Buenas expectativas para los pozos en aguas profundas

Después de más de dos décadas de actividad, la difícil tarea de producir hidrocarburos de trampas encontradas en ambientes de aguas profundas se ha vuelto menos desconcertante. Los avances que posibilitan la producción en aguas profundas surgen tanto de la pura innovación como de las modificaciones de tecnologías aplicadas en otros ambientes operativos. Los avances técnicos y la colaboración entre las compañías operadoras, las de servicios y los agentes reguladores también contribuyen al éxito de proyectos que de otro modo resultarían antieconómicos.

Guy Carré Emmanuel Pradié TotalFinaElf Angola Luanda, Angola Alan Christie Laurent Delabroy Billy Greeson Graham Watson Houston, Texas, EUA Darryl Fett José Piedras TotalFinaElf E&P USA, Inc. Houston, Texas Roger Jenkins David Schmidt Murphy Sabah Oil Co. Ltd. Kuala Lumpur, Malasia Eric Kolstad Anadarko Petroleum The Woodlands, Texas Greg Stimatz Graham Taylor Marathon Oil Company Houston, Texas

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El gran reto de producir hidrocarburos en ambientes de aguas profundas comienza con la identificación de las áreas prospectivas viables. Geocientíficos e ingenieros han obtenido un récord envidiable de éxitos en la exploración en aguas profundas. Del mismo modo, la comunidad dedicada a la perforación, puede recurrir a sus propios desarrollos tecnológicos en lo que se refiere a la perforación en aguas profundas.1 La prueba final antes de comenzar la producción reside en la terminación de pozos en aguas profundas, y en esto también, la industria petrolera está avanzando a pasos agigantados. ¿Cuán profundo es profundo? Si bien existen varias definiciones, muchos operadores consideran aguas profundas a aquellas que presentan una profundidad mayor de 500 m [1640 pies], y ultraprofundas a aquellas con más de 2000 m [6562 pies] de profundidad (próxima página).2 El Servicio de Manejo de Minerales de Estados Unidos (MMS, por sus siglas en inglés) que administra los recursos minerales de la plataforma continental externa, considera profundas las aguas con más de 305 m [1000 pies] de profundidad.3 Mientras que la profundidad del agua por sí sola presenta importantes desafíos operacionales, los operadores también deben enfrentar problemas adicionales en el fondo del pozo tales como flujos someros de agua o gas, petróleo pesado, formación de hidratos, petróleo rico en parafina, y

acumulación de asfalteno durante las operaciones de perforación, terminación y producción.4 Estas dificultades se alivian de alguna manera con los avances logrados en términos de calidad sísmica, mejoras en la tecnología de adquisición de registros y de prueba de pozos, y avances y experiencia en operaciones de perforación, en fluidos de perforación—incluyendo el cemento— y en la tecnología de terminación de pozos.5 En este artículo, examinamos los últimos avances acontecidos en materia de aguas profundas en el Golfo de México. También presentamos nuevas tecnologías para la cementación en aguas profundas y evaluamos su utilidad en las aguas profundas marinas de EUA, Malasia y África Occidental. Terminaciones en aguas profundas en el Golfo de México Las primeras operaciones en “aguas profundas” tuvieron lugar en el Golfo de México (GOM, por su siglas en inglés), Brasil y África Occidental a fines de la década de 1970.6 En el Golfo de México, existen hoy más de 150 descubrimientos en aguas que exceden los 1000 pies de profundidad, de los cuales 12 se hallan a más de 1829 m [6000 pies] de profundidad.7 Tres de estos campos más profundos se hallan incluidos en el proyecto Canyon Express, a cargo de TotalFinaElf E&P EUA—que también opera el sistema de

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> Principales provincias de hidrocarburos localizadas en ambientes de aguas profundas (rojo).

tuberías de conducción—Marathon Oil Company y BP con los socios Nippon Oil Exploration USA y Pioneer Natural Resources. Ubicados a 241 km [150 millas] al suroeste de Nueva Orleáns, Luisiana. EUA, los campos del proyecto Canyon Express actualmente comprenden nueve pozos. Hay cuatro pozos en el campo Aconcagua operado por TotalFinaElf, dos en el campo Camden Hills de Marathon, y tres en el

campo King’s Peak de BP. La primera producción del proyecto Canyon Express ocurrió en septiembre de 2002. Los fluidos producidos por los tres campos se transportaron a lo largo de 90 km [56 millas] mediante un sistema de tubería de conducción doble hacia la plataforma Canyon Station, ubicada en el Bloque 261 del área de planeamiento Main Pass. Williams Energy opera esta plataforma de producción.

Antes de acordar sobre un sistema de recolección compartido, las compañías operadoras examinaron otras opciones, tales como cilindros verticales flotantes conocidos también como unidades de árbol de producción seco o spars y otras instalaciones independientes. La dificultad de las operaciones submarinas y la magnitud de las reservas tornaban antieconómico el desarrollo de estos campos en forma independiente.

Por su colaboración en la preparación de este artículo, se agradece a Raafat Abbas y Trevor Munk, Clamart, Francia; Frederic Barde y Jean Lassus-Dessus, TotalFinaElf Angola, Luanda, Angola; Leo Burdylo, Mary Jo Caliandro, James Garner, Roger Keese y Duncan Newlands, Sugar Land, Texas, EUA; Cameron, Houston, Texas; Tim Curington, Rosharon, Texas; Graham Farr, Thomas Fiskaa, Matima Ratanapinyowong y Paulo Rubinstein, Houston, Texas; Ayman Hamam, Cairo, Egipto; Knut Hansen, Bottesford, Inglaterra; Dominic Ong, Kuala Lumpur, Malasia; Mathieu Pasteris, Luanda, Angola; Charlie Vise, Nueva Orleáns, Luisiana, EUA; y Paul Weeditz, Marathon Oil Company, Houston, Texas. AFIV (Válvula de Aislamiento de la Formación Controlada por el Espacio Anular), CemCADE, Commander, DataFRAC, DeepCEM, DeepCRETE, DeepSea EXPRES, DeepSTIM, FIV (Válvula de Aislamiento de la Formación), FlexSTONE, GASBLOK, LiteCRETE, MUDPUSH, QUANTUM, S.A.F.E. (Equipo de Disparo Activado por Impacto), SenTREE, STIMPAC, USI

(generador de Imágenes Ultrasónicas) y WELLCLEAN II son marcas de Schlumberger. AllFRAC es una marca de ExxonMobil; esta tecnología es de uso exclusivo de Schlumberger. TXI es una marca de Texas Industries, Inc. WellDynamics es una marca de PES Inc.

Para obtener mayor información acerca de flujos de agua someros, consulte: Alsos T, Eide A, Astratti D, Pickering S, Benabentos M, Dutta N, Mallick S, Schultz G, den Boer L, Livingstone M, Nickel M, Sønneland L, Schlaf J, Schoepfer P, Sigismondi M, Soldo JC y Strønen LK: “Aplicaciones sísmicas a lo largo de la vida productiva del yacimiento,” Oilfield Review 14, no. 2 (Otoño de 2002): 54–71. 5. Para obtener mayor información acerca de terminaciones submarinas, consulte: Christie A, Kishino A, Cromb J, Hensley R, Kent E, McBeath B, Stewart H, Vidal A y Koot L: “Soluciones submarinas,” Oilfield Review 11, no. 4 (Primavera de 2000): 2–19. 6. Shirley, referencia 2. 7. Aproximadamente 50 de estos descubrimientos producían hidrocarburos hasta el año 2002. Para obtener mayor información, consulte: Baud RD, Peterson RH, Richardson GE, French LS, Regg J, Montgomery T, Williams TS, Doyle C y Dorner M: “Deepwater Gulf of Mexico 2002: America’s Expanding Frontier,” OCS Report MMS 2002-021, abril de 2002.

Primavera de 2003

1. Para una revisión acerca de la construcción de pozos en aguas profundas, consulte: Cuvillier G, Edwards S, Johnson G, Plumb D, Sayers C, Denyer G, Mendonça JE, Theuveny B y Vise C: “Soluciones para los problemas de la construcción de pozos en aguas profundas,” Oilfield Review 12, no. 1 (Verano de 2000): 2–19. 2. Shirley K: “Global Depths Have Great Potential,” AAPG Explorer 23, no. 10 (Octubre de 2002): 16, 17 y 35. 3. http://www.gomr.mms.gov/homepg/offshore/deepwatr/ deepover.html 4. Para obtener mayor información acerca de la formación de hidratos de gas, consulte: Collett T, Lewis R y Uchida T: “El creciente interés en los hidratos de gas,” Oilfield Review 12, no. 2 (Otoño de 2000): 46–61.

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Plataforma Canyon Station

Tuberías de conducción Canyon Express

Tubería de conducción Umbilical Pozo submarino

Camden Hills; dos pozos operados por Marathon a 7200 pies de profundidad de agua

Aconcagua; cuatro pozos operados por TotalFinaElf a 7100 pies de profundidad de agua

King’s Peak; tres pozos operados por BP a 6200 pies de profundidad de agua

> Infraestructura submarina del proyecto Canyon Express. Los cubos amarillos indican pozos submarinos. Las tuberías de conducción duales se muestran en rojo, y la línea amarilla representa el umbilical electrohidráulico que vincula la plataforma con los campos. Las líneas de flujo transportan el gas producido hacia la plataforma Canyon Station, a lo largo de 90 km [56 millas].

> Árbol submarino para los pozos de los campos Aconcagua y Camdem Hills. Estos árboles proveen un trayecto de producción horizontal en vez de vertical, simplificando de este modo las operaciones de terminación de pozos. Los árboles pesan 46,266 kg [102,000 lbm], y son lo suficientemente fuertes para soportar las condiciones en aguas ultraprofundas, tales como la alta presión hidrostática, así como también las demandas operacionales durante toda la vida productiva de los campos. (Las ilustraciones son cortesía de Cameron).

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La infraestructura submarina para los pozos del proyecto Canyon Express está vinculada a un sistema de recolección multifásico (polifásico) marino (izquierda).8 Los socios del proyecto Canyon Express acordaron una serie de principios operativos de colaboración, pero el más importante es que en ningún yacimiento se asumen los riesgos de desempeño de los otros yacimientos.9 La tecnología de terminación de pozos es un aspecto clave en la maximización de la producción de pozos en aguas profundas. Las técnicas y procedimientos de terminación son generalmente similares, independientemente de la profundidad del agua. Sin embargo, a mayores profundidades, las opciones tecnológicas son más limitadas. Por ejemplo, si la profundidad del agua sobrepasa los 6000 pies, la única opción de diseño del sistema es un sistema de cabeza de pozo submarino con árboles de producción sumergidos. Un árbol de producción sumergido es un sistema de producción submarino (abajo a la izquierda). Habiendo sido diseñados para pozos en aguas profundas, estos sistemas avanzados se equipan típicamente con medidores de presión y temperatura, válvulas de control de flujo e instalaciones para prevenir la formación de hidratos, y todos los componentes se optimizan para evitar las operaciones de intervención de pozos. Los costos de intervención para los pozos submarinos más profundos, aquellos con árboles de producción sumergidos, son tan excesivos que los pozos se diseñan con la esperanza de evitar una intervención física. Las terminaciones de pozos con árboles de producción secos, por el contrario, son similares a las terminaciones convencionales de pozos de plataformas marinas. Están diseñados para producir en plataformas articuladas, spars y plataformas de cables tensados (TLPs, por sus siglas en inglés), en las que las operaciones de intervención de pozos son más simples y menos costosas.10 Las tuberías ascendentes de producción, que se utilizan para estructuras marinas fijas, tales como las TLPs, no constituyen una opción para profundidades mayores a los 1372 m [4500 pies] de profundidad. En estos casos, se utilizan líneas de flujo para transportar los fluidos producidos a las instalaciones de producción y pruebas. Todas las válvulas de control para los árboles de producción sumergidos son submarinas, y la producción proveniente de los campos del proyecto Canyon Express se transporta a las instalaciones de producción a través de una línea de flujo. Cuando se instala el equipo de producción en el lecho marino se suelen presentar importantes dificultades: cañones profundos, diapiros salinos y superficies del lecho marino potencialmente inestables. También preocupa el costo y la eficiencia.

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Las operaciones de terminación de pozos efectuadas desde una embarcación de perforación dinámicamente posicionada en más de 2134 m [7000 pies] de agua, cuestan alrededor de US$ 17,000 por hora y requieren la coordinación de unas 200 personas de varias compañías en la localización.11 Los requisitos específicos para la terminación de cada zona prospectiva distinta agregan otro nivel de complejidad a los proyectos en aguas profundas. Enfrentados con todos estos inconvenientes, Marathon Oil Company y TotalFinaElf E&P USA crearon un equipo conjunto para el proyecto, conocido como Equipo Integrado de Proyectos de Pozos (WIPT, por sus siglas en inglés), para desarrollar procedimientos, obtener equipos y planificar las operaciones de terminación de pozos.12 El equipo comenzó su trabajo en octubre de 2000; las terminaciones de pozos se llevaron a cabo desde enero a septiembre de 2002. Las terminaciones de pozos para los campos Aconcagua y Camden Hills utilizan técnicas y tecnología similares para vincular los yacimientos a las instalaciones de producción. El objetivo es conseguir agotar las reservas de manera rápida, segura, sin intervenciones y libre de problemas, con todos los sistemas de terminación diseñados para yacimientos individuales. Los dos requisitos importantes para estas terminaciones son proveer control de la producción de arena y control de flujo en el fondo del pozo para manejar la potencial irrupción de agua en cada zona productora. Este equipo a cargo de la terminación de pozos también permite la producción controlada y medida de cada zona, maximizando así la recuperación. 8. Para obtener mayor información acerca de simulaciones de yacimientos utilizadas en decisiones relativas a instalaciones de producción, consulte: Wallace BK y Gudimetla R: “Canyon Express Field Performance Simulation,” artículo de la OTC 13131, presentado en la Conferencia de Tecnología Marina 2001, Houston, Texas, EUA, 30 de abril al 3 de mayo de 2001. 9. Para obtener mayor información acerca de los principios operativos del proyecto Canyon Express, consulte: Clarke D, Allen M y Rijkens F: “Canyon Express—A Deepwater Affair in the Gulf of Mexico,” presentado en la Conferencia Internacional de Tecnología Marina Profunda, Nueva Orleáns, Luisiana, EUA, 6 al 9 de noviembre de 2000. 10. Cromb JR III: “Manejo de los riesgos y desafíos propios de las aguas profundas,” Oilfield Review 11, no. 4 (Primavera de 2000): i. 11. Antosh N: “Go Deep Takes New Meaning,” The Houston Chronicle 102, no. 11 (24 de octubre de 2002): 1B y 4B. 12. BP, independientemente, terminó sus pozos en el campo King’s Peak. La explotación del campo King’s Peak, sumada a la de los campos Aconcagua y Camden Hills, produjo suficientes hidrocarburos para el proyecto Canyon Express. 13. Para obtener mayor información acerca de equipos de control de flujo y medidores de presión en fondo de pozo, consulte: Jackson Nielsen VB, Piedras J, Stimatz GP y Webb TR: “Aconcagua, Camden Hills, and King’s Peak Fields, Gulf of Mexico Employ Intelligent Completion Technology in Unique Field Development Scenario,” artículo de la SPE 71675, presentado en la Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE, Nueva Orleáns, Luisiana, EUA, 30 de septiembre al 3 de octubre 2001.

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Los diseños de terminación de pozos incorporaron la estimulación por fracturamiento hidráulico y empaques de grava de última generación para intervalos de yacimientos largos y heterogéneos, sistemas de control de la producción de arena y sistemas submarinos de control de pozos (abajo). Los pozos también contienen válvulas de control de flujo y medidores permanentes.13 A pesar de que la inversión inicial en los componentes de terminación y su instalación representaron más de US$ 20 millones por pozo, el equipo a cargo del proyecto también consideró

el costo potencial de las operaciones de reparación de pozos; en este caso, la intervención del pozo costaría aproximadamente US$ 10 millones por operación. Dada la magnitud de estos costos, el equipo de fondo de pozo controlado en forma remota es una alternativa efectiva en materia de costos frente a las riesgosas y costosas intervenciones (véase “Avances en materia de vigilancia de pozos y yacimientos,” página 14). En los campos Aconcagua y Camden Hills, las operaciones de terminación de pozos se condujeron desde el Transoceánico Discoverer Spirit, una

Colgador de la tubería de producción Tubería de producción de 41⁄2 pulgadas

Mandril de inyección de metanol Válvula de seguridad TRC-DH-10-LO Tope de la tubería de revestimiento corta (liner) de 95⁄8 pulgadas

Mandril de inyección química Dispositivo de instalación del empacador Opción mecánica adicional para instalación del empacador Tope de la tubería de revestimiento de 95⁄8 pulgadas

Sustituto de empalme Empacador de producción Transportador de registradores con tres medidores de presión y temperatura Niple transversal para el aislamiento de la zona superior Válvula de control de flujo superior Válvula de control de flujo inferior Niple de asentamiento Guía de re-entrada para el cable de acero Cubierta de 7 pulgadas Niple de asentamiento para el aislamiento de la zona inferior Tubería de aislamiento de 31⁄2 pulgadas Empacador de aislamiento QUANTUM Arreglo de sello de producción

Intervalo superior

Intervalo inferior

Dispositivo AFIV Empacador QUANTUM X Dispositivo mecánico FIV Tubería de producción de 27⁄8 pulgadas con anillos de detonación de carburo Filtro AIIFRAC Herramienta de servicio Empacador QUANTUM X Dispositivo FIV mecánico/hidráulico Filtro AIIFRAC Empacador recolector

> Terminación típica de pozos en el campo Camden Hills, proyecto Canyon Express. El empacador recolector, el arreglo inferior de control de la producción de arena, el arreglo superior de control de la producción de arena y el conjunto de aislamiento se instalaron por separado en cuatro bajadas al pozo. Los componentes de la terminación superior, desde el ensamblaje de sello de producción hacia arriba, fueron instalados en una sola operación.

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embarcación de perforación dinámicamente posicionada. Para optimizar el tiempo de la embarcación, las operaciones de terminación se diseñaron de modo de tomar ventaja de las capacidades avanzadas de manejo de tuberías del sistema de doble cabria. Durante las operaciones de terminación, se hallaban activos en el área una embarcación de tendido de tuberías, una embarcación de perforación y un vehículo operado en forma remota (ROV, por sus siglas en inglés), lo cual requirió una cuidadosa coordinación y vigilancia por parte de todas las cuadrillas de trabajo. Los diseños y procedimientos de terminación de pozos para los seis pozos de los campos Aconcagua y Camden Hills eran similares. A medida que el equipo de operaciones adquiría mayor experiencia se reducía el tiempo requerido para terminar un pozo (derecha). En primer lugar, se bajó el árbol submarino horizontal y se probó inmediatamente antes de comenzar las operaciones de terminación. La embarcación de perforación posee dos mesas rotativas; el árbol submarino se bajó desde la mesa rotativa instalada en la parte posterior de la embarcación (popa), mientras que el tubo ascendente de perforación con el conjunto preventor de reventones (BOP, por sus siglas en inglés) se bajó desde la mesa rotativa delantera.14 Luego de bajar el árbol submarino, el tubo ascendente de perforación y el sistema de control de intervención y reparación, se probó el árbol. La instalación del equipo de terminación comenzó después de bajar y trabar el conjunto BOP. Después de probar el conjunto BOP, se perforaron los tapones de abandono temporarios, y se limpió el pozo desplazando el lodo de perforación con agua de mar y luego salmuera de terminación de cloruro de calcio [CaCl2]. Posteriormente, se utilizaron espaciadores de desplazamiento, raspadores de tubería de revestimiento, cepillos y herramientas a chorro para minimizar los detritos residuales del pozo.15 Se utilizó el cable de adquisición de registros (perfilaje) para asentar el empacador colector cerca del fondo del pozo, a fin de proveer control de profundidad para las operaciones subsiguientes de disparo (cañoneo, punzado) y de control de la producción de arena. Luego se dispararon los yacimientos de arenisca superiores e inferiores utilizando un equipo de disparo trasportado por la tubería de producción y se terminaron con una configuración de fracturamiento hidráulico y empaque apilado para la producción conjunta. Las operaciones de disparo para uno de los pozos del proyecto Canyon Express se efectuaron con Equipo de Disparo Activado por Impacto S.A.F.E. en lugar de detonadores eléctricos o explosivos de herramientas de anclaje de empacadores, que no pueden utilizarse mientras se

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Movilización al pozo Plan original MC305 #2

Limpieza de cabeza de pozo y bajada de los conjuntos BOPs

MC348 #2S1 MC305 #4 MC348 #1S1

Bajada del árbol submarino (mesa rotativa de popa)

MC305 #3 MC305 #1

Limpieza y desplazamiento con salmuera

MC305 #2S1

Operaciones de disparo, fracturamiento y empaque de la zona inferior

Incluye 5 días para la zona intermedia

Operaciones de disparo, fracturamiento y empaque de la zona superior

Operaciones de terminación abortadas; pozo temporalmente abandonado para una posterior desviación de su trayectoria

Bajada de ensamblaje de aislamiento Bajada de los componentes de la terminación superior hasta el colgador de tubería Bajada del árbol de terminación submarino y de la sarta de asentamiento Asentamiento y prueba del colgador de tubería Anclaje de empacadores y apertura de los dispositivos FIV y AFIP Prueba de flujo de la primera zona Prueba de flujo de la segunda zona Prueba de flujo de ambas zonas en conjunto Bajada del tapón del colgador de tubería y extracción de la sarta de asentamiento Anclaje y prueba del sombrero interno del árbol Desmontaje del equipo de perforación 0

5

10

15

20

25

30

35

40

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Días acumulados

> Desempeño de terminación mejorada. El Equipo Integrado de Proyectos de Pozos calculó que el tiempo desde el arribo de la embarcación de perforación a la localización hasta el desmontaje de la misma fue de 40 días (curva rosada con cubos). Excepto por el pozo #2 del Bloque 305 del Cañón del Mississippi, que se hallaba temporalmente abandonado esperando una desviación de su trayectoria, los pozos en los campos Aconcagua y Camden Hills se completaron en 39 días o menos; un pozo, el MC305 #1, requirió sólo 24 días para su terminación.

hallen en uso las radios, los soldadores u otros elementos del equipo de perforación.16 El activador de explosión del sistema S.A.F.E. requiere corrientes más altas que los detonadores o explosivos comunes, de modo que los voltajes erráticos no constituyen una preocupación. La utilización del sistema S.A.F.E. ahorra tiempo de equipo de perforación durante las operaciones de disparo porque no se requiere el silencio de radio; las operaciones tales como soldaduras

pueden continuar sin interrupción. Las zonas se dispararon en condiciones de sobrepresión ligera; cualquier daño de disparo sería remediado mediante operaciones de fracturamiento hidráulico que se extenderían más allá de la zona dañada. La Válvula de Aislamiento de la Formación FIV, descrita posteriormente, y un tapón aislaron la zona inferior durante las operaciones de disparo y de control de la producción de arena en la zona superior.

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La zona superior fue empacada con grava debido a la existencia de un acuífero cercano; la zona inferior fue fracturada hidráulicamente y empacada con grava. Las zonas se aislaron luego de efectuar operaciones de control de la producción de arena para prevenir la pérdida y el influjo de fluido. Se utilizó la tecnología innovadora FIV con el empacador QUANTUM X, parte de la familia de empacadores de empaque de grava QUANTUM, y se efectuó un fracturamiento hidráulico seguido de empaque de grava STIMPAC para el control de la producción de arena. Estas válvulas operadas en forma remota se activan con presión en lugar de mediante intervención física con línea de acero (línea de arrastre, slickline); en caso de presentarse problemas, pueden abrirse utilizando la línea de acero o la tubería flexible. Estas válvulas aíslan las zonas terminadas por separado para eliminar problemas potenciales de pérdida de fluido y daño de formación. Cuando se extrajo la herramienta de servicio para el tratamiento de fracturamiento hidráulico, la válvula de bola (esférica) FIV se cerró mecánicamente, para proveer un cierre positivo en caso de pérdida de fluido o influjo desde la formación durante las operaciones de terminación. Los empacadores son dispositivos de fondo de pozo que se utilizan en casi todas las terminaciones para aislar el espacio anular de la tubería de producción y anclar el tubo de conducción en la tubería de revestimiento, lo cual permite controlar la producción, la inyección o el tratamiento. El empacador QUANTUM X es un empacador versátil y sólido diseñado para terminaciones que incluyen control de la producción de arena, tales como empaque de grava, y tratamientos de estimulación de alta presión y alto volumen. En este caso, los servicios STIMPAC combinaron fracturamiento hidráulico y empaque de grava en una sola operación. Esta técnica de fracturamiento y empaque atraviesa el daño de formación y minimiza el deterioro de la productividad que es común en los empaques de grava de pozo entubado convencionales.17 Esta operación de estimulación fue ejecutada con las embarcaciones de estimulación marina DeepSTIM I y DeepSTIM II. Las embarcaciones DeepSTIM permiten efectuar tratamientos de gran capacidad y operaciones de bombeo a altos regímenes y alta presión, fracturamiento hidráulico, acidificación o empaque de grava en localizaciones remotas o en aguas profundas. A continuación del tratamiento final de control de la producción de arena, se bajó un conjunto de empacador de aislamiento con la tubería de trabajo para establecer los trayectos de flujo apropiados para la producción subsiguiente. Los

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fluidos provenientes de la arenisca inferior ascendieron por la tubería de producción, y la arenisca superior produjo por el espacio anular existente entre la tubería de aislamiento y el filtro de control de la producción de arena. El conjunto de aislamiento también incorporó la Válvula de Aislamiento de la Formación Controlada por el Espacio Anular AFIV, para proporcionar control del pozo y prevenir la pérdida de fluido en la trayectoria de flujo superior. Los diseños de las terminaciones frente a la formación difieren un poco porque Marathon y TotalFinaElf poseen filosofías diferentes. Por ejemplo, TotalFinaElf utiliza el servicio de determinación de datos de fracturamiento antes del tratamiento para optimizar el diseño de la operación de fracturamiento hidráulico. TotalFinaElf seleccionó filtros enrejados específicos con tubos de derivación para optimizar las tareas de fracturamiento y empaque en intervalos largos y desviados, a fin de maximizar la producción y minimizar el efecto del factor de daño. Marathon seleccionó filtros pre-empacados para optimizar el control de la producción de arena. El riesgo involucrado en las terminaciones inferiores fue significante; se requirieron varias operaciones diferentes para instalar cada componente; cualquiera de ellas podría dañar la zona productora si se cometía un error. Sin embargo, una vez instalados todos los componentes de la terminación, ambos diseños de terminación ofrecieron una base sólida y efectiva para la instalación de la complicada terminación superior. El arreglo de terminación superior se instaló como una sola unidad y de manera tal que pudiese recuperarse si fuera necesario. No obstante, bajar la terminación superior presentó riesgos y retos importantes. Este equipo incluía un arreglo de sellos de producción que se coloca e inserta en el arreglo del empacador de aislamiento. El equipo del Sistema Inteligente de Terminación de Pozos WellDynamics (IWCS, por sus siglas en inglés) fue bajado por encima del conjunto de sellos. El equipo IWCS incluye dos válvulas de control de flujo, que permiten el control selectivo de cada intervalo terminado. El equipo IWCS también incluye medidores de presión y temperatura, y un empacador de producción anclado hidráulicamente. En los pozos del proyecto Canyon Express también se bajaron un sistema de inyección química para el tratamiento de incrustaciones y válvulas de seguridad subterráneas controladas desde la superficie (SCSSVs, por sus siglas en inglés), (véase “Válvulas de seguridad de fondo de pozo listas para operar,” página 54).18 Temperaturas de lecho marino de 3ºC [38ºF] y la posibilidad de formación de hidratos de gas,

indujeron a inyectar metano para inhibir la formación de hidratos en las líneas de flujo. Otro sistema en las cabezas de pozo minimiza los problemas de producción causados por cambios en el estado de los hidrocarburos líquidos, tales como la precipitación de parafina. Se utilizan nueve líneas de control para operar los distintos sistemas de fondo de pozo. La válvula SCSSV utilizada, era una válvula presurizada con nitrógeno recuperable mediante tubería de producción. Esta válvula incorpora sistemas de operación hidráulicos duales y redundantes. La válvula SCSSV se fijó a una profundidad suficiente como para evitar la formación de hidratos, aproximadamente a 762 m [2500 pies] debajo del lecho marino.19 Un mandril de inyección de metano instalado justo encima de la válvula SCSSV ofrece mayor protección contra la formación de hidratos. La tubería se bajó desde este mandril hasta el colgador de tubería submarino. La herramienta utilizada para bajar el colgador de tubería de producción, operada mediante el sistema de control de pozos submarinos SenTREE 7, fue trabada al colgador de la tubería de producción. 14. Un tubo ascendente de perforación es un tubo de gran diámetro que conecta el conjunto BOP submarino a un equipo de perforación flotante, para llevar los retornos de lodo a la superficie. Sin el tubo ascendente, el lodo simplemente se derramaría en el lecho marino por la parte superior del conjunto BOP. El tubo ascendente podría ligeramente considerarse como una extensión temporaria del pozo hacia la superficie. 15. Un espaciador es una cantidad relativamente pequeña— generalmente menos de 200 bbl [32 m3]—de una mezcla especial de fluido de perforación para llevar a cabo una tarea específica que un fluido de perforación común no puede realizar. Como ejemplos se pueden mencionar los espaciadores de alta viscosidad para ayudar a elevar los escombros fuera de un pozo vertical, espaciadores de agua dulce para disolver la invasión de formaciones de sal, espaciadores de liberación de la tubería de perforación para destruir el revoque de filtración y aliviar las fuerzas de atascamiento diferencial y espaciadores de material de pérdida de circulación para taponar una zona ladrona. 16. Para obtener mayor información acerca de la tecnología de operaciones de disparo, consulte: Behrmann L, Brooks JE, Farrant S, Fayard A, Venkitaraman A, Brown A, Michel C, Noordemeer A, Smith P y Underdown D: “Técnicas de diseño de los disparos para optimizar la productividad,” Oilfield Review 12, no. 1 (Verano de 2000): 54–794. 17. Para obtener mayor información acerca de la técnica de fracturamiento y empaque, consulte: Ali S, Norman D, Wagner D, Ayoub J, Desroches J, Morales H, Price P, Shepherd D, Toffanin E, Troncoso J y White S: “Método combinado de estimulación y control de la producción de arena,” Oilfield Review 14, no. 2 (Otoño de 2002): 32–53. 18. Una válvula de seguridad es un dispositivo instalado en un pozo que cierra los conductos de producción ante una emergencia. Se dispone de dos tipos de válvula de seguridad subterránea: la de control en superficie y la de control subterráneo. En cada caso, el sistema de la válvula de seguridad está diseñado a prueba de fallas, de modo que el pozo se aísla en caso de falla del sistema o daño en las instalaciones de control de la producción en superficie. 19. Para obtener mayor información acerca de las máximas profundidades de instalación de válvulas de seguridad en el 190, consulte: Christie A y McCalvin D: “Key Components to Conquer the Deep,” Hart’s Deepwater Technology (Agosto de 2002): 37–38.

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Temperatura

Las cuatro etapas principales del proceso de fraguado de una lechada de cemento

Enteramente líquido

Gelificación temprana

Hidratación

Cemento fraguado

Presión hidrostática

Presión

Período crítico de hidratación Presión de poro

CWSS–después de este punto, puede haber invasión de gas

Fraguado del cemento–no puede haber invasión de gas

Tiempo

> Invasión de fluido durante el fraguado del cemento. Las lechadas de cemento atraviesan cuatro etapas principales al progresar desde un estado enteramente líquido hasta uno sólido (centro). La temperatura incrementa durante la tercera etapa, hidratación (arriba). Cuando la resistencia estática de gel de la lechada alcanza un punto conocido como esfuerzo cortante crítico de la pared del pozo (CWSS, por sus siglas en inglés), el gas o el agua de la formación puede entrar a la lechada porque la presión transmitida por la lechada es igual a la presión de poro de la formación (abajo). El CWSS es también el punto de comienzo para el período crítico de hidratación (CHP, por sus siglas en inglés). El final del CHP ocurre cuando la matriz del cemento es lo suficientemente impermeable para prevenir la migración de gas o fluido. Durante el CHP, la lechada es altamente vulnerable a la migración de gas o fluido. En consecuencia, un CHP corto es una de las características clave que una lechada de cemento debe poseer cuando existen peligros de flujos someros de agua o gas.

El sistema SenTREE 7 posee capacidad de cierre, desconexión y control de pozo durante la limpieza y prueba del mismo, y el sistema bloquea el flujo del pozo y se puede remover en forma segura en tan sólo 15 segundos.20 Este sofisticado árbol de pruebas en aguas profundas se controló electrohidráulicamente con un umbilical pequeño y multifuncional sujetado a la columna de asentamiento. Durante la instalación de los componentes de terminación, el sistema de control SenTREE 7 permitió que la válvula SCSSV y el equipo IWCS funcionaran antes de asentar el colgador de la tubería de producción. El sistema de control Commander para el control submarino de pozos manejó y vigiló el árbol de pruebas y la terminación durante el transcurso de las operaciones. En la columna de asentamiento, se bajó un mandril de sello del tubo ascendente especial para proteger los umbilicales cuando se cierra el empacador de derivación en caso de que el gas entrara en el tubo ascendente de perforación por encima del conjunto BOP. Se posicionó el mandril de sello del tubo ascendente de modo tal de acomodar la circunstancial elevación de la

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embarcación de perforación, el movimiento descendente causado por la pérdida del mantenimiento de la estación, y el destrabe de emergencia del sistema SenTREE 7. Se circuló fluido de empacador dentro del pozo antes de asentar el empacador de producción. El empacador de producción se ancló hidráulicamente después de que el colgador de tubería fuera colocado, trabado y probado. Las válvulas de aislamiento de fondo de pozo—dispositivos FIV y AFIV—se abrieron aplicando un número predeterminado de ciclos de presión en la tubería de producción. El dispositivo AFIV provee control por zonas para la zona superior; el dispositivo FIV provee control de fluido confiable antes de bajar la sarta de producción. Las válvulas de control de flujo fueron configuradas para producir el intervalo inferior a los efectos de limpieza y evaluación. El gas y condensado producido se quemaron durante el período de contraflujo, y se obtuvieron muestras de cada uno de los intervalos en la superficie. Los fluidos de estimulación recuperados fueron almacenados ya sea para quemarlos con el gas producido o para transportarlos a la costa para su posterior desecho.

Dado que se quiso prevenir la formación de hidratos y evitar el riesgo mecánico de bajar cable de acero, no se obtuvieron muestras de fluido de fondo del pozo. El intervalo superior se hizo fluir para la limpieza y evaluación de una manera similar. Una corta prueba de los intervalos produciendo en conjunto confirmó que el equipo IWCS funcionó correctamente. El pozo se cerró en la superficie; la válvula SCSSV se cerró, y el fluido en la tubería encima de la válvula SCSSV fue desplazado por el metano. Se bajó el tapón corona del colgador de tubería con cable de acero, y la unidad SenTREE 7 se destrabó y extrajo del pozo. Un tapón asentado con cable de adquisición de registros fue pre-instalado en el sombrero interno del árbol en superficie, el cual se bajó luego en la sarta de trabajo utilizando una herramienta de instalación mecánica. La herramienta de instalación mecánica se opera cerrando el conjunto adecuado de sellos de tubería y aplicando presión sobre las líneas de estrangulamiento o ahogo del pozo. Finalmente, el fluido del pozo fue descargado en el equipo de perforación para la prueba de producción y limpieza. Luego se aseguró el árbol con un tapón de colgador de tubería bajado con cable de adquisición de registros y sombrero interno de árbol. Se desconectaron el conjunto BOP, el tubo ascendente, y el umbilical del sistema de control de reparación e intervención, y se desplazó el equipo de perforación al próximo pozo en el programa de terminación. Al final de este proyecto, Marathon y todos los proveedores de servicios del campo Camden Hills condujeron una larga evaluación, y todas las lecciones aprendidas e ideas de mejoras fueron asimiladas para perfeccionar las futuras operaciones de terminación. TotalFinaElf celebró reuniones similares con Schlumberger para revisar cada terminación del campo Aconcagua. El equipo de perforación de actividad dual proporcionó flexibilidad y permitió ahorrar muchos días de tiempo de equipo porque la mesa rotativa de la popa se utilizó para pruebas de presión fuera de línea, preparación y arreglo de los componentes de la terminación, previo al uso de los mismos en las actividades desarrolladas en la mesa rotativa delantera. Las terminaciones de pozos de los campos Canyon Express establecieron muchos récords para proyectos en aguas profundas; algunos de ellos ya fueron superados como sucede con récords mundiales en cualquier ambiente dinámico de operación. En el campo Camden Hills, por ejemplo, los récords incluyeron la mayor profundidad de agua, 2197 m [7209 pies], para el desarrollo del campo; un récord mundial de profundidad al tiempo de colocar una válvula

Oilfield Review

Avances en la cementación en aguas profundas El aislamiento por zonas es una preocupación clave en aguas profundas, donde los flujos someros de agua o flujos de gas debajo del lecho marino pueden conducir a problemas de control del pozo y a una serie de peligros relacionados que le han costado cientos de millones de dólares estadounidenses a la industria de exploración y producción (E&P).22 Los flujos someros de agua o gas tienden a ocurrir en áreas de rápida sedimentación, formaciones sobrepresurizadas y formaciones débiles, condiciones típicas de todas las provincias más importantes de aguas profundas de interés para las compañías de E&P. Estos peligros se detectan fundamentalmente mediante el análisis de datos sísmicos y de mediciones efectuadas durante la perforación, sin embargo, la creciente base de datos de los pozos en aguas profundas en regiones tales como el Golfo de México, ha conducido a predicciones más confiables a medida que los datos de pozos se han ido integrando con los mapas de sísmica regionales.23 La pérdida de varios pozos en el campo Ursa, Golfo de México, en la década de 1990, hizo tomar conciencia e inspiró respeto por los peligros que representan los flujos someros de agua o gas.24

Primavera de 2003

x=n

CWSS = 0.25 [ x=1

10,000

xgLxcos

Pf] [Dh

Dc] / L, donde:

= densidad del fluido g = aceleración de la gravedad

Resistencia de gel, lbf/100 pies2

subterránea de seguridad controlada desde la superficie a 3016 m [9894 pies] debajo del nivel del mar; los primeros tres fracturamientos y empaques apilados con cuatro dispositivos de aislamiento por zonas; y la movilización más rápida del sistema SenTREE 7; en sólo 25 minutos. Para mejorar la eficiencia de trasladar la embarcación Discoverer Spirit de una localización a otra, el conjunto BOP permaneció desplegado debajo de la embarcación, a unos 122 m [400 pies] sobre el lecho marino, ahorrando millones de dólares en tiempo de equipo en comparación con el tiempo necesario para la total recuperación del conjunto BOP, su traslado y re-despliegue.21 Éstas y otras marcas se alcanzaron antes de lo programado y sin accidentes o daños por tiempo perdido, y logrando la limpieza del pozo y productividad de las zonas conforme a lo planificado inicialmente. Tanto Marathon como TotalFinaElf son acreedores del éxito del proyecto Canyon Express por el cuidado demostrado durante el planeamiento y la ejecución de las operaciones. Nada se descuidó; los miembros del equipo WIPT evaluaron aún hasta los más simples componentes de los sistemas de terminación avanzada para poder confiar en sus decisiones. Los pozos se “terminaron en papel” muchas veces antes de que comenzaran las operaciones.

1000

Matriz impermeable

L = largo de la columna = ángulo de inclinación Pf = presión de poro

CWSS

Dh = diámetro del pozo

100

Dc = diámetro de la tubería de revestimiento n = número total de diferentes fluidos en el espacio anular

10 CHP 1

Tc

Tiempo

Tf

x = se refiere a cada fluido en el espacio anular

> Aspectos críticos de las operaciones de cementación en áreas de flujos someros de agua y gas. El CWSS para un espacio anular con fluido de perforación y cemento, descrito en la ecuación (arriba), es principalmente una función de los parámetros del pozo y es independiente de la mayoría de las propiedades de la lechada, excepto de la densidad de la lechada. El CHP, que comienza a Tc y termina a Tf, refleja el desarrollo de la resistencia estática de gel, o cuán rápido se gelifica la lechada luego del cese del bombeo. Los operadores de aguas profundas buscan típicamente lechadas de cemento que minimizan el CHP, especialmente en áreas con flujos someros de agua o gas.

Como resultado, los operadores han modificado sus procedimientos de perforación y sistemas de cementación. Se seleccionan las localizaciones de perforación y se planifican las trayectorias de los pozos para evitar los peligros de flujos someros. Si se esperan flujos someros, se incrementa el espaciamiento entre pozos de desarrollo, porque los derrumbes provenientes de un pozo podrían afectar los pozos vecinos. Los diseños de tuberías de revestimiento para pozos en aguas profundas ahora contemplan la posibilidad de tener que instalar una tubería de revestimiento debajo de zonas de flujos someros de agua o gas, pese a que la instalación de tuberías de revestimiento para contrarrestar los peligros de flujos someros conduzca a incurrir en costos más altos en la construcción de pozos, y a utilizar diámetros más pequeños en las tuberías de revestimiento y de producción. Los flujos someros de agua o gas afectan los sistemas de cementación de diferentes maneras.25 Primero, debido a que estos flujos generalmente ocurren a profundidades relativamente someras respecto de la línea del lodo o superficie del lecho marino—152 a 762 m [500 a 2500 pies]—y en formaciones débiles, no consolidadas, el sistema de cementación debe ser especialmente ligero de modo tal que las presiones ejercidas sean inferiores a la presión de fracturamiento. El diseño de la lechada debe proveer control de la pérdida de fluido—de 50 mL/30 min API o menos—para evitar modificar la reología o densidad de la lechada.26 Para reducir la posibilidad de que se formen canales de flui-

dos en el cemento, el diseño de la lechada debe minimizar la cantidad de agua libre y el asentamiento de partículas en la lechada, un fenómeno conocido como sedimentación. El período crítico de hidratación (CHP, por sus siglas en inglés) debe ser breve para prevenir que fluyan gas o agua en el cemento (página anterior y arriba). Finalmente, el cemento endurecido o fraguado debería poseer baja permeabilidad para proveer un aislamiento por zonas efectivo y duradero. 20. Para obtener mayor información acerca del sistema SenTREE 7, consulte: Christie et al, referencia 5. 21. Pallanich Hull J: “BOP-Deployed Move Saves Time, Money,” Offshore 62, no. 6 (Junio de 2002): 36. 22. Ostermeier RM, Pelletier JH, Winker CD, Nicholson JW, Rambow FH y Cowan KM: “Dealing with Shallow-Water Flow in the Deepwater Gulf of Mexico,” artículo de la OTC 11972, presentado en la Conferencia de Tecnología Marina de 2000, Houston, Texas, EUA, 1 al 4 de mayo de 2000. 23. Para obtener mayor información acerca del uso de datos sísmicos para predecir los riesgos de perforación, consulte: Alsos et al, referencia 4. 24. Eaton LF: “Drilling Through Deepwater Shallow Water Flow Zones at Ursa,” artículo de las SPE/IADC 52780, presentado en la Conferencia de Perforación de las SPE/IADC, Amsterdam, Holanda, 8 al 11 de marzo 1999. 25. Para obtener mayor información acerca de la cementación en áreas de flujo someros, consulte: Stiles DA: “Successful Cementing in Areas Prone to Shallow Saltwater Flows in Deepwater Gulf of Mexico,” artículo de la OTC 8305, presentado en la Conferencia de Tecnología Marina, Houston, Texas, EUA, 5 al 8 de mayo de 1997. 26. La pérdida de fluido es la fuga de la fase líquida del fluido de perforación, lechada o fluido de tratamiento que contiene partículas sólidas en la matriz de la formación, medida en volumen por unidad de tiempo. La acumulación resultante de material sólido o revoque de filtración puede resultar indeseable, como lo puede ser la penetración de filtrado a través de la formación. Los aditivos para prevenir las pérdidas de fluidos se utilizan para controlar el proceso y evitar el daño potencial del yacimiento.

45

Resistencia de gel, lbf/100 pies 2

10,000

Matriz impermeable

1000

CWSS 100

10 CHP

1

Tc

Tf Tiempo

Cemento clase H Con 0.5 galones del sistema de baja temperatura GASBLOK por saco de cemento Con 0.06 galones de dispersante no retardante DeepCEM por saco de cemento Densidad = 16.4 lbm/gal Temperatura = 65 ºF Presión = 400 lpc 2000 0.4 gal/saco

Resistencia de gel, lbf/100 pies2

1750

0.2 gal/saco

0.1 gal/saco 0.15 gal/saco

0.05 gal/saco

1500 1250 1000 750 Sin acelerador de fraguado de cemento DeepCEM

500 250 0

Con acelerador de fraguado de cemento DeepCEM 0

50

100

150

200 250 Tiempo, min

300

350

400

Tiempo de transición: Sin acelerador de fraguado de cemento DeepCEM = 161 min Con 0.2 galones de acelerador de fraguado DeepCEM por saco de cemento = 70 min Con 0.4 galones de acelerador de fraguado DeepCEM por saco de cemento = 47 min

> Optimización del tiempo de fraguado del cemento. El CHP se puede reducir si la lechada exhibe “un ángulo recto en la carta del consistómetro” mientras se desarrolla la resistencia estática de gel. En este caso la resistencia se desarrolla tan pronto como cesa el bombeo (arriba). La expresión “ángulo recto en la carta del consistómetro” se refiere a la curvatura de casi 90º (línea azul) que exhibe la gráfica que vincula la resistencia de gel en función del tiempo. Se desean curvas más abruptas de desarrollo de resistencia estática de gel porque corresponden a CPHs más cortos. La resistencia de gel se puede modificar agregando aditivos, tales como los aditivos DeepCEM, una capacidad clave para cementar áreas propensas a flujos someros de agua y gas (abajo).

Al igual que otras tecnologías aplicadas en aguas profundas, la cementación de pozos ha avanzado rápidamente, y ahora se hallan disponibles múltiples soluciones para contrarrestar y aislar los flujos someros de agua o gas. En algunos proyectos de desarrollo en aguas profundas, se escogen cementos energizados para cementar formaciones débilmente consolidadas. Estas

46

lechadas incorporan nitrógeno u otro gas inerte en un sistema convencional de cemento Pórtland para reducir la densidad de la lechada. Esta técnica permite el ajuste de la densidad de la lechada en la localización del pozo, buen control de pérdida de fluido y desarrollo satisfactorio de la resistencia a la compresión a bajas temperaturas, pero los sistemas de cementación

energizados requieren equipo adicional, además del gas apropiado. En áreas remotas, el costo y los requisitos logísticos generalmente exigen otras opciones.27 Además, las lechadas energizadas tienden a incrementar la permeabilidad del cemento fraguado, lo cual es indeseable para un aislamiento de largo plazo. Otra opción, el cemento con yeso de fraguado rápido, también conocido como cemento argamasa o cemento fraguado 60:40 que muestra un ángulo recto en la carta del consistómetro, puede ser efectivo para las tuberías de revestimiento fraguado en ambientes de baja temperatura. Sin embargo, este tipo de cemento se vuelve complicado y costoso a la hora de mezclar o bombear.28 La parte 60:40 del nombre se refiere al hecho que un saco de mezcla contiene 60% de yeso en peso. El otro 40% es cemento Pórtland Clase C. La densidad de la lechada base de estos sistemas es de 15.8 lbm/gal [1894 kg/m3], de modo que la lechada se debe energizar si se requiere una densidad menor. El yeso se fragua rápidamente, de modo que un aspecto clave de planificar y ejecutar estas tareas consiste en retardar correctamente la lechada de manera que no fragüe antes o durante las operaciones de bombeo (izquierda). La ventaja clave del cemento con yeso es que el fraguado rápido previene la migración de fluido dentro del cemento, pero esta ventaja trae muchas desventajas. La calidad del yeso es altamente variable, de modo que cada mezcla debe ser rigurosamente probada antes de comenzar la tarea. Además, la lechada es propensa a la contaminación en tanques y equipos de bombeo, lo cual exige un trabajo extra para limpiar todos los equipos. Muchos operadores prefieren evitar utilizar múltiples sistemas de cementación porque el espacio para almacenamiento y dispositivos en equipos de perforación de aguas profundas es limitado. Debido a que los cementos con yeso se usan típicamente para secciones someras de pozos en aguas profundas, se debe disponer de otro sistema de cementación para las secciones más profundas. Una innovación reciente, la tecnología de soluciones de cementación en aguas profundas DeepCEM, ofrece un rendimiento similar a los cementos con yeso pero simplifica la logística. Los sistemas DeepCEM incorporan un dispersante sin retardante y un acelerador de fraguado de cemento; éstos sirven para acortar el tiempo de transición. Estos aditivos son convenientes para mezclar y bombear, y son compatibles con cualquier cemento de pozo de petróleo o gas. También logran que las lechadas sean menos sensibles a pequeñas variaciones en las condiciones del pozo o a concentraciones de aditivos.

Oilfield Review

Primavera de 2003

* Tiempo de transición Resistencia estática de gel, lbf/100 pies2

Cementación en aguas profundas en el Golfo de México En las aguas profundas del Bloque 243 del área del Cañón del Mississippi, Golfo de México, TotalFinaElf está desarrollando su descubrimiento Matterhorn. El campo se halla a 858 m [2816 pies] debajo del agua y actualmente contiene nueve pozos que fueron perforados y cementados entre diciembre de 2001 y octubre de 2002; los pozos se terminarán utilizando un equipo de reparación durante el verano de 2003, y la producción fluirá a una pequeña plataforma de cables tensados, también conocida como miniTLP. En los pozos Matterhorn, TotalFinaElf esperaba flujos someros de agua y temperaturas de lecho marino de 4ºC [40ºF]. Los fluidos de perforación, la remoción de lodos y los programas de cementación de pozos fueron el tema de intensivos estudios de factibilidad antes de que la compañía aprobara el desarrollo del campo Matterhorn, durante el proceso de licitaciones para seleccionar a las compañías de servicios y también antes de que comenzaran las operaciones. Para mejorar la remoción del lodo, TotalFinaElf utilizó el simulador de Soluciones de Ingeniería WELLCLEAN II para optimizar las velocidades de flujo y la cantidad de fluidos espaciadores, y seleccionó la familia de espaciadores MUDPUSH para cementar.29 TotalFinaElf escogió un sistema de Cemento de Pozo de Peso Liviano TXI que incorpora la tecnología DeepCEM para las tuberías de revestimiento de superficie de 26 y 20 pulgadas.30 Se energizó la lechada de bombeo inicial para las tuberías de revestimiento de 20 pulgadas a fin de controlar la presión hidrostática durante el tiempo de transición. El mismo sistema se utilizó, sin energizante, para las lechadas de cola. También se utilizó el sistema TXI con aditivos DeepCEM para las tuberías de revestimiento de producción e intermedias, a los efectos de reducir los tiempos de transición y el tiempo de espera para el fraguado del cemento, una consideración clave dado que el costo de un equipo de perforación para aguas profundas era de US$ 250,000 por día. La selección de un sistema de cementación simple demostró ser un elemento clave para el éxito de las operaciones de cementación de TotalFinaElf. El equipo de perforación poseía sólo

Cemento Clase G y sistema DeepCEM Sistema de ángulo recto en el consistómetro Sistema DeepCRETE y DeepCEM

1400

12 min*

13 min*

1200

22 min* 1000 800 600 400 200 0

0

20

40

60

80

100

Tiempo, min Cemento Clase G y sistema DeepCEM Sistema energizado de ángulo recto en el consistómetro Sistema DeepCRETE y DeepCEM

2000 1800 Resistencia a la compresión, lpc

Las lechadas que incorporan la tecnología DeepCEM desarrollan resistencia de gel y resistencia a la compresión rápidamente, aún en las bajas temperaturas típicas de ambientes de aguas profundas (derecha).

1600 1400 12.5 lbm/gal

1200 1000 800

15.8 lbm/gal

600

12.5 lbm/gal

400 200 0

0

5

10 15 Tiempo, horas

20

25

> Desarrollo de la resistencia estática de gel (arriba) y desarrollo de la resistencia a la compresión de lechadas utilizadas para la cementación en aguas profundas (abajo). El sistema DeepCRETE y DeepCEM (curvas verdes) fue utilizado en pozos en aguas profundas en Malasia.

dos tanques de cementación, de modo que hubiera sido poco práctico intentar utilizar más de un tipo de cemento. El almacenamiento de más de un tipo de mezcla de cemento también presenta dificultades cuando el espacio para almacenar es limitado. Además, la logística en la base

de tierra firme hubiera sido mucho más complicada, especialmente debido a que TotalFinaElf optó por perforar los pozos de desarrollo en lotes: la cuadrilla de cementación en la localización estaba realizando operaciones de cementación aproximadamente una vez cada tres días.

27. Para obtener mayor información acerca de cementos energizados y ultralivianos, consulte: Al Suwaidi A, Hun C, Bustillos JL, Guillot D, Rondeau J, Vigneaux P, Helou H, Martínez Ramírez JA y Reséndiz Robles JL: “Ligero como una pluma, duro como una roca,” Oilfield Review 13, no. 2 (Otoño de 2001): 2–15. 28. Mohammedi N, Ferri A y Piot B: “Deepwater Wells Benefit from Cold-Temperature Cements,” World Oil 222, no. 4 (Abril de 2001): 86, 88 y 91. 29. Para obtener mayor información acerca de la remoción del lodo, consulte: Abbas R, Cunningham E, Munk T, Bjelland B, Chukwueke V, Ferri A, Garrison G, Hollies D, Labat C y Moussa O: “Soluciones de largo plazo para el aislamiento por zonas,” Oilfield Review 14, no. 3 (Otoño de 2002): 18–31.

30. Los cementos livianos TXI se fabrican con escoria de cemento liviano de entresuelo y escoria de cemento Pórtland, a fin de producir una mezcla con una densidad específica relativamente liviana. La molienda fina de esta mezcla presenta una mayor reactividad pero requiere más cantidad de agua mezclada que los cementos Pórtland comunes. Véase: Nelson EB, Baret JF y Michaux M: “Cement Additives and Mechanisms of Action,” en Nelson EB: Well Cementing. Sugar Land, Texas, EUA: Schlumberger Dowell (1990): 13-3. Para obtener mayor información acerca de cementos TXI, consulte: http://www.txi.com/

47

Sistema DeepCRETE de 12 lbm/gal Sistema Clase G convencional de 15.8 lbm/gal Sistema liviano de 12 lbm/gal 0

20

40 Fracción sólida, %

60

80

0

0.05

0.10 Permeabilidad, mD

0.15

0.20

Sistema DeepCRETE de 12 lbm/gal Sistema Clase G convencional de 15.8 lbm/gal Sistema liviano de 12 lbm/gal

Sistema DeepCRETE de 13.5 lbm/gal Sistema Clase G convencional de 15.8 lbm/gal Sistema liviano de 13.5 lbm/gal 0

500

1000 1500 2000 2500 Resistencia a la compresión, lpc

3000

3500

0

400 200 600 800 Pérdida natural de fluido sin aditivo para pérdida de fluido, mL

1000

Sistema DeepCRETE de 13.5 lbm/gal Sistema liviano de bentonita de 13.5 lbm/gal Sistema de silicato de sodio de 13.5 lbm/gal

> Fracción sólida, permeabilidad, resistencia a la compresión y pérdida de fluido de lechadas utilizadas para cementaciones en aguas profundas.

48

Una embarcación de abastecimiento simple abastecía grandes volúmenes de fluidos de perforación, incluyendo cemento, para las operaciones en ambientes de flujo somero de agua. De haberse escogido más de un sistema de cementación, se hubiese incrementado el potencial de confusión, tanto en la base de abastecimiento como en el equipo de perforación. TotalFinaElf se enfrentó a flujos someros de agua en cinco de los nueve pozos Matterhorn. Todas las operaciones de cementación se llevaron a cabo sin problemas, y sin requerir cementaciones correctivas en las tuberías de revestimiento bajadas y cementadas en zonas de flujo somero. Las pruebas de fugas (LOTs, por sus siglas en inglés) para todas las tuberías de revestimiento eran adecuadas, lo cual permitió a TotalFinaElf continuar perforando en forma segura y sin pérdidas de fluidos de perforación. Para las operaciones de terminación de pozos a realizar durante el año 2003, TotalFinaElf planifica adquirir registros de cementación para evaluar mejor la calidad de la adherencia del cemento y la efectividad del aislamiento por zonas. Por ahora, la compañía cree que los resultados de las pruebas LOTs y de las verificaciones efectuadas con el vehículo ROV para el flujo anular en las cabezas de pozos indican que las operaciones de cementación son exitosas. En consecuencia, TotalFinaElf se propone utilizar una tecnología de cementación similar para los pozos futuros. 31. Para obtener mayor información acerca de las aplicaciones de la tecnología DeepCRETE, consulte: Piot B, Ferri A, Mananga S-P, Kalabare C y Viela D: “West Africa Deepwater Wells Benefit from Low-Temperature Cements,” artículo de las SPE/IADC 67774, presentado en la Conferencia de Perforación de las SPE/IADC, Amsterdam, Holanda, 27 de febrero al 1 de marzo 2001. 32. El calor excesivo liberado a través de reacciones químicas del proceso de hidratación del cemento podría disolver los hidratos depositados alrededor del pozo y desestabilizar los sedimentos que estaban previamente congelados en el lugar. 33. Los retornos de cemento constituyen una indicación de la calidad de la operación de cementación y la única indicación de pérdidas de fluidos durante una operación de cementación. Si se observan retornos y las presiones de bombeo se mantienen dentro del rango esperado durante la operación, entonces, no se esperan problemas. Si no se observan retornos, o sólo se observan retornos parciales, entonces, existieron pérdidas de fluidos durante la operación. En este caso, el tope del cemento no será tan alto como se había planeado y pueden ser necesarias operaciones de cementación de remediación. 34. Para obtener mayor información acerca del proyecto Marco Polo, consulte: Watson P, Kolstad E, Borstmayer R, Pope T y Reseigh A: “An Innovative Approach to Development Drilling in the Deepwater Gulf of Mexico,” artículo de las SPE/IADC 79809, presentado en la Conferencia de Perforación de las SPE/IADC, Amsterdam, Holanda, 19 al 21 de febrero de 2003. Para obtener mayor información acerca de la tecnología FlexSTONE, consulte: Abbas et al, referencia 29.

Oilfield Review

El uso de sistemas DeepCRETE significó importantes ahorros financieros para Anadarko. La compañía ahorró cerca de US$ 200,000 en el pozo exploratorio al no poseer una cuadrilla de trabajo en espera para la operación de cementación energizada, y que luego esa cuadrilla tuviera que esperar para cementar la segunda tubería de revestimiento de superficie. Los pozos de desarrollo se cementaron en grupo, de modo que el tiempo de espera para una cuadrilla de cementación energizada hubiese sido menor, con ahorros estimados de aproximadamente US$ 100,000 por pozo. La perforación en el campo Marco Polo incorpora otras avanzadas tecnologías de cementación, incluyendo lechadas de tecnología avanzada de cemento flexible FlexSTONE para tuberías de revestimiento de producción.34

Diagrama de pozo del campo Marco Polo

Diagrama de pozo del proyecto del Cañón del Mississippi

4681 pies MD

Tubería de revestimiento de 36 pulgadas

6987 pies MD

Tubería de revestimiento de 20 pulgadas

7649 pies MD

Tubería de revestimiento de 36 pulgadas

8763 pies MD 10,391 pies MD

Tubería de revestimiento de 20 pulgadas

Tubería de revestimiento de 16 pulgadas Tubería de revestimiento de 133⁄8 pulgadas Tope de la tubería corta de 16 pulgadas

Tubería de revestimiento de 95⁄8 pulgadas

Tubería de revestimiento de 95⁄8 pulgadas

FLORIDA

LUISIANA ALABAMA MISSISSIPPI

TEXAS

Pozo exploratorio en el Cañón del Mississippi

lf

o

Primavera de 2003

exploratorio de aguas profundas en el área del Cañón del Mississippi (abajo). Las operaciones de mezclado y bombeo se cumplieron acorde con el plan. En el proyecto de desarrollo Marco Polo en el área Green Canyon, también operada por Anadarko, se cementaron tuberías de revestimiento de 20 pulgadas con lechadas DeepCRETE. Las herramientas de adquisición de registros no pueden medir la calidad del cemento en secciones de pozos de gran diámetro, de modo que las operaciones de cementación en tuberías de revestimiento de superficie se evalúan de otras maneras. En estos pozos en aguas profundas, Anadarko observó que los retornos a la línea del lodo eran fáciles de observar utilizando un vehículo ROV.33 Los resultados de las pruebas LOT fueron mejor de lo esperado.

G

Actualmente se halla disponible una tecnología adicional de cementación en aguas profundas para satisfacer las necesidades de un fraguado rápido y prevenir la migración de gas en ambientes fríos y de aguas profundas. Para contrarrestar los flujos someros de agua o gas y las bajas temperaturas, actualmente se utiliza la tecnología de soluciones de cementación en aguas profundas DeepCRETE, que incluye un diseño especial para la distribución del tamaño de las partículas. Esta tecnología, además, no requiere equipos o personal de trabajo especiales.31 Los sistemas DeepCRETE, que se pueden formular con densidades de entre 8.0 y 13.5 lbm/gal [959 a 1619 kg/m3], incorporan la tecnología DeepCEM. La distribución del tamaño de las partículas facilita el bombeo de la lechada, mejora las propiedades de fraguado del cemento tales como permeabilidad y durabilidad, y requiere concentraciones más bajas de aditivos para evitar la migración del gas, que lo que requieren las lechadas comunes (página anterior). Los sistemas DeepCRETE poseen un calor de hidratación más bajo que los cementos Pórtland comunes, lo cual reduce el riesgo de cementación en áreas con formación de hidratos de gas.32 El rango de ajustes posibles de la densidad en la localización del pozo es más limitado que para los cementos energizados, pero esta limitación se ve compensada por otras ventajas tales como el rápido tiempo de transición, la baja pérdida de fluidos y la baja permeabilidad del cemento fraguado. Anadarko Petroleum ha desarrollado una actividad intensa en las aguas profundas del Golfo de México durante muchos años, con aproximadamente 30 pozos perforados hasta el año 2002. Si bien sus operaciones de cementación que utilizaban cementos energizados eran exitosas, Anadarko buscaba alternativas más simples, más seguras y menos costosas. Los sistemas de cemento energizado requieren equipos y personal de trabajo adicionales, y el uso de fluidos energizados—tales como el cemento gasificado—plantea cuestiones de seguridad y de manejo de los riesgos que muchos operadores luchan por evitar. Anadarko—el primer operador en el Golfo de México en aplicar esta tecnología—optó por utilizar lechadas DeepCRETE, luego de observar resultados de pruebas de laboratorio respecto del desarrollo de resistencia de gel de las lechadas. Las lechadas bombeadas en áreas propensas a flujos someros de agua o gas necesitan desarrollar resistencia de gel rápidamente. Las lechadas DeepCRETE fueron utilizadas para cementar las tuberías de revestimiento de superficie en un pozo

o

Campo Marco Polo

de

Méx

0 ico

0

100 100

200 200

300

300 millas 400

500 km

> Localizaciones del campo Marco Polo y del pozo exploratorio en el Cañón del Mississippi, en la zona marina del Golfo de México, y diagramas esquemáticos de los pozos (arriba).

49

Tubería de revestimiento estructural de 36 pulgadas Agujero de 24 pulgadas cementado hasta la línea de lodo

Tubería de revestimiento de 20 pulgadas hasta 2671.5 m

CHINA MYANMAR

Agujero de 20 pulgadas TAILANDIA VIETNAM

Tubería de revestimiento de 133⁄8 pulgadas hasta 3028 m

MALASIA Agujero de 121⁄4 pulgadas

INDONESIA Profundidad total 4210 m

0 TAILANDIA

0

100 200

200

300 400

400 millas

Bloque K Bloque H

600 km

Mar del Sur de Chin

a

SABAH BRUNEI

MALASIA

SARAWAK KALIMANTAN

SUMATRA

> Cementación en aguas profundas en un área marina de Malasia. La compañía Murphy Sabah Oil Co. Ltd. cementó pozos en el Bloque K en abril de 2002. Los pozos, en profundidades de agua de 1300 a 3000 m [4265 a 9843 pies], fueron emplazados en áreas propensas a experimentar flujos someros de agua o gas, formación de hidratos y formaciones débiles y no consolidadas. El diagrama esquemático (derecha), muestra las tuberías de revestimiento y la configuración de la cementación.

Cementación en aguas profundas en la zona marina de Malasia En la zona marina de Malasia, en el Mar del Sur de China, la compañía Murphy Sabah Oil Co. Ltd. perforó con éxito cinco pozos en aguas profundas en 2002 (arriba).35 Todas las localizaciones de perforación mostraban potencial para flujos someros de agua o gas, formación de hidratos de gas y formaciones débiles no consolidadas. A profundidades de entre 1300 y 3000 m [4265 y 9843 pies], las temperaturas del lecho marino eran de aproximadamente 1.7ºC [35ºF]; se efectuaron simulaciones con la aplicación de computación para evaluación y diseño de cementación CemCADE, a fin de evaluar los efectos de la temperatura en la capacidad de bombeo de la lechada y en el desarrollo de la resistencia a la compresión.

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Inicialmente, la compañía Murphy consideró utilizar sistemas de cementación energizada, pero la movilización del equipo y el personal adicionales para estas operaciones agregaba complicaciones inaceptables. Finalmente, la compañía Murphy seleccionó un sistema de cementación liviano optimizado para satisfacer los requisitos rigurosos en términos de densidad de la lechada, resistencia a la compresión y limitado tiempo de espera para el fraguado del cemento. El sistema DeepCRETE incorporó aditivos DeepCEM y aditivos para el control de la migración del gas GASBLOK; el control de pérdida de fluidos, la carencia total de agua libre, la falta de sedimentación y el corto tiempo de transición contribuyeron al excelente desempeño de la lechada.36

El sistema exhibió un bajo calor de hidratación, un atributo clave en un área que se sabe es propensa a la formación de hidratos de gas. Las tuberías de revestimiento de superficie para los cuatro pozos se cementaron con éxito, con retornos completos observados durante todas las tareas de cementación de las tuberías de revestimiento de superficie. Las pruebas LOTs en la zapata de la tubería de revestimiento de superficie también cumplieron con los requisitos del operador; las pruebas LOTs eran adecuadas para que la compañía Murphy perforara hasta la profundidad planificada para el asentamiento de la siguiente tubería de revestimiento sin tener que colocar ninguna tubería de revestimiento intermedia por contingencias.

Oilfield Review

ZAIRE Bloque 17

ANGOLA 0 0

ÁFRICA

200 200

400

400 millas 600 km

NAMBIA Desplazamiento horizontal (x 1000), m 0 0.5 1.0 1.5 0

Línea de lodo Tubería de revestimiento de 5 pulgadas hasta 1394 m Tubería de revestimiento de 36 pulgadas hasta 1513 m Tubería de revestimiento de 20 pulgadas hasta 1897 m Tubería de revestimiento de 103⁄4 pulgadas hasta 1948 m Tubería de revestimiento de 133⁄8 pulgadas hasta 2560 m Tubería de revestimiento de 95⁄8 pulgadas hasta 3594 m

Profundidad vertical verdadera (x 1000), m

0.25 0.50 0.75 1.00 1.25 1.50 1.75 2.00 2.25 2.50 2.75 3.00

> Localización del campo Girasol, Bloque 17, en la zona marina de Angola, y un diagrama esquemático para el Pozo 119. El pozo se desvió hasta 75º respecto de la vertical (derecha).

Cementación en aguas profundas en la zona marina de Angola Otros sistemas de cementación avanzada se están utilizando ventajosamente en pozos en aguas profundas. Las operaciones para los pozos en el campo Girasol, en la zona marina de Angola, constituyen un desafío. Descubierto por TotaFinalElf en 1996, el campo Girasol es un desarrollo de primerísimo nivel en aguas profundas que comenzó produciendo petróleo hacia una instalación flotante de producción, almacenamiento y descarga (FPSO, por sus siglas en inglés) en el año 2002 (arriba).37 Para el pozo Girasol 119, emplazado en el Bloque 17, el operador quería asegurar un excelente aislamiento por zonas para el yacimiento B1 del Oligoceno, que sería fracturado y empacado con grava, y para el yacimiento sobreyaciente B3, que no sería completado en este pozo. El pozo se desviaba hasta 75º respecto de la vertical y el agujero de 121⁄4 pulgadas mantenía su diámetro, pese a que se presentaron algunos agrandamientos localizados de 16 a 20

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pulgadas de diámetro a través de las arcillas interestratificadas del yacimiento B3. No existieron pérdidas de fluido de perforación significantes durante la circulación del pozo o la bajada de la tubería de revestimiento. La compañía requería una lechada de baja densidad para permitir velocidades de desplazamiento más altas y un correcto emplazamiento del cemento, así como una buena resistencia a la compresión en el cemento fraguado para soportar la operación de fracturamiento hidráulico. Utilizando el simulador WELLCLEAN II, los ingenieros de cementación diseñaron una lechada LiteCRETE y optimizaron las velocidades de desplazamiento dentro de los límites de inclinación del pozo, colocación de los centralizadores y densidad de circulación equivalente de la lechada. La alta inclinación del pozo dificultó el flujo de la lechada alrededor de la tubería de revestimiento, particularmente en la parte superior de la zona porque se utilizaron menos centralizadores para limitar las fuerzas de arrastre mientras se bajaba la tubería de revestimiento.

Las operaciones de cementación comenzaron con el bombeo del espaciador MUDPUSH para remover el lodo de perforación base aceite. Luego se bombeó una lechada LiteCRETE de 10.8 lbm/gal [1.3 g/cm3]. Durante las operaciones de cementación, se optó por mezclar la lechada en lotes en lugar de mezclarla al vuelo para asegurar que la lechada contara con la densidad y calidad adecuadas durante toda la operación. 35. Para obtener mayor información acerca de la cementación en aguas profundas de la compañía Murphy en Malasia, consulte: Schmidt D, Ong D y El Marsafawi Y: “Cementing Challenges in Ultra Deep Water, Offshore Sabah, Malaysia,” presentado en la Conferencia Internacional de la OSEA, Singapur, 29 al 31 de octubre de 2002. 36. Las amplias pruebas realizadas en los laboratorios de soporte al cliente en Kuala Lumpur y Houston (CSLs, por sus siglas en inglés), garantizaron que la lechada y los aditivos cumplirían con las especificaciones del operador. Para obtener mayor información acerca de los CSLs, consulte: Abbas et al, referencia 29. 37. Para obtener mayor información acerca del campo Girasol, consulte: Hart Publications: “Campo Girasol: Desplazamiento de la Frontera de las Aguas Profundas,” suplemento de Hart’s E&P, mayo de 2002.

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Conexión de tubería de revestimiento y colgador Espaciador o lechada Camisa deslizante

Conexión al sistema topdrive Elevador

Resorte

Accesorio de elevación

Orificio Primer dardo Sujetador de dardo

Unión giratoria de admisión de fluido

Vástago

Orificio de admisión de alta presión de 2 pulgadas

Fluido de perforación

Espaciador o lechada

Amortiguador hidráulico Aceite hidráulico

Segundo dardo Tubería de revestimiento siendo cementada

Motor hidráulico

Pernos de corte

Cuerpo de la válvula rotativa

Canasta del tapón

Sujetador de dardo

Tapón superior

Abertura tipo riñón

Espaciadores de tapón Tapón inferior siendo liberado

Primer dardo siendo lanzado Fluido de perforación

Conexión de la columna de perforación

> Equipo mejorado para cementación en aguas profundas. La herramienta submarina (izquierda) sostiene los tapones de cementación de la tubería de revestimiento hasta que éstos son liberados por los dardos bombeados desde un lanzador de dardos de superficie (derecha). Los tapones de cementación separan la lechada de cementación de otros fluidos, reduciendo la contaminación y manteniendo las propiedades y el desempeño predecibles de la lechada. El tapón inferior se lanza previo a la lechada de cemento para minimizar la contaminación de los fluidos de perforación dentro de la tubería de revestimiento antes de comenzar la cementación. El aumento de la presión de bombeo rompe un diafragma en el cuerpo del tapón para permitir el paso de la lechada luego de que un tapón alcanza el collar de asentamiento. El tapón superior posee un cuerpo sólido que proporciona una indicación positiva de contacto con el collar de asentamiento y el tapón inferior a través de un aumento en la presión de bombeo.

TotalFinaElf utilizó el sistema marino de lanzamiento de tapón DeepSea EXPRES con un sistema de cabeza de cementación de doble tapón para separar los fluidos de perforación. La cabeza de cementación DeepSea EXPRES ofrece mayor confiabilidad debido al diseño más simple del tapón de cemento (arriba). Los tapones se liberan desde la herramienta submarina sin que haya contacto físico entre los dardos y los tapones, evitando así los problemas de sello entre el dardo y el tapón. Esta cabeza de cementación reduce el tiempo de equipo de perforación debido a la liberación más eficiente y remota del dardo, y debido a que las pruebas de presión de la tubería de revestimiento se pueden combinar aplicando

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golpes al tapón superior.38 Las compañías operadoras están experimentando un mejoramiento en la calidad del trabajo por la mejor colocación del cemento, la falta de contaminación del fluido y la carencia de espacio microanular. Esta cabeza de cementación también permitió al operador probar la tubería de revestimiento inmediatamente después de golpear el tapón de cemento porque el rango de presión operativo del lanzador de dardos de superficie alcanza 10,000 lpc [69 Mpa], lo cual excede el límite de presión de los tapones y del equipo de flotación. Las operaciones se desarrollaron sin problemas pese a que se presentaron problemas logísticos menores, tales como la contaminación

de la mezcla antes de llegar al equipo de perforación. Sin embargo, el registro del generador de Imágenes UltraSónicas USI indicó excelente calidad de cemento en la zona crítica entre 3375 a 3525 m [11,073 a 11,565 pies] de profundidad medida (próxima página). Tendencias hacia el futuro Nuestra industria espera una actividad considerable en aguas profundas. Los descubrimientos en aguas profundas hasta la fecha han contribuido aproximadamente con 60 mil millones de barriles [9500 millones m3] de petróleo a las reservas mundiales, sin embargo sólo alrededor del 25% de las reservas en aguas profundas han sido o están siendo desarrolladas; tal vez tan sólo un 5% haya sido producido.39 Durante el tiempo relativamente corto que las compañías de petróleo y gas han explorado y producido en aguas profundas, el éxito en las exploraciones en este ambiente ha trepado de cerca del 10% a más del 30% en todo el mundo.40 Este ascendente índice de éxito llega en tiempos críticos cuando la industria se enfrenta con una demanda creciente de energía. Aún queda mucho trabajo que hacer en materia de caracterización de yacimientos en ambientes de aguas profundas. Muchos yacimientos en aguas profundas terminan siendo más complicados de lo inicialmente pensado, lo cual no sorprende dado que las primeras interpretaciones se realizan sobre la base de datos estáticos, relativamente limitados y provenientes de levantamientos sísmicos, posiblemente registros de uno o más pozos de exploración y, raramente núcleos. Los datos dinámicos, incluyendo levantamientos sísmicos repetidos destinados a aplicar la técnica de lapsos de tiempo, mediciones provenientes de medidores instalados en forma permanente y datos de producción, están contribuyendo en gran medida a comprender los yacimientos en aguas profundas y su producción. Los datos de yacimientos análogos, ya sea en afloramientos o en el subsuelo, también guían las interpretaciones de yacimientos (véase “Manifestaciones someras: su utilidad en la exploración profunda,” página 2). La complejidad inesperada de yacimientos en aguas profundas generalmente conduce a cambios en el número o emplazamiento de los pozos para optimizar la recuperación de hidrocarburos. Sin embargo, para los operadores son de mayor preocupación los desafortunados casos de diseños de instalaciones que resultan inadecuadas para manejar la producción de los campos. Un mejor entendimiento de los yacimientos en aguas profundas debería conducir a modelos de producción más precisos y a instalaciones de

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-500.0000 -6.0000 -5.6000 -4.8000 -4.4000 -4.0000 -3.6000 -3.2000 -2.8000 -2.4000 -2.0000 -1.6000 -1.2000 -0.8000 -0.4000 0.5000 Mínimo de radio interno

Amplitud del eco Velocidad del cable

0.5000 1.5000 2.5000 3.5000 6.5000

0 pies/h 2000 Localizador de collar de tubería de revestimiento -20

20

Excentricidad 0

Indicadores de proceso API

dB

150 0

dB

Máximo de radio interno

Promedio de radio interno

Promedio de radio interno

75 5 pulgadas 4 5 pulgadas 4

Amplitud mínima dB

Máximo de radio interno

75 5 pulgadas 4 5 pulgadas 4

Amplitud promedio 0

Rayos gamma

pulg. 0.5 0

5 pulgadas 4 5 pulgadas 4

Amplitud máxima 0

Mínimo de radio interno

Promedio de radio externo

Promedio de radio externo

75 5 pulgadas 4 5 pulgadas 4

-500.0000 -0.0760 -500.0000 -500.0000 0.2188 -0.0680 -0.0760 0.4375 -0.0680 -0.0600 0.6563 -0.0600 -0.0520 0.8750 -0.0520 -0.0440 1.0938 -0.0440 -0.0360 -1000.0000 1.3125 -0.0360 -0.0280 -500.0000 1.5313 -0.0280 -0.0200 -999.9900 1.7500 -0.0200 2.1000 -0.0120 1.9688 -0.0120 2.2273 -0.0040 2.1875 -0.0040 2.3545 0.0040 2.4063 0.0040 Micro 2.4818 0.0120 2.6250 0.0120 desadherencia Espesor 2.6091 0.0200 2.8438 0.0200 máximo 2.7364 0.0280 3.0625 0.0280 2.8636 0.1 pulgadas 0.6 0.0360 3.2813 0.0360 Líquido 2.9909 0.0440 3.5000 0.0440 Espesor 3.1182 0.0520 0.0520 promedio 3.2455 Espacio Impedancia 0.0600 0.0600 3.3727 microanular 0.1 pulgadas 0.6 acústica bruta 0.0680 0.0680 de gas o seco 3.5000 0.0760 0.0760 Rotación de Espesor Mapa de cemento la imagen mínimo Espesor Radio interno con clasificación Adherido menos promedio 0.1 pulgadas 0.6 menos promedio 0 Grados 360 de impedancia

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> Aislamiento por zonas de alta calidad en un pozo del campo Girasol. El registro del generador de Imágenes UltraSónicas USI muestra excelente adherencia entre el cemento y la tubería de revestimiento entre los 3375 y 3525 m [11,073 a 11,565 pies] aproximadamente.

producción correctamente dimensionadas al inicio del desarrollo de un campo. Los yacimientos turbidíticos están exigiendo mayor atención por parte de los geocientíficos, quienes prestan particular atención a ciertos aspectos tales como la calidad y continuidad del yacimiento, así como a los mecanismos de empuje.41 Además de establecer modelos análogos confiables para descubrimientos turbidíticos futuros, los geocientíficos de aguas profundas están compilando lecciones aprendidas acerca de la adquisición de datos y de compartir conoci-

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mientos a lo largo de la vida de yacimientos en aguas profundas. Naturalmente, la adquisición y el análisis de datos presupone una colaboración entre las diversas disciplinas. La mayoría de los desarrollos en aguas profundas demandan una importante cuota de cooperación e innovación: ninguna compañía puede “hacerlo sola.” El proyecto Canyon Express y otros similares, establecen un nuevo estándar para la aplicación de tecnología en aguas profundas. La cooperación en aguas profundas se extiende a otros grandes proyectos.

Por ejemplo, los participantes de la industria invitaron al Servicio de Manejo de Minerales de EUA, a los Guardacostas de EUA y a otras organizaciones a compartir el consorcio DeepStar que examina las cuestiones técnicas referentes a las operaciones en aguas profundas.42 El consorcio DeepStar ha estado trabajando desde 1992 para mejorar la tecnología y las operaciones y a fin de incrementar la rentabilidad de los campos situados a más de 3048 m [10,000 pies] de profundidad de agua. Este grupo también estudia las cuestiones de seguridad y medio ambiente asociadas con las operaciones en aguas profundas. Por ejemplo, el Equipo de Prevención de Derrames en Aguas Profundas ha estudiado los efectos potenciales de reventones y derrames.43 Organizaciones como la fundación para Investigaciones Científicas e Industriales del Instituto de Tecnología Noruego (SINTEF, por sus siglas en inglés) también están contribuyendo para que la industria avance en cuanto a confiabilidad y diseño de equipos.44 Además de nuevos sistemas de cementación y equipos relacionados, las mejoras en otras tecnologías facilitan la producción en aguas profundas. El levantamiento artificial, el transporte de herramientas y el aseguramiento del flujo son áreas de investigación y desarrollo activos para las compañías de servicios y de E&P. La producción de campos en aguas profundas sigue representando un enorme desafío, pero los esfuerzos de colaboración de las compañías de E&P y las agencias gubernamentales contribuyen a simplificar la tarea. —GMG 38. La expresión “aplicando golpes al tapón” se refiere a un aumento en la presión de la bomba durante las operaciones de cementación, indicando que ha sido colocado el tapón de cemento superior sobre el tapón inferior o collar de asentamiento. El bombeo del tapón concluye la operación de cementación. 39. Shirley, referencia 2. 40. Shirley, referencia 2. 41. Las turbiditas son depósitos sedimentarios formados por corrientes turbidíticas en aguas profundas en la base del talud continental y en la llanura abismal. Para obtener mayor información acerca de yacimientos turbidíticos, consulte: Weimer P, Slatt RM, Dromgoole P, Mowman M y Leonard M: “Developing and Managing Turbidite Reservoirs: Case Histories and Experiences: Results of the 1998 EAGE/AAPG Research Conference,” AAPG Bulletin 84, no. 4 (Abril de 2000): 453–465. 42. Kallaur C: “The Deepwater Gulf of Mexico—Lessons Learned,” presentado en el Instituto de la Conferencia Internacional del Petróleo sobre Exploración y Producción en Aguas Profundas, Londres, Inglaterra, 22 de febrero de 2001. 43. Para obtener mayor información acerca del Equipo de Prevención de Derrames en Aguas Profundas, consulte: Lane JS y LaBelle RP: “Meeting the Challenge of Potential Deepwater Spills: Cooperative Research Effort Between Industry and Government,” artículo de la SPE 61114, presentado en la Conferencia Internacional de la SPE sobre Salud, Seguridad y Medio Ambiente en la Exploración y Producción de Petróleo y Gas, Stavanger, Noruega, 26 al 28 de junio de 2000. 44. Para obtener mayor información acerca de SINTEF, conéctese a: http://www.sintef.no

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