidad.

• Los sistemas rotativos direccionales ayudaron areducir la mayor parte de los problemas asocia-dos con el control direccional.

• La elección adecuada de las características yrasgos de las barrenas PDC, junto con la aplica-ción correcta de los parámetros de operación,redujeron los problemas asociados con los im-pactos y las vibraciones y, a su vez, proveyeronuna ROP más alta, sin importar el área geográ-fica, la profundidad y la trayectoria.

• El operador debió experimentar para hallar lamejor combinación de diseño de la barrena y componentes del BHA para reducir los impac-tos y las vibraciones y permitir que el BHAorientara el pozo en la dirección deseada.

Pozos más grandes y mejoresLos objetivos finales de todo programa de perfo -ración son la obtención de un pozo en calibre, dealta calidad, una evaluación de formaciones pre-cisa, y un proceso de perforación rápido y sincomplicaciones. En las formaciones salinas, ade-más de otras características que definen la obten-ción de pozos de calidad, se agrega una reducciónde los puntos de carga sobre la terminación quede lo contrario resultaría de las característicasde carga transversal no uniforme de la sal. Paralograr esto de forma económicamente efectiva,los operadores utilizan técnicas concurrentes de perforación y rectificación para ensanchar el pozo a medida que se perfora, en vez de efec-tuar un viaje independiente para cada proceso.

Ángulo deinclinación

lateral

Ángulo deinclinaciónposterior

Barrena PDC: cizalladura

Exposición

11. Para obtener más información sobre los sistemas RSS,consulte: Copercini P, Soliman F, El Gamal M, LongstreetW, Rodd J, Sarssam M, McCourt I, Persad B y WilliamsM: “Mayor potencia para continuar la perforación,”Oilfield Review 16, no. 4 (Primavera de 2005): 4–9.

12. Moore E, Guerrero C y Akinniranye G: “Analysis of PDCBit Selection with Rotary Steerable Assemblies in theGulf of Mexico,” artículo AADE-07-NTCE-08, presentadoen la Conferencia y Exhibición Técnica Nacional de laAADE 2007, Houston, 10 al 12 de abril de 2007.

13. Moore et al, referencia 12.

> Acción de corte. Las barrenas PDC perforancon eficiencia las secciones salinas duras yesencialmente homogéneas, utilizando unaacción de corte de tipo torno, por cizalladura(izquierda). El ángulo de inclinación posterior yla exposición de la herramienta de corte(extremo superior derecho) y el ángulo deinclinación lateral (extremo inferior derecho)definen el grado de agresividad con que lasbarrenas PDC contactan la formación.

Las herramientas más comunes para esta téc-nica—conocida como ensanchamiento del pozodurante la perforación (EWD)—son los rectifica-dores concéntricos, las barrenas bicéntricas y losrectificadores excéntricos.

El incremento del tamaño del pozo más alládel diámetro de la barrena ofrece numerosas ven-

tajas, incluyendo la capacidad para utilizar unasarta de revestimiento con un diámetro externosimilar al diámetro interno de la sarta previa. Sibien este escenario crea naturalmente una tole-rancia estrecha entre las dos sartas de revesti-miento, el proceso de ensanchamiento del pozodurante la perforación deja un espacio anular más

grande entre la tubería de revestimiento y lapared del pozo. El espacio extra reduce los efectosde suaveo (swab) y oleada inicial y los problemasde cementación que pueden producirse cuandoexiste un área abierta demasiado pequeña entrela tubería de revestimiento que se está colocandoy la pared de la sección abierta.

Un operador del área de aguas profundas delGolfo de México planificó utilizar la técnica EWDpara salir de una zapata de tubería de revesti-miento de 16 pulgadas y seguir perforando verti-calmente hasta el punto de comienzo de ladesviación donde el pozo incrementaría la incli-nación, a un ritmo de 1.5°/30 m [1.5°/100 pies],hasta que el ángulo del pozo alcanzara los 30°. El plan contemplaba continuar la sección, a tra-vés de la base de la sal, hasta la profundidad deasentamiento de la tubería de revestimiento de135⁄8 pulgadas: 6,678 m [21,911 pies] MD.

A pesar de detectar episodios severos de im-pactos y vibraciones durante la perforación de lamisma sección salina en los pozos vecinos, utili-zando un sistema RSS motorizado, los ingenierosesperaban perforar la sección en una sola carrera.Nuevamente, utilizaron un sistema RSS PowerDrivey un ensanchador de 16 pulgadas colocado a 27 m [90 pies] detrás de una barrena de PDC de143⁄4 pulgadas y nueve cuchillas. Como resultado,los ingenieros lograron finalizar la sección en unasola carrera y perforarla más rápido y con nivelesmás bajos de impactos y vibraciones que los expe-rimentados en los pozos vecinos (izquierda).

Al comienzo de la carrera, el sistema RSS fueprogramado para perforar verticalmente y, dehecho, ayudó a mantener un ángulo máximo desólo 0.10° hasta que se alcanzó el punto de co-mienzo de la desviación. El ángulo se incrementóluego hasta alcanzar 30° utilizando comandos re-motos para direccionar la herramienta RSS, y esainclinación se mantuvo hasta que el pozo salió dela base de la estructura salina. Luego se efectuóun control de flujo y la perforación prosiguió hastaconfirmar la base de la estructura salina en el re-gistro a 6,437 m [21,119 pies]. El pozo se hizo cir-cular hasta que los recortes salieron a la superficiey penetró con éxito la zona de roca fragmentada.La sección se perforó luego hasta la profundidadtotal (TD), siguiendo la trayectoria planificada.

Los ingenieros que perforan pozos de aguasprofundas en el Campo BC-400, situado en el áreamarina de Brasil, recientemente cuantificaron elimpacto de la elección del BHA y del sistema degeonavegación sobre los métodos de ensancha-miento del pozo durante la perforación. Los BHAsincluyeron herramientas LWD y calibres operadoscon cable para medir los resultados y proveer una

44 Oilfield Review

> BHA construido especialmente para una operación determinada. El sistema RSS PowerDriveperforó el intervalo de sal de 143⁄4 pulga das por 16 pulgadas (línea azul) en una sola carrera, según loplanificado (línea roja, derecha). El BHA para este intervalo (izquierda) fue diseñado para evitar losimpactos severos registrados en los pozos vecinos.

Columna de perforaciónde 65⁄8 pulgadas a la superficie

Columna de perforación pesadade 65⁄8 pulgadas (11 uniones)

Tijera de perforación

Columna de perforación pesadade 65⁄8 pulgadas (8 uniones)

Reducción

Portamechas de 8 pulgadas (4)

Reducción

Portamechas de 91⁄2 pulgadas (2)

Estabilizador bicéntricode 145⁄8 pulgadas

Portamecha no magnéticode 91⁄2 pulgadas

Estabilizador de 145⁄8 pulgadas

Portamecha no magnéticode 91⁄2 pulgadas

Ensanchador de 143⁄4 pulgadaspor 16 pulgadas


Filtro de fondo de pozo

Herramienta MWD


Herramienta LWD

Filtro de fondo de pozo


Sistema RSS PowerDrive

Barrena PDC de 143⁄4 pulgadas

Profundidad de la tuberíade revestimiento de 16 pulgadas

Punto de comienzo de la desviación, inclinación de 0°15,521 pies MD, 15,520 pies TVD

Base de la sal

4,000

20,000

18,000

16,000

14,000

12,000

2,000Sección vertical, pies

TVD,

pie

s

0

Profundidad de la tubería derevestimiento de 135⁄8 pulgadas,

inclinación de 30.43°21,911 pies MD, 21,215 pies TVD


comparación directa de la calidad de pozo logradacon cada sistema. Se perforaron formaciones sali-nas para garantizar la comparación adecuada decada sistema en un ambiente de perforacióncomún sin variaciones atribuibles a los tipos deformaciones.14

En el pozo de prueba, perforado en un tirantede agua de 1,745 m [5,725 pies], se utilizaron sar-tas de revestimiento intermedias para aislar lasformaciones salinas. Después de asentar la sartaintermedia a 3,793 m [12,444 pies], se utilizarontres combinaciones EWD para ensanchar el tramode pozo de 121⁄4 pulgadas hasta 143⁄4 pulgadas.Luego, en la sal, se asentó una sarta de revesti-miento intermedia secundaria de 103⁄4 pulgadas.La prueba comprendió cinco carreras de perfora-ción—incluyendo dos sin ningún arreglo de ensanchamiento del pozo durante la perfora-ción—con el objetivo de comparar los siguientestipos de equipos:• motor convencional accionado por el lodo con

una cubierta acodada, con un ángulo de 1.15°, yuna barrena de PDC sin ensanchamiento

• BHA convencional con un rectificador de cuchi-llas fijas

• BHA convencional con una barrena bicéntrica• motor accionado por el lodo con una barrena

con tres conos, de 121⁄4 pulgadas, una cubiertaacodada con un ángulo de 1° y ningún ensan-chamiento

• rectificador concéntrico de 121⁄4 pulgadas x 143⁄4 pul -gadas y sistema RSS.15

Las herramientas MWD registraron las vibra-ciones de fondo de pozo causadas por los impactoslaterales y los fenómenos de atascamiento/desli-zamiento. El sistema RSS dio como resultado unpozo virtualmente libre de rugosidad y roscado:con ranuras producidas en la pared del pozo simi-lares a las que dejarían los filetes de tornillo. Estaconfiguración del BHA también produjo la carreramás larga para el tramo del pozo, con una longitudde carrera de 254 m [833 pies] y una ROP prome-dio de 10 m/h [33 pies/h]. Las mediciones indica-ron bajos niveles de atascamiento/des lizamiento,vibraciones e impactos. Además, la inclinación delpozo se redujo de 2 a 0.4° para la toda la carrera.16

Los fluidosAsí como las operaciones de perforación de es-tructuras salinas requieren arreglos de fondo es-

pecíficos, la penetración y la salida de tales es-tructuras impone exigencias especiales sobre laselección de los fluidos. Debido a los fenómenosde barrido o lixiviación de la sal, su reptación, yla presencia de suturas y otras inclusiones dentrode las estructuras salinas, además de las incógni-tas asociadas con la zona de roca fragmentada, losfluidos de perforación deben ser diseñados parabalancear los objetivos, a veces contrapuestos,que se plantean en términos de ROP, calidad, es-tabilidad y accesibilidad del pozo (derecha).

Por ejemplo, la ROP se incrementa significati-vamente cuando se perforan formaciones salinasutilizando salmueras subsaturadas o agua de mar.Sin embargo, su utilización también se traduce enun ensanchamiento significativo del pozo a travésdel fenómeno de lixiviación de la sal. Por otrolado, el empleo de agua de mar genera ahorros sig-nificativos en costos, a la vez que se elimina la ne-cesidad de contar con el preciado espacio delequipo de perforación para almacenar las salmue-ras espesadas durante la penetración del tope dela sal sin tubo ascendente.

Los geocientíficos del Centro de Excelencia del Laboratorio de Geomecánica TerraTek deSchlumberger, en Salt Lake City, Utah, EUA, inves-tigaron las ventajas potenciales y la factibilidad deutilizar agua de mar para ingresar en el tope de lasal. Con ese fin, utilizaron el de modelado de labo-ratorio del fenómeno de lixiviación de la sal bajocondiciones de convección forzada.17

En la prueba de laboratorio, se utilizó un cál-culo del número de Reynolds para determinar lascaracterísticas de disolución de la sal durante lacirculación del agua de mar y las salmueras máspesadas en condiciones de campo simuladas.18 Lastasas de flujo fueron puestas en escala para que seajustaran a los números de Reynolds asociados conlas condiciones de flujo de campo para un pozo de24 pulgadas, con una columna de perforación de51⁄2 pulgadas y tasas de flujo de 227 y 170 m3/h[1,000 y 750 galones/min].

El modelo analítico se basó en los principios dela difusión y la mecánica de fluidos. Los datos deentrada del modelo incluyeron el diámetro inicialdel pozo, el diámetro de la sarta de perforación, eldiámetro y la longitud del BHA, junto con la ROP,la tasa de flujo y el espesor de la sal. Otros datosde entrada fueron la temperatura y la salinidad ini-cial del fluido de perforación, y la difusividad y la

densidad de la sal. Con algunas excepciones co-rrespondientes a condiciones específicas, los resul-tados modelados se ajustaron habitualmente a losresultados de laboratorio, con una precisión usualdel 10% del diámetro promedio.

El modelo se aplicó en un pozo del Golfo deMéxico, en donde la práctica actual consiste enperforar un pozo de 24 pulgadas sin tubo ascen-dente, a través de los primeros 152 m [500 pies]de sal utilizando barridos de agua de mar y gel.Los últimos 61 m [200 pies] se perforan habitual-mente con un lodo saturado de sal para garantizaruna operación de cementación eficiente.

> Derrumbes. Entre los problemas asociados conla selección deficiente del fluido de perforaciónse encuentran la presencia de tramos de ensan-chamiento del pozo y paredes debilitadas comoresultado del fenómeno de lixiviación. El bajopeso del lodo puede permitir que el proceso dereptación de la sal interfiera con la sarta de per-foración, mientras que un fluido de perforacióncon propiedades reológicas desfavorables pro-bablemente no pueda transportar los recortes ala superficie, haciendo que la sarta de perfora-ción se obture por encima de la barrena.

Problemas potenciales

Sal

El esfuerzo radial se relaja

Los filones de reptación de sales interfieren con la sarta de perforación

La lixiviación de la sal con agua, gas y otros mineralesdebilita la pared del pozo

La disolución de la sal provocael ensanchamiento del pozo

Los recortes acumulados atascan la sarta de perforación

14. Lenamond C y da Silva CA: “Fully-Rotating RotarySteerable and Concentric Reamers TechnologyCombination Eliminate Wellbore Threading inDeepwater,” artículo SPE/IADC 91929, presentado en la Conferencia de Perforación de las SPE/IADC,Ámsterdam, 23 al 25 de febrero de 2005.

15. Lenamond y da Silva, referencia 14.

18. Los números de Reynolds (Re) pueden expresarse en unidades de campos petroleros mediante Re = 379 x ρ x Q/µ x De, donde ρ = densidad del fluido en lbm/gal, Q = tasa de flujo en galonesestadounidenses/min, µ es la densidad del fluido en cP, y De es el diámetro efectivo del pozo en pulgadas. Por consiguiente, a medida que el diámetroefectivo del pozo se incrementa como consecuencia de la lixiviación, el número de Reynolds se reduce.

16. Lenamond y da Silva, referencia 14.17. Willson SM, Driscoll PM, Judzis A, Black AD, Martin

JW, Ehgartner BL y Hinkebein TE: “Drilling SaltFormations Offshore with Seawater Can SignificantlyReduce Well Costs,” artículo IADC/SPE 87216,presentado en la Conferencia y Exhibición dePerforación de las IADC/SPE, Dallas, 2 al 4 de marzo de 2004.

No obstante, el modelado indicó que la perfo-ración de los 200 pies finales utilizando agua demar posee ventajas. Las ventajas propuestas inclu-yen ROPs mejoradas que oscilan entre 15 y 37 m/h[50 y 120 pies/h], con un lodo saturado de sal, ycostos más bajos de los fluidos de perforación. El fenómeno de lixiviación pronosticado generó lanecesidad de utilizar un 8% más de cemento porvolumen; la cantidad que se bombea normal-mente para asegurar el retorno del cemento allecho marino. Los responsables de la generaciónde modelos, utilizando los precios de los equiposde perforación de 2004, asumieron un ahorro deaproximadamente US$ 250,000 por pozo como re-sultado del mejoramiento de la ROP y la reduc-ción de los costos de los fluidos.19

Una vez pasada la entrada inicial, y durante elavance a través de la sal propiamente dicha, losriesgos de perforación pueden incluir la presen-cia de suturas e inclusiones de presión de poromás alta o más baja que la de la sal adyacente, locual hace que esas secciones sean más proclives alos golpes de presión o a los problemas de pérdidade circulación. Además, la sal se escurrirá en elpozo si la presión hidrostática del lodo es menorque el esfuerzo desarrollado en la sal. Las prime-ras experiencias del operador relacionadas con laperforación de estas formaciones utilizando lodosconvencionales saturados de sal, incluyeron velo-cidades de penetración lentas, integridad pobredel pozo, pérdida de circulación, empastamientode la barrena y problemas de obturación.

Para aliviar estas dificultades, los perforado-res recurrieron a los lodos sintéticos a base deaceite (SOBM). Dado que son más caros que losfluidos a base de agua, los operadores evitaron tra-dicionalmente el empleo de lodos SOBM para lasoperaciones de perforación en áreas potenciales apresentar problemas de pérdida de circulación.Además, si bien se ha demostrado que ofrecen re-gímenes de perforación altos y buena estabilidaddel pozo, los lodos SOBM exhiben una viscosidadelevada a medida que incrementan la tempera-tura y la presión. Esto puede traducirse en densi-dades de circulación equivalentes más altas quepueden ocasionar pérdidas de circulación, lo cualresulta particularmente inquietante en el am-biente de aguas profundas donde los márgenes depresión de poro/presión de fractura pueden serexcesivamente estrechos.

No obstante, la atracción que constituye elahorro de días en el ámbito de aguas ultraprofun-das—tanto como una función del mejoramientode la ROP como una consecuencia de la estabili-dad del pozo que puede reducir significativa-

mente las operaciones de entubación y cementa-ción—ha convertido al lodo SOBM en el fluido deperforación por excelencia para muchos operado-res que efectúan operaciones de perforación en ydebajo de la sal. Por ejemplo, en el año 2000, des-pués de haber perforado una sección salina de2,438 m [8,000 pies] en su primer pozo con unlodo saturado de sal, un operador del Golfo de México adoptó un sistema SOBM para el pozo si-guiente. El segundo pozo, que penetró las mismaszonas, requirió 78 días de perforación menos queel primer pozo con un ahorro de aproximadamenteUS$ 12 millones.20

Los lodos SOBM están siendo cada vez másaceptados ahora que los fabricantes han desarro-llado lodos SOBM de reología plana para superarla tendencia de estos fluidos a generar niveles deviscosidad elevados a temperaturas altas y presio-nes elevadas. Los nuevos sistemas están diseña-dos para mantener los parámetros reológicosconstantes a medida que varían la temperatura yla presión (abajo). La reología plana permite unaviscosidad más alta sin elevar la densidad ECD ymantiene la capacidad de transporte de los recor-tes y las propiedades de suspensión de la barita.21

Tecnologías de ingreso en estructuras salinasLa capacidad de las herramientas RSS motorizadaspara suministrar esfuerzo de torsión a la barrenareduce el potencial de atascamiento/des lizamientoasociado tradicionalmente con las barrenas dePDC grandes. Este rasgo hace que la opción de lossistemas RSS se adecue particularmente bien a

las operaciones llevadas a cabo en el tramo delpozo sin tubo ascendente, en el que los operado-res inyectan a presión la tubería guía. Una vez queel pozo llega a la profundidad de asentamiento dela tubería guía, el perforador puede desengancharla herramienta RSS de la tubería de revestimientoy continuar la perforación a la vez que se lleva elretorno al fondo marino.

La eficiencia de esta práctica quedó demos-trada recientemente en un pozo de aguas profun-das del Golfo de México, después que los primerosintentos para perforar la sección salina de 26 pul-gadas arrojaran resultados mixtos, y la compañíaestaba deseosa de mejorar la ROP utilizando unsistema RSS motorizado, con una barrena de PDC(próxima página). Los intentos previos para per-forar este tramo de pozo utilizando una barrenacon insertos, habían encontrado una baja ROP, de15 a 20 pies/h, o habían estado atestados de im-pactos y vibraciones suficientes para detener laperforación o producir la falla del BHA.

Por el contrario, el sistema RSS motorizado pro-porcionó una velocidad consistente de 11 a 12 m/h[35 a 40 pies/h] y un pozo vertical con una inclina-ción de 0.17° en la profundidad total. Juzgado enfunción de pozos similares, este incremento gene-ral del 48% de la ROP permitió que el operadorahorrara aproximadamente US$ 1.25 millón porpozo.

En muchos casos, no se puede llegar al topede la sal utilizando métodos de perforación sintubo ascendente, porque la migración de la salpuede haber alterado los esfuerzos presentes en

46 Oilfield Review

> Reología plana. Los lodos SOBM de reología plana, como el sistema RHELIANT de MI-SWACO (dere-cha), pueden mantener un nivel constante de resistencia de gel y resistencia a la cizalladura a travésde un rango variado de temperaturas y presiones. Esto indica que el fluido conserva las característi-cas de perforación favorables—incluyendo una alta ROP y una baja ECD—asociadas con los fluidossintéticos a base de aceite (izquierda) sin sacrificar la viscosidad necesaria para la limpieza eficientedel pozo. Las propiedades de fluidos típicas reportadas de umbral de cizalladura y gel de 10 minutos,se miden en lbm/100 pies2, y los valores de 6 rpm y 3 rpm corresponden a la viscosidad verdadera encentipoise (s–1) como se observa en el dial de un viscosímetro Fann.

80

70

60

50

40

30

20

10

0

80 70

60

50

40

30

20

10

040 100 15040 100 150

Temperatura, °F Temperatura, °F

Umbral de cizallamiento 6 rpm Gel de 10 min 3 rpm

Lodo SOBM convencional Sistema RHELIANT

Resi

sten

cia

de g

el *

100

, lbm

/pie

s2

Visc

osid

ad, s-1

Resi

sten

cia

de g

el *

100

, lbm

/pie

s2

Visc

osid

ad, s-1

Sección de potencia

Múltiples puntos de estabilización para ajustar avoluntad la respuesta del BHA

Unidad de control

Sección dedireccionamiento

Cojinetes ytransmisión

Arreglo defiltro integrado

Sección de potencia

Cubierta

Rotor

Estator


el intervalo que se encuentra justo por encima dela sal, creando riesgos de perforación. Las forma-ciones fracturadas o falladas son particularmentecomunes cuando el tope de la sal es relativamenteprofundo. En estos ambientes, los sedimentos máspresionados y más antiguos fueron empujadoshacia arriba por la sal y subsiguientemente fractu-rados a medida que se liberaba la presión, creandouna zona de pérdida de circulación potencial. No obstante, si la presión no se alivia, puede exis-tir el peligro opuesto y la formación que yace justopor encima de la sal puede sobrepresionarse, cre-ando una zona en la que es probable que se pro-duzca un golpe de presión.

En cualquiera de los casos, el perforador debeproceder con precaución. Para ganar tiempo du-rante el cual interpretar los datos y reaccionar alriesgo a medida que la barrena se aproxima a lasal, los perforadores prudentes reducen el WOBcuando encuentran las primeras indicaciones deque se están acercando al tope de la sal: un incre-mento del esfuerzo de torsión y una reducción delas velocidades de penetración. Una herramientade adquisición de registros de rayos gamma, colo-cada a 3 m [10 pies] de la barrena, provee la va-liosa confirmación de que estos cambios en losparámetros de perforación se correlacionan conel tope de la sal.22

Confirmado de este modo el tope de la sal, losoperadores mantienen comúnmente un enfoqueprudente hasta que el BHA se encuentra comple-tamente dentro del manto salino; habitualmenteentre 30 y 46 m [100 y 150 pies]. En este momentoestán en condiciones de asumir razonablementeque es seguro perforar una sección extensa de salsin problemas significativos.

Penetración de la salEn el Golfo de México, a diferencia de otros playssubsalinos del mundo, los objetivos de perforaciónno se encuentran debajo de estructuras salinas au-tóctonas depositacionales y profundas sino quesubyacen diapiros, mantos y restos de estructurassalinas aglutinadas; sal evacuada debajo de estruc-turas salinas alóctonas y móviles. Estos cuerpos sa-linos de aguas profundas pueden presentarse comomantos de múltiples niveles que están in -terconectados por venillas salinas verticales e in-clinadas. Si bien los mantos salinos de aguasprofundas no se comprenden completamente, laexperiencia ha demostrado que se trata de siste-mas complejos con una amplia gama de variacio-nes internas. Esto puede resultar particularmentecierto en el caso de las zonas de sutura—donde losmantos salinos se han fusionado—que contienen

inclusiones penetrantes de sedimentos provenien-tes de los estratos adyacentes.23

Como resultado, dentro de la sal, las presionesentrampadas presentes en láminas de dolomíafracturada o en inclusiones arcillosas pueden pro-ducir el ingreso de fluido al pozo; un golpe de pre-sión. Si bien el influjo resultante de estos golpesde presión puede ser relativamente pequeño, esprobable que surjan problemas si los operadoresresponden con las medidas estándar de control de pozos en ambientes con ventanas estrechas entre la presión de poro y la presión de fractura.24

El incremento del peso del lodo para matar elpozo, por ejemplo, puede incrementar la presiónhidrostática hasta un nivel superior a la presiónde fractura.

Los impactos y vibraciones impuestos sobre elBHA pueden constituir el desafío más difícil de sortear durante la penetración de la sal. La vi-bración puede producir la rotura por torsión o lafalla de la herramienta, conduciendo a costosasmaniobras de pesca u otro tipo de operaciones deremediación y viajes adicionales. Las barrenasinestables o excesivamente agresivas, las combi-naciones mal adaptadas de barrenas-rectificado-

res o la presencia de sales delgadas o escurridizastambién inducen impactos y vibraciones. Las ope-raciones de perforación a través de formacionesheterogéneas también pueden introducir impac-tos y vibraciones. Cuando el rectificador y la ba-rrena se corren simultáneamente, a menudo con

> Sistema RSS motorizado. Los componentes deun sistema RSS motorizado (derecha) agreganuna sección de potencia (arriba) al sistema RSSbásico. A medida que el lodo de perforaciónpasa entre el rotor y el estator de la sección depotencia, el rotor adosado a la barrena rota. Esto provee al sistema RSS esfuerzo de torsión yvelocidad de rotación adicionales en la barrena y de ese modo mejora la ROP.

19. Willson et al, referencia 17.20. Meize RA, Young M, Hudspeth DH y Chesebro SB:

“Record Performance Achieved on Gulf of MexicoSubsalt Well Drilled with Synthetic Fluid,” artículoIADC/SPE 59184, presentado en la Conferencia dePerforación de las IADC/SPE, Nueva Orleáns, 23 al 25 de febrero de 2000.

21. van Ort E, Lee J, Friedheim J y Toups B: “New Flat-Rheology Synthetic-Based Mud for ImprovedDeepwater Drilling,” artículo SPE 90987, presentado enla Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE,Houston, 26 al 29 de septiembre de 2004.

22. Israel et al, referencia 3.23. Willson SM y Fredrich JT: “Geomechanics

Considerations for Through- and Near-Salt Well Design,”artículo SPE 95621, presentado en la Conferencia yExhibición Técnica Anual de la SPE, Dallas, 9 al 12 deoctubre de 2005.

24. Willson y Fredrich, referencia 23.

un apartamiento de hasta 90 pies, es posible quela barrena esté perforando sal mientras que elrectificador perfora simultáneamente una inclu-sión. Esto puede hacer que un componente per-fore más rápido que el otro, lo cual probablementeocasione una transferencia deficiente del pesoque se manifiesta en niveles de impacto y vibra-ciones suficientes para dañar el BHA.

Los peligros potenciales asociados con lasoperaciones de perforación dentro o cerca de sec-ciones salinas macizas son infinitos. Pero paramuchos ingenieros de perforación y terminaciónde pozos, la más significativa es la tendencia dela sal a escurrirse cuando se somete a esfuerzo.Esta característica—esencialmente el flujo pseu-doplástico causado por las presiones de los estra-tos de sobrecarga, aumentado por las temperaturasdel subsuelo y la baja permeabilidad—da cuentade la presencia de diapiros salinos y puede hacerque se cierren pozos recién perforados.

El proceso de reptación de la sal incluye dos otres etapas (arriba). Cuando las presiones de con-finamiento son inferiores a 5 MPa [725 lpc], la de-formación comienza con una tasa muy alta y luegose reduce hasta alcanzar una tasa constante du-rante la primera etapa. La segunda etapa está mar-cada por la deformación de la sal a una tasaconstante, y en la tercera etapa, la velocidad de de-formación aumenta hasta que se produce la falla.Cuando la presión de confinamiento es superior a5 MPa, no se evidencia la tercera etapa.25

Para las formaciones salinas, se asume que elesfuerzo local es igual en todas las direcciones yequivalente al peso de los estratos de sobrecarga.La velocidad con la que el pozo se cierra debido al

proceso de reptación, aumenta con la temperaturay la presión diferencial entre el esfuerzo al queestá sometido la formación y la presión hidrostá-tica ejercida por el peso del lodo. Además, los cál-culos han demostrado que la velocidad de cierrees directamente proporcional al radio del pozo.26

Otras influencias sobre el comportamiento es-curridizo son el espesor de la sal, la mineralogía,el contenido de agua y las impurezas. El cloruro ylas sales de sulfato que contienen agua son lasmás móviles, y la halita exhibe un desplazamientorelativamente lento. La anhidrita y los otros eva-porados carbonatados son en esencia inmóviles.27

En el Golfo de México, donde la sal se componede hasta un 96% de halita, el fenómeno de repta-ción durante el proceso de perforación constituyeun problema menos significativo que en otros lu-gares del mundo y usualmente puede ser contro-lado con el peso del lodo.

No obstante, el proceso de reptación de la salha sido responsable del aplastamiento de la tube-ría de revestimiento en varios pozos del Golfo deMéxico. En un pozo descubridor de Green Canyon,la tubería de revestimiento se aplastó como resul-tado del esfuerzo catastrófico causado por el fenó meno de reptación casi tres meses después decolocar la tubería de revestimiento a través de unasección salina de 4,572 m [15,000 pies] de espesor.Las recomendaciones para combatir este pro-blema incluyen el ensanchamiento de la zona dedeslizamiento, la composición correcta del fluidode perforación y la implementación de prácticasde cementación que mejoren la distribución delesfuerzo.28

48 Oilfield Review

>Niveles de reptación de la sal. Esta gráfica ilustra el comportamiento escurridizo de la sal con tresniveles diferentes de presión de confinamiento (P ). Las curvas de deformación-tiempo para presionesde confinamiento de más de 5 MPa son idénticas a la efectuada con una presión de 5 MPa. Por consi-guiente, se espera que los resultados obtenidos, en términos de reptación, bajo una presión de con -finamiento de al menos 5 MPa, sean apropiados para las condiciones de aguas profundas del Golfode México para las cuales los esfuerzos medios son extremadamente altos. (Adaptado de Fossum yFredrich, referencia 25.)

Defo

rmac

ión

axia

l

0.25

0.20

0.15

0.10

0.05

00 5 10 15 20

Tiempo, días

P = 2 MPa [290 lpc]

P = 5 MPa [725 lpc]

P = 1 MPa [145 lpc]

0.30

> Salida de la estructura salina. Si bien los perforadores prefieren una sec-ción lo más plana posible para salir de la sal, esa no siempre constituye unaopción. Como se demuestra en este plan de pozo, la alternativa consiste enincrementar el ángulo dentro de la sal propiamente dicha de manera decrear un ángulo lo más cercano a los 90° que sea posible, entre el pozo y el plano de la base de la sal.

Sal

Base de la sal

Inclusión


Salida de la estructura salinaLa perforación desde la base de la sal está plagadade los mismos riesgos que el ingreso a la misma; y por la misma razón: los regímenes de esfuerzosde las formaciones adyacentes son perturbadospor la migración del cuerpo salino. Inmediata-mente debajo de la sal pueden yacer zonas de rocafragmentada que introducen incertidumbre en loque respecta a los procesos de fracturamiento, lapresión y las capas volcadas.29

La mayoría de los operadores de aguas profun-das del Golfo de México han desarrollado procedi-mientos específicos de su compañía para salir delas estructuras salinas. En general, los ingenierosde perforación procuran salir de la estructura sa-lina en un punto plano o con un ángulo mínimo, enla base de la sal o, si esa opción es impracticable,tratan de reducir el ángulo de salida existenteentre la base de la sal y el pozo a menos de 30° (página anterior, abajo). Una vez localizado elpunto de salida objetivo y establecida la trayecto-ria del pozo, a aproximadamente 122 m [400 pies]por encima de la base prevista de la sal, los perfo-radores reducen la ROP a alrededor de 40 pies/h.Simultáneamente, monitorearán y alcanzarán unestado estacionario de los parámetros de esfuerzode torsión, WOB, temperatura de fondo de pozo,ECD, vibración, y la respuesta del sensor de rayosgamma colocado próximo a la barrena.

En este momento, los perforadores pueden in-crementar el peso del lodo y agregar al sistemamaterial para pérdida de circulación (LCM). Losperforadores prudentes a menudo preparan ade-más una píldora LCM para utilizarla en caso deque la presión de poro subsalina sea más baja quela de la sal.

Una vez que los cambios producidos en los pa-rámetros de perforación le hacen saber al opera-dor que se ha abierto una brecha en la base de lasal, el perforador sube la barrena para penetrarnuevamente la sal y efectúa un control de flujo.Durante la circulación de los recortes por encima

del BHA, el perforador monitorea los volúmenesde la fosa o tanque de lodo para determinar laexistencia de incrementos o pérdidas que indicangolpes de presión o pérdidas de fluido en la zonade roca fragmentada. El paso siguiente consisteen es paciar la columna de perforación—inser-tando tramos (tiros) no estándar de columna deperforación en la sarta—para asegurar que la per-foración pueda continuar debajo de la sal hastauna profundidad equivalente al largo de un tramocompleto de columna de perforación antes de quedeba hacerse una conexión. Luego se reanuda laperforación, en intervalos de 10 a 15 pies, con unmonitoreo constante de las condiciones de perfo-ración, y la sarta de perforación se sube reiterada-mente, penetrando nuevamente la sal, para hacercircular los recortes por encima del BHA y contro-lar los volúmenes de la fosa de lodo.

Una vez que se determina que no existen pro-blemas de alta presión, pérdida de circulación o in-tegridad del pozo, los incrementos controlados dela perforación se aumentan a intervalos que varíande 5 a 9 m [15 a 30 pies] entre los controles depozo. Esto continúa hasta haber perforado dos tra-mos o hasta 91 m [300 pies] debajo de la sal.30

Un desafío especial al salir de la salEntre los problemas más irritantes reportados porlos operadores en el momento de salir de la es-tructura salina, en ciertas áreas de aguas profun-das del Golfo de México, se encuentran losbolsones de alquitrán, o bitumen, móvil a menudopresentes debajo de la sal y a lo largo de fallas oestructuras aglutinadas. Este material viscosoposee más de un 85% de contenido de asfalteno ysiempre ha constituido un desafío considerable encuanto a su penetración.

El problema del bitumen en las operaciones deperforación de estructuras subsalinas en aguasprofundas fue planteado inicialmente por el opera-dor BP durante la perforación de su segundo pozode evaluación en el Campo Mad Dog, situado en elBloque Green Canyon 82. El operador reportó lapenetración de una acumulación con hidrocarbu-ros altamente viscosos, rica en contenido de asfal-tenos suficientemente móviles como para fluirhacia el interior del pozo (abajo).31 El bitumen ac-tivo, o móvil, se presentaba en forma de capas dis-cretas a lo largo de una falla subsalina, cuyoespesor oscilaba entre 3 y 30 m [10 y 100 pies].Estos depósitos de alquitrán móvil, hallados a lo

> Depósitos de alquitrán móvil. Esta sección transversal muestra la localización de los depósitos dealquitrán en diversos pozos del Campo Mad Dog de BP. La presencia de alquitrán móvil se puso porprimera vez de manifiesto mientras BP perforaba su segundo pozo de evaluación en la porción centraldel campo, donde se observó la presencia de alquitrán en la sección de edad Mioceno Medio situadaentre 6,010 y 5,877 m [19,720 y 19,280 pies]. Aquí, el alquitrán proveniente de una arena permeabledelgada fluyó hacia el interior del pozo. (Adaptado con la autorización de Romo et al, referencia 31.)

Alquitrán Gas

Petróleo Agua

Mad Dog 4 Mad Dog 2 Mad Dog 7 Mad Dog 3

M72

M60

M20

M72

M60

M20

M48

Alquitrán activo Alquitrán inactivoAlquitránmuy activo Alquitrán muy activo

Alquitránmuy activo

Alquitránactivo

Alquitrán inactivo

B’ B

Base de la sal

M20

781 782 783

825 826 827

869 871870

737 738 739

B

B’

3.3 km2 millas

25. Fossum AF y Fredrich JT: “Salt Mechanics Primer forNear-Salt and Sub-Salt Deepwater Gulf of Mexico FieldDevelopments,” SAND2002–2063 Contrato del DOE No.DEAC04-94AL85000, Laboratorios Nacionales Sandia,Julio de 2002.

26. Leavitt T: “Steering for Success Beneath the Salt,”Offshore 68 (1º de enero de 2008): 78–81.

27. Poiate et al, referencia 2.28. Zhang J, Standifird W y Lenamond C: “Casing Ultradeep,

Ultralong Salt Sections in Deep Water: A Case Study forFailure Diagnosis and Risk Mitigation in Record-DepthWell,” artículo SPE 114273, presentado en la Conferenciay Exhibición Técnica Anual de la SPE, Denver, 21 al 24 deseptiembre de 2008.

29. Israel et al, referencia 3.30. Israel et al, referencia 3.31. Romo LA, Prewett H, Shaughnessy J, Lisle E, Banerjee

S y Willson S: “Challenges Associated with Subsalt Tarin the Mad Dog Field,” artículo SPE 110493, presentadoen la Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE,Anaheim, California, EUA, 11 al 14 de noviembre de 2007.

largo de todas las secciones de edad Plioceno yMioceno en la base de la sal, varían de inactivos aintensamente activos.

De un modo similar, se reportó la presencia deuna capa de alquitrán de hasta 100 pies de espe-sor debajo de la sal y en las fallas existentes en eldescubrimiento Hess Pony del Bloque Green Can-yon 468. También se ha hallado alquitrán en elárea prospectiva Big Foot de Chevron y en el áreaprospectiva Spa de ConocoPhillips, ambas situa-das en Walker Ridge.32

Dichos depósitos de alquitrán móvil, presen-tes en los pozos de aguas profundas, son comunes,y algunos intervalos han demostrado ser fáciles deperforar. Pero en las áreas de Green Canyon y Walker Ridge y, en menor medida, en Atwater Valley y el Cañón del Mississippi, los depósitosgrandes que se encuentran debajo de la base de lasal han resultado difíciles de penetrar. El princi-pal problema de perforación asociado con el bitu-men, es la dificultad para mantener abierto elpozo. Aunque se utilicen ensanchadores, el pozo a menudo se tapona con alquitrán a la hora de entubarlo.33

La zona de alquitrán hallada en el área pros-pectiva Big Foot, por ejemplo, impidió concreta-mente que Chevron alcanzara su profundidadobjetivo antes de verse obligada a liberar suequipo de perforación contratado. Si bien no todo el tiempo perdido se atribuyó directamenteal alquitrán, su presencia impidió que el pozo ori-ginal alcanzara la profundidad total. Finalmente,el cambio de cronograma del equipo de perfora-ción, causado por la demora, implicó un costo adicional de US$ 55.8 millones y 127 días no pla-nificados.34

Los problemas de perforación relacionadoscon los depósitos de alquitrán son los siguientes:• obturaciones detrás del BHA que se traducen

en problemas de pérdida de circulación• suaveo del pozo• daño del BHA inducido por impactos y vibracio-

nes• recubrimiento de las herramientas de adquisi-

ción de registros • atascamiento de las herramientas causado por

la obturación del pozo• problemas de entubado, tales como el atasca-

miento de la tubería de revestimiento• tiempo significativo o excesivo para que la tu-

bería de revestimiento penetre hasta la profun-didad deseada en las zonas bituminosas

• viajes excesivos para remover el alquitrán de latubería de revestimiento y del tubo ascendente

• problemas de manipulación en la superficie.Dado que el alquitrán no aparece en los datos

sísmicos de superficie, su presencia es imposiblede pronosticar. Hasta la fecha, la industria ofrecepocas opciones frente a su existencia. El incre-mento del peso del lodo no impide que fluya den-tro del pozo, y si bien el lodo de perforación a basede agua puede impedir su adherencia a la sartade perforación, no la controla. La sabiduría con-vencional en cuanto a la forma de abordar la pre-sencia de alquitrán sigue siendo la misma quealguna vez rigió para la sal: evitarlo.

El ajuste de todas las piezasUna vez perforada una formación salina, se debebajar y cementar en su lugar la tubería de reves-timiento. Como sucede con las operaciones deperforación, el proceso de reptación de la sal

constituye una consideración significativa en lasoperaciones de cementación porque crea unacarga no uniforme sobre la tubería de revesti-miento que finalmente produce su aplastamiento(próxima página). Por consiguiente, además deproveer el aislamiento por zonas y el soporte es-tructural básico requerido de cualquier cementa-ción, un cemento correctamente diseñado paraser colocado en una zona salina también debe ase-gurar que la carga, que es una consecuencia ine-vitable de la reptación, sea uniforme. Para lograresto, el cemento debe poseer suficiente resisten-cia a la flexión y a la tracción como para tolerarlas presiones de la tubería de revestimiento y lascargas esperadas a lo largo de toda la vida produc-tiva del pozo.35

Los especialistas en cementación han utili-zado tradicionalmente lechadas saturadas de salen secciones salinas largas, asumiendo que se ad-herirían mejor con la formación, resistirían elataque químico, reducirían la tendencia a la mi-gración de gas durante el fragüe y tendrían menosposibilidades de disolver las formaciones salinas.No obstante, en concentraciones superiores al18% por peso de agua, la sal retarda el tiempo deespesamiento, reduce la resistencia a la compre-sión y favorece la pérdida de fluido y el desarrollode agua libre.36

En consecuencia, los especialistas se han vol-cado al empleo de cemento cuyo contenido de salse basa en la formación salina en cuestión. En unambiente de reptación de la sal, se ha observadoque las lechadas con baja salinidad—10% o unporcentaje menor de cloruro de sodio [NaCl] porpeso de agua—desarrollan resistencia tempranay reologías favorables.

50 Oilfield Review

32. Weatherl MH: “Encountering an Unexpected TarFormation in a Deepwater Gulf of Mexico ExplorationWell,” artículo SPE/IADC 105619, presentado en laConferencia de Perforación de las SPE/IADC,Ámsterdam, 20 al 22 de febrero de 2007.Rohleder SA, Sanders WW, Williamson RN, Faul GL yDooley LB: “Challenges of Drilling an Ultra-Deep Well inDeepwater—Spa Prospect,” artículo SPE/IADC 79810,presentado en la Conferencia de Perforación de lasSPE/IADC, Ámsterdam, 19 al 21 de febrero de 2003.

33. Willson and Fredrich, referencia 23.34. Weatherl, referencia 32.35. Para obtener más información sobre operaciones de

cementación y aislamiento por zonas, consulte:

Bellabarba M, Bulte-Loyer H, Froelich B, Le Roy-Delage S,van Kuijk R, Zeroug S, Guillot D, Moroni N, Pastor S yZanchi A: “Aseguramiento del aislamiento zonal más alláde la vida productiva del pozo,” Oilfield Review 20, no. 1(Verano de 2008): 20–33.Abbas R, Cunningham E, Munk T, Bjelland B, ChukwuekeV, Ferri A, Garrison G, Hollies D, Labat C y Moussa O:“Soluciones de largo plazo para el aislamiento zonal,”Oilfield Review 14, no. 3 (Invierno de 2002/2003): 18–31.Farmer P, Miller D, Pieprzak A, Rutledge J y Woods R:“Exploring the Subsalt,” Oilfield Review 8, no. 1(Primavera de 1996): 50–64.

36. Garzon R y Simmons B: “Deepwater Wells Drive SaltCementing Advances,” E&P (Mayo de 2008): 99–101.

37. Lograr la condición de flujo turbulento con la mayoría de las lechadas de cemento no es posible a menos que la lechada sea muy diluida y el espacio anular muypequeño. Por consiguiente, los ingenieros a menudooptan por colocar el cemento utilizando flujo laminar con velocidades de menos de 8 bbl/min [1.3 m3/min].

38. Nelson EB, Bruno D y Michaux M: “Special CementSystems,” en Nelson EB y Guillot D (eds): WellCementing, 2da ed. Sugar Land, Texas: Schlumberger(2006): 241–242.

39. Close F, McCavitt B y Smith B: “Deepwater Gulf ofMexico Development Challenges Overview,” artículoSPE 113011, presentado en la Conferencia y ExhibiciónTécnica del Norte de África de la SPE, Marrakech,Marruecos, 12 al 14 de marzo de 2008.


Durante las operaciones llevadas a cabo eneste ambiente, el retorno del cemento debebombear se—idealmente en condiciones de flujoturbulen to—por encima de la sal durante el des-plazamiento.37 Se deben correr registros de adhe-rencia del cemento con la tubería de revestimientopresionada para ayudar a identificar cualquieradherencia inusual causada por el proceso de rep-tación.

La temperatura también es un factor clave ala hora de diseñar las lechadas para ser utilizadasen las formaciones salinas. Las temperaturas ele-vadas incrementan significativamente la tasa dedisolución de la sal y mitigan gran parte del desa-rrollo demorado de la resistencia a la compresión,asociado con las lechadas ricas en sal. A tempe-raturas inferiores a 93°C [200°F], los especialis-tas recomiendan un contenido de NaCl del 10 al18%; a temperaturas de más de 93°C, se prefiereun contenido de NaCl de 18 a 36%.

No obstante, el diseño de la lechada de ce-mento es sólo un factor en el éxito o la falla de lascementaciones colocadas en las formaciones sali-nas; la perforación, el diseño de la tubería de re-vestimiento y la remoción del lodo pueden tenerun grado de influencia igual o superior sobre el re-sultado final de la operación. La sal en sí es otravariable que puede modificar sustancialmente laspropiedades de la lechada. Por ejemplo, los expe-rimentos han demostrado que un 10% de contami-nación de un sistema de cementación con aguadulce puede modificar el tiempo de espesamientoen un 30%, incrementar la viscosidad de la le-chada en un 100% y aumentar las tasas de pérdidade fluido en casi un 500%.38

Potencial para responder al desafíoPara el año 2015, se prevé que los desarrollos deaguas profundas darán cuenta del 25% de la pro-ducción marina de petróleo de todo el mundo, encomparación con un porcentaje de aproximada-mente 9% a comienzos de 2008. En el Golfo de Mé-xico, la mayoría de estas áreas se encuentran entirantes de agua que oscilan entre 1,219 y 3,048 m[4,000 y 10,000 pies] y están cubiertas por domossalinos cuyos espesores varían de 2,100 a 6,100 m[7,000 a 20,000 pies]. El rango de profundidades

totales, en general, varía entre 7,600 y 10,700 m [25,000 y 35,000 pies].39

Las formaciones presentes debajo de estassales macizas ofrecen la esperanza de contenervastos volúmenes de producción de petróleo y gas.Los volúmenes correspondientes al Campo Tupien Brasil y las implicancias para la tendencia deedad Terciario Inferior del Golfo de México, repre-sentada por el éxito del Campo Jack y otras loca-lizaciones, ya forman parte de la leyenda de laindustria del petróleo.

Si bien éstos y otros objetivos han generado unnivel considerable de innovación, y la industria halogrado mucho para alcanzarlos, su produccióneficiente en términos de tasas de recuperación y

rentabilidad sigue siendo una tarea formidable.La principal barrera para la explotación de las for-maciones subsalinas es la capacidad limitada dela industria para generar imágenes precisas de labase de la sal y las formaciones que la subyacen.Pero con el incremento de la demanda de esasimágenes, la industria sísmica ha respondido connuevas herramientas y procesos de interpretacióninnovadores. Parece sólo una cuestión de tiempoque los perforadores pasen a estar equipados parapenetrar las estructuras salinas con el fin de lle-gar a las formaciones que las subyacen, sin máscorazonadas que las que ahora experimentan a lahora de atravesar cualquier otra zona de transi-ción mapeada. —RvF

> Cementación en la sal móvil. Para combatir los efectos de carga no uniforme causados por el pro-ceso de reptación de la sal, se requiere que el cemento retorne al tope de la estructura salina. En estecaso (izquierda), se colocó una tubería de revestimiento corta (liner) dentro de una tubería de revesti-miento cementada en un esfuerzo para reducir la deformación radial de la tubería. El movimiento de lasal (derecha) continuará generando carga sobre la tubería de revestimiento, pudiendo producir lafalla de los tubulares con el tiempo; una eventualidad que puede retardarse a través de la implemen-tación de prácticas adecuadas de colocación del cemento y de la utilización de tuberías sobredimen-sionadas y de alta resistencia.

Desplazamiento del pozo

Sal

Roca de cobertura

Zona de corte

Zona sobrepresionadapotencial

Zona noconsolidada

Flujode sal

Sartas de revestimiento

Sal

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