Nuevos aspectos de la construcción de pozos multilaterales Los pozos de drenaje múltiples que emergen de un pozo principal ayudan a maximizar el contacto con el yacimiento. Además de proporcionar un área de drenaje más extensa que la provista por un pozo individual, estas terminaciones de pozos multilaterales pueden reducir el riesgo global de perforación y el costo total. Para satisfacer los objetivos específicos de desarrollo de campos de petróleo y de gas en las exigentes condiciones actuales, los operadores requieren conexiones (juntas, uniones, junturas) confiables entre la tubería de revestimiento primaria del pozo principal y las tuberías de revestimiento de las ramificaciones laterales.

José Fraija Hervé Ohmer Tom Pulick Rosharon, Texas, EUA Mike Jardon Caracas, Venezuela Mirush Kaja Eni Agip Milán, Italia Ramiro Paez China National Offshore Operating Company (CNOOC) Yakarta, Indonesia Gabriel P. G. Sotomayor Petróleo Brasileiro S.A. (Petrobras) Río de Janeiro, Brasil Kenneth Umudjoro TotalFinaElf Port Harcourt, Nigeria Por su colaboración en la preparación de este artículo, se agradece a Axel Destremau, Port Harcourt, Nigeria; Robert Dillard y Jim Fairbairn, Rosharon, Texas, EUA; James Garner, Sugar Land, Texas; Gary Gill, Calgary, Alberta, Canadá; Heitor Gioppo y Joe Miller, Río de Janeiro, Brasil; Tim O’Rourke, Yakarta, Indonesia; y John Spivey, Universidad de Wyoming, Laramie, EUA. Herramienta de Adherencia del Cemento (CBT), Discovery MLT, ECLIPSE, FloWatcher, MultiPort, MultiSensor, NODAL, PowerPak XP, QUANTUM, RAPID (Acceso Confiable que Provee Drenaje Mejorado), RapidAccess, RapidConnect, RapidExclude, RapidSeal, RapidTieBack, USI (generador de Imágenes Ultrasónicas) y VISION475 son marcas de Schlumberger.

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En aras de optimizar la producción, reducir los costos y maximizar la recuperación de las reservas, las compañías operadoras de la industria petrolera están asignando cada vez más importancia a las terminaciones de pozos multilaterales; ramificaciones o pozos de drenaje, perforados desde un pozo primario. Más del 10% de los 68,000 nuevos pozos que se perforan cada año son candidatos para este tipo de terminación. La tecnología de pozos multilaterales también se utiliza en operaciones de re-entrada en pozos existentes. Las formas básicas de pozos multilaterales se conocen desde la década de 1950, pero los primeros métodos de perforación y los equipos de terminación iniciales resultaban adecuados sólo para ciertas aplicaciones. Las mejoras introducidas en las técnicas de construcción de pozos durante la década de 1990 permitieron a los operadores perforar y terminar cada vez más pozos con ramificaciones laterales múltiples.1 En la actualidad, los pozos principales y los tramos laterales pueden perforarse verticalmente, con altos ángulos, u horizontalmente para afrontar las distintas condiciones del subsuelo. Las configuraciones de los pozos multilaterales varían desde un solo pozo de drenaje hasta ramificaciones múltiples en arreglos de tipo abanicos horizontales, apilados verticalmente, o dos tramos laterales opuestos (página siguiente). La terminación de los tramos laterales se realiza a agujero descubierto o con tuberías de revestimiento “desprendidas”—tuberías de revestimiento que no están conectadas al pozo principal—cementadas o sin cementar. Otros diseños de terminación utilizan arreglos mecánicos para lograr una adecuada conexión, integridad hidráulica y acceso selectivo en las

conexiones entre las tuberías de revestimiento de los tramos laterales y la tubería de revestimiento primaria del pozo principal. Como cualquier otra terminación de pozo, las tuberías de revestimiento para los tramos laterales suelen incluir empacadores externos para garantizar el aislamiento zonal o filtros (cedazos) mecánicos para el control de la producción de arena. La producción proveniente de los tramos laterales individuales puede mezclarse entre sí o fluir hacia la superficie a través de sartas de producción independientes. Hoy en día, los pozos también pueden incluir elementos de terminación de vanguardia para controlar y vigilar rutinariamente el flujo proveniente de cada ramificación lateral. En consecuencia, los riesgos de perforación y terminación varían con la configuración del pozo, la complejidad de las conexiones, las necesidades de terminación del pozo y el equipo de fondo. Los tramos laterales múltiples permiten aumentar la productividad porque contactan un área más extensa del yacimiento que un solo pozo. En ciertos campos, la tecnología de perforación de pozos multilaterales ofrece ventajas con respecto a otras técnicas de terminación, tales como los pozos verticales y horizontales convencionales, o los tratamientos de estimulación por fracturamiento hidráulico. Los operadores utilizan pozos multilaterales para alcanzar diversas formaciones o más de un yacimiento, que representan el objetivo, y para explotar reservas pasadas por alto con un solo pozo. La tecnología de pozos multilaterales a menudo constituye el único medio económico para explotar compartimentos geológicos aislados, campos satélites remotos y yacimientos pequeños que contienen volúmenes de reservas limitados.

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Yacimientos someros, agotados, o de petróleo pesado Pozo principal

Tramos laterales verticalmente apilados

Tramos laterales de tipo abanico horizontal

Conexiones

Yacimientos laminados o estratificados Dos tramos laterales opuestos Yacimientos de baja permeabilidad o naturalmente fracturados

> Configuraciones básicas de pozos multilaterales. Los tramos laterales horizontales, que conforman arreglos de tipo horquilla, abanico o espina dorsal, tienen como objetivo una sola zona y están destinados a maximizar la producción de yacimientos someros de baja presión o yacimientos de petróleo pesado, y campos con agotamiento parcial. Los tramos laterales apilados verticalmente resultan efectivos en formaciones laminadas o en yacimientos estratificados; la mezcla de la producción de varios horizontes aumenta la productividad del pozo y mejora la recuperación de hidrocarburos. En formaciones de baja permeabilidad y naturalmente fracturadas, los dos tramos laterales opuestos pueden intersectar más fracturas que un solo pozo horizontal—especialmente si se conoce la orientación de los esfuerzos en el subsuelo—y también pueden reducir la caída de presión por fricción durante la producción.

Los pozos multilaterales resultan especialmente adecuados para conectar rasgos verticales y horizontales del subsuelo, tales como fracturas naturales, formaciones laminadas y yacimientos estratificados. Los pozos de drenaje múltiples, de alto ángulo u horizontales, intersectan más fracturas naturales y a menudo permiten incrementar la producción más que si se utilizara un solo pozo horizontal o la estimulación por fracturamiento hidráulico. La perforación de pozos multilaterales debería contemplarse en entornos en los que resultan adecuados los pozos direccionales u horizontales. Los pozos direccionales, horizontales y multilaterales optimizan el contacto del pozo con el yacimiento y permiten generar regímenes de producción más altos y con menos caídas de presión que los pozos verticales u horizontales. No obstante, existen límites respecto de la longitud que puede tener una sola sección horizontal más allá de los cuales la fricción en las paredes del pozo, en la tubería de revestimiento o de producción limita la producción del pozo. Los pozos multilaterales reducen las caídas de presión por fricción durante la producción ya que el flujo se dispersa a través de dos o más ramificaciones laterales más cortas. Por ejemplo, dos tramos laterales opuestos reducen la caída de

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presión durante el flujo respecto de la originada en un solo pozo horizontal que tiene el mismo contacto con el yacimiento e igual régimen de producción que los tramos laterales (véase “Consideraciones clave de diseño,” página 73). Los pozos multilaterales exigen una inversión inicial adicional en equipos pero permiten bajar potencialmente las erogaciones de capital totales y los costos de desarrollo, así como los gastos operativos debido a la menor cantidad de pozos necesarios. Esta tecnología reduce las necesidades en términos de cabezales de pozo, tubos elevados de las plataformas y terminaciones submarinas, lo cual permite reducir los costos y optimizar la utilización de las bocas de cabezales de pozo (slots) en las plataformas marinas o el empleo de plantillas submarinas. Los pozos multilaterales también permiten minimizar la extensión, o las huellas, de las localizaciones de superficie y mitigar el impacto ambiental en tierra. Una menor cantidad de pozos reduce la exposición reiterada a los riesgos de perforaciones someras. Las conexiones laterales constituyen un elemento crítico de las terminaciones de pozos multilaterales y pueden fallar bajo la acción de los esfuerzos existentes en el subsuelo y ante las fuerzas inducidas por la temperatura y las presiones diferenciales que se desarrollan durante la

producción del pozo. Las conexiones se dividen en dos grupos generales: aquellas que no presentan integridad hidráulica (Niveles 1, 2, 3 y 4) y las que sí lo hacen (Niveles 5 y 6). El éxito de los pozos multilaterales depende de la durabilidad, la versatilidad y la accesibilidad de las conexiones. Los sistemas del Nivel 3 y el Nivel 6 surgieron como las conexiones multilaterales preferidas.2 Las conexiones del Nivel 3 traen incorporado un empalme y una conexión mecánica entre la tubería de revestimiento del tramo lateral y la tubería de revestimiento primaria que permite el acceso selectivo y el reingreso a las ramificaciones laterales. Las conexiones del Nivel 6 forman parte integrante de la sarta de revestimiento primaria que ofrece integridad hidráulica y acceso a los tramos laterales. 1. Bosworth S, El-Sayed HS, Ismail G, Ohmer H, Stracke M, West C y Retnanto A: “Key Issues in Multilateral Technology,” Oilfield Review 10, no. 4 (Invierno de 1998): 14–28. 2. Betancourt S, Shukla S, Sun D, Hsii J, Yan M, Arpat B, Sinha S y Jalali Y: “Developments in Completion Technology and Production Methods,” artículo de la SPE 74427, presentado en la Conferencia y Exhibición Internacional del Petróleo de la SPE, Villahermosa, México, 10 al 12 de febrero de 2002.

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Las nuevas técnicas de construcción de conexiones permiten la utilización de pozos multilaterales en una gama más amplia de condiciones de subsuelo y para un número creciente de aplicaciones en yacimientos. Sin embargo, la mayor complejidad de los equipos y de las configuraciones de pozos presenta obstáculos técnicos, riesgos operativos y consideraciones económicas que los operadores y las compañías de servicios deben encarar. En este artículo se examinan las aplicaciones y clasificaciones de los pozos multilaterales. También se analizan los sistemas de conexiones e instalaciones a través de resultados de pruebas de pozos y de ejemplos de campo tomados de EUA, Canadá, Venezuela, Brasil, Nigeria e Indonesia. Aplicaciones en yacimientos Los pozos multilaterales reemplazan a uno o más pozos individuales. Por ejemplo, un pozo con dos tramos laterales opuestos reemplaza a dos pozos horizontales convencionales, cada uno perforado desde la superficie con columnas de revestimiento y cabezales de pozo independientes. En áreas con riesgos de perforación someros, yacimientos profundos o campos petroleros situados en zonas de aguas profundas, un solo pozo principal elimina el riesgo y el alto costo de perforar hasta la profundidad final (TD, por sus siglas en inglés) dos veces. En tierra firme, esto reduce la cantidad de cabezales de pozos y las dimensiones de las localizaciones de superficie. En áreas marinas, los pozos multilaterales permiten conservar las bocas de cabezales de pozo de las pla-

taformas de perforación o de las plantillas submarinas, y reducen los requerimientos de las instalaciones de superficie y el espacio en cubierta. Una de las ventajas fundamentales de los pozos multilaterales es el máximo contacto con el yacimiento, lo cual aumenta la productividad o la inyectividad y permite mejorar los factores de recuperación. Varios pozos de drenaje laterales intersectan y conectan rasgos de yacimientos heterogéneos, tales como fracturas naturales, filones de mayor permeabilidad, formaciones laminadas o yacimientos estratificados y bolsones aislados de petróleo y de gas. La maximización del contacto con el yacimiento aumenta el área de drenaje del pozo y reduce la caída de presión, lo cual mitiga la entrada de arena y la conificación de agua o gas en forma más efectiva de lo que lo hacen los pozos verticales y horizontales convencionales. Toda tecnología nueva implica elementos de riesgo y complejidad técnica, de modo que se deben abordar tanto las ventajas como las desventajas.3 La pérdida de un pozo multilateral principal produce pérdidas de la producción proveniente de todas las ramificaciones. Las terminaciones de pozos multilaterales son más complejas desde el punto de vista mecánico que las de los pozos convencionales y dependen de herramientas y sistemas de fondo de pozo nuevos. El control del pozo durante la perforación o la terminación de tramos multilaterales puede presentar dificultades. Además, hay mayores riesgos relacionados con el acceso al pozo en el largo plazo para efectuar tareas correctivas u operaciones de manejo de yacimientos.

Después de considerar los aspectos positivos y negativos de la tecnología de perforación de pozos multilaterales, así como su impacto en el largo plazo sobre el desarrollo de campos petroleros, se vislumbran varias aplicaciones en yacimientos. Los pozos con tramos laterales múltiples resultan particularmente adecuados para campos con reservas de petróleo pesado, baja permeabilidad o fracturas naturales, formaciones laminadas o yacimientos estratificados, hidrocarburos pasados por alto en distintos compartimentos estructurales o estratigráficos y con producción madura o con agotamiento parcial.4 El desarrollo económico de reservas de petróleo pesado se encuentra limitado por la baja movilidad del petróleo, la eficiencia de barrido de la inyección de vapor y los factores de recuperación (véase “Yacimientos de petróleo pesado,” página 32). En los yacimientos de petróleo pesado u otros yacimientos de baja movilidad, los pozos de drenaje laterales ofrecen ventajas similares a los tratamientos de fracturamiento hidráulico en las zonas gasíferas de baja permeabilidad. El mayor contacto del pozo con el yacimiento estimula la producción de petróleo. Los tramos laterales horizontales también reducen las caídas de presión frente a la formación, atenúan la conificación de agua y mejoran la inyección de vapor en estos yacimientos (abajo a la izquierda). Los yacimientos de baja permeabilidad y naturalmente fracturados se asocian frecuentemente con un nivel de productividad limitado, de manera que la anisotropía de la formación cons-

> Yacimientos de petróleo pesado. Además de mejorar la inyección de vapor, los tramos laterales horizontales maximizan la producción y mejoran la recuperación de depósitos de petróleo pesado y de yacimientos delgados, someros o agotados, mediante el incremento del área de drenaje del pozo. En yacimientos con columnas de petróleo delgadas, los tramos laterales horizontales mitigan la irrupción prematura de agua o gas, o la conificación.

> Yacimientos de baja permeabilidad o naturalmente fracturados. Los tramos laterales horizontales aumentan la probabilidad de intersectar fracturas naturales y de terminar un pozo rentable en formaciones naturalmente fracturadas con fracturas cuyas orientaciones se desconocen. Si se conoce la orientación de los esfuerzos en el subsuelo, los dos tramos laterales opuestos permiten optimizar el contacto del pozo con el yacimiento.

> Yacimientos satélites. Los pozos multilaterales constituyen una forma eficaz y económica de explotar campos remotos y yacimientos pequeños que contienen volúmenes de hidrocarburos limitados.

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tituye un factor importante para el diseño de pozos multilaterales. Las fracturas hidráulicas yacen paralelas, no perpendiculares, a las fracturas naturales. En consecuencia, los pozos producen como si las fracturas apuntaladas fueran mucho más cortas que en un yacimiento homogéneo. Los tramos laterales horizontales perforados en forma perpendicular a las fracturas naturales mejoran sustancialmente la productividad del pozo ya que intersectan más fracturas (página anterior al centro). En zonas laminadas y en yacimientos estratificados o formaciones heterogéneas, los pozos con tramos laterales apilados verticalmente permiten mejorar la productividad y la recuperación de reservas, ya que conectan múltiples intervalos productivos separados por barreras verticales o contrastes de permeabilidad y gradaciones (abajo a la izquierda). La explotación simultánea de zonas múltiples ayuda a mantener los regímenes de producción por encima del límite económico de las instalaciones de superficie o de las plataformas marinas, y prolonga la vida económica de los pozos y campos petroleros. Con pozos multilaterales se pueden explotar reservas pasadas por alto en distintos compartimentos geológicos creados por ambientes sedimentarios, la diagénesis formacional y fallas que actúan como sello (abajo a la derecha). Cuando los volúmenes de reservas contenidos en bloques individuales no justifican un pozo para cada bloque, las terminaciones de tramos multilaterales son una opción viable ya que permiten conectar varios compartimentos geológicos. La comparti-

> Formaciones laminadas o yacimientos estratificados. En yacimientos estratificados, varios tramos laterales apilados verticalmente contactan un área más extensa del yacimiento que un solo pozo vertical y pueden explotar múltiples formaciones productivas. Mediante la modificación de la inclinación de los tramos laterales y de la profundidad vertical de cada pozo de drenaje, es posible drenar múltiples formaciones delgadas.

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mentalización geológica también se produce cuando el agua de acuíferos naturales o el agua inyectada barren más allá de las áreas de baja permeabilidad, dejando bolsones de petróleo y de gas que pueden recuperarse mediante la construcción de pozos multilaterales. En forma similar, los pozos multilaterales permiten el desarrollo de yacimientos pequeños y campos satélites remotos sin posibilidades de ser explotados con pozos verticales, de alto ángulo u horizontales convencionales (página anterior a la derecha). Los operadores también utilizan pozos multilaterales para explotar yacimientos de baja presión y yacimientos parcialmente agotados, particularmente para la perforación de pozos de relleno y de re-entrada.5 En campos petroleros maduros, los pozos multilaterales mejoran la perforación de pozos de relleno ya que tienen como objetivo áreas cuya explotación no resulta económica con pozos individuales. Cuando la producción se estabiliza, la perforación de ramificaciones laterales desde pozos existentes permite explotar hidrocarburos adicionales sin sacrificar los niveles de producción corriente. Esta estrategia mejora los niveles de producción de un pozo y aumenta las reservas recuperables, permitiendo la explotación económica de yacimientos maduros. Los pozos con ramificaciones múltiples ayudan a modificar el drenaje del yacimiento en proyectos de recuperación terciaria que utilizan la inyección de agua o vapor. Las ramificaciones laterales desviadas a partir de pozos existentes controlan la localización del influjo y permiten mejorar los

> Compartimentos geológicos aislados. Los pozos multilaterales suelen ser más eficaces que los pozos individuales para explotar hidrocarburos pasados por alto en distintos compartimentos geológicos o como resultado del agotamiento parcial de las reservas.

esquemas de inyección a medida que la eficiencia de barrido cambia con el tiempo. La producción de hidrocarburos pasados por alto y la realineación de los esquemas de inyección con las ramificaciones laterales elimina la necesidad de forzar las reservas hacia los pozos de producción existentes. Los pozos multilaterales también ayudan a controlar la entrada de gas y de agua. Las ramificaciones laterales múltiples perforadas con longitudes variables en diferentes capas permiten mejorar el barrido vertical de los hidrocarburos y la recuperación de reservas. Los tramos laterales horizontales atenúan la conificación de gas y de agua en ciertos yacimientos, especialmente en aquellos que tienen zonas con hidrocarburos delgadas, casquetes de gas o empuje de agua de fondo. Los pozos multilaterales permiten mejorar la recuperación durante la despresurización del casquete de gas en las últimas etapas de la vida útil del campo y también ayudan a mejorar la productividad en proyectos de almacenamiento de gas en el subsuelo.6 Los operadores utilizan incluso los pozos multilaterales en exploración para muestrear la calidad del yacimiento horizontal y su extensión areal, y evaluar las trampas estratigráficas. Otro de los roles de estos pozos es la delineación de yacimientos. Mediante la planificación de dos o más tramos laterales perforados desde un pozo principal, se puede explorar directamente un área más extensa desde una sola localización de superficie. Este procedimiento genera mayor flexibilidad durante la delineación del campo ya que permite que cada tramo lateral sea planificado en base al conocimiento adquirido durante la perforación del pozo principal y de los tramos laterales precedentes. Además de seleccionar las configuraciones de pozos multilaterales necesarias para abordar aplicaciones específicas en yacimientos, los ingenieros deben determinar el grado de integridad 3. Vij SK, Narasaiah SL, Walia A y Singh G: “Multilaterals: An Overview and Issues Involved in Adopting This Technology,” artículo de la SPE 39509, presentado en la Conferencia y Exhibición del petróleo y del gas de la SPE de India, Nueva Delhi, India, 17 al 19 de febrero de 1998.. 4. Ehlig-Economides CA, Mowat GR y Corbett C: “Techniques for Multibranch Well Trajectory Design in the Context of a Three-Dimensional Reservoir Model,” artículo de la SPE 35505, presentado en la Conferencia Europea de Modelado 3D de Yacimientos, Stavanger, Noruega, 16 al 17 de abril de 1996. Sugiyama H, Tochikawa T, Peden JM y Nicoll G: “The Optimal Application of Multi-Lateral/Multi-Branch Completions,” artículo de la SPE 38033, presentado en la Conferencia del Petróleo y el Gas de la SPE del Pacífico Asiático, Kuala Lumpur, Malasia, 14 al 16 de abril de 1997. 5. Hill D, Neme E, Ehlig-Economides C y Mollinedo M: “Reentry Drilling Gives New Life to Aging Fields,” Oilfield Review 8, no. 3 (Otoño de 1996): 4–17. 6. Bary A, Crotogino F, Prevedel B, Berger H, Brown K, Frantz J, Sawyer W, Henzell M, Mohmeyer K-U, Ren N-K, Stiles K y Xiong H: “Almacenamiento subterráneo de gas natural,” Oilfield Review 14, no. 2 (Otoño de 2002): 3–19.

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Nivel 1

Nivel 2

Nivel 3 Nivel 1 – Pozo de re-entrada sin entubar o conexión sin soporte. Nivel 2 – Pozo principal entubado y cementado con tramo lateral terminado a agujero descubierto o con tubería de revestimiento desprendida. Nivel 3 – Pozo principal entubado y cementado con tramo lateral entubado y sin cementar, con tubería de revestimiento conectada mecánicamente al pozo principal (color rojo).

Nivel 4

Nivel 5

Nivel 6 Nivel 4 – Pozo principal entubado y cementado con tramo lateral entubado y cementado, con tubería de revestimiento del tramo lateral conectada mecánicamente al pozo principal. Nivel 5 – Pozo principal entubado y cementado y tramo lateral entubado, cementado o sin cementar, donde la integridad y el aislamiento hidráulico están provistos por los componentes de terminación adicionales ubicados dentro del pozo principal (empacadores, sellos y tubulares). Nivel 6 – Pozo principal entubado y cementado y tramo lateral entubado, cementado o sin cementar, donde la integridad y el aislamiento hidráulico están provistos por la tubería de revestimiento primaria en la intersección de la tubería de revestimiento del tramo lateral sin componentes de terminación adicionales dentro del pozo principal.

> Clasificación de las conexiones. Los pozos multilaterales se caracterizan de acuerdo con las definiciones establecidas en el Foro de Avance Técnico de Pozos Multilaterales (TAML, por sus siglas en inglés), celebrado en Aberdeen, Escocia, el 26 de julio de 1999, y recientemente actualizado en una propuesta efectuada en julio de 2002. Estos estándares clasifican a las conexiones en seis niveles, Nivel 1, 2, 3, 4, 5 ó 6, según el grado de complejidad mecánica, conectividad y aislamiento hidráulico.

mecánica e hidráulica que se requiere en las conexiones laterales para optimizar la producción y maximizar la recuperación (arriba).7 Schlumberger ofrece soluciones de pozos multilaterales que van desde la perforación de pozos de re-entrada y tramos laterales terminados a agujero descubierto hasta las avanzadas conexiones de Acceso Confiable que Proveen Drenaje Mejorado RAPID, las cuales proporcionan conectividad, resistencia, exclusión de arena e integridad hidráulica. Ventanas precortadas y conectividad de las conexiones El sistema prefabricado RapidTieBack de perforación y terminación de tramos multilaterales sin fresado, utiliza ventanas en la tubería de revestimiento maquinadas con anticipación y cubiertas con una camisa perforable interna para construir tramos laterales estrechamente espaciados en pozos nuevos (próxima página). Este sistema de conexiones puede instalarse rápidamente con mínimo tiempo de inmovilización del equipo de perforación en pozos con ángulos de inclinación hasta la horizontal. Una de las ventajas fundamentales de este sistema es la capacidad de permitir la terminación de hasta cuatro tramos

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laterales en ángulo recto, con ventanas adyacentes en la tubería de revestimiento, ubicadas a 1.8 m [6 pies] de distancia entre sí. Las conexiones cuádruples RapidTieBack han sido concebidas para emplazar las conexiones dentro de un yacimiento y perforar pozos de drenaje de alto ángulo, utilizando arreglos de perforación de radio de curvatura corto. Este sistema de pozos multilaterales también puede colocarse por encima del yacimiento, lo cual reduce el incremento angular y la inclinación del tramo lateral para minimizar el esfuerzo ejercido sobre las conexiones. Dado que se eliminan las operaciones de fresado, las ventanas precortadas proveen salidas rápidas y consistentes en la tubería de revestimiento, impiden la formación de recortes de acero y reducen el riesgo de rotura de la tubería de revestimiento. Las barrenas con ensanchadores de pozo reducen aún más el riesgo durante la reperforación del tapón de cemento y de la camisa provisoria rellena de uretano. Se utiliza una herramienta de lavado, especialmente diseñada con un dispositivo de orientación, para asegurar que los niples de perfil RapidTieBack de la tubería de revestimiento principal estén libres de escombros.

La instalación de una camisa de empalme mecánico permite conectar las tuberías de revestimiento de los tramos laterales con la tubería de revestimiento central para una mayor estabilidad y provee acceso selectivo a las ramificaciones del pozo a fin de realizar trabajos de remediación. Los tramos laterales pueden permanecer a pozo abierto o terminarse con tubería de revestimiento cementada o sin cementar, tuberías de revestimiento ranuradas y filtros de exclusión de arena para lograr mayor estabilidad del pozo. Un mayor diámetro interno del empalme de la tubería de revestimiento en el pozo principal permite alojar un equipo de terminación de mayores 7. Technical Advancement of Multilaterals, Foro “Avance Técnico de los Pozo Multilaterales” (TAML) Forum, Aberdeen, Escocia, 26 de julio de 1999. Hogg C: “Comparison of Multilateral Completion Scenarios and Their Application,” artículo de la SPE 38493, presentado en la Conferencia Europea de Áreas Marinas de la SPE, Aberdeen, Escocia, 9 al 10 de septiembre de 1997. Brister R y Oberkircher J: “The Optimum Junction Depth for Multilateral Wells,” artículo de la SPE 64699, presentado en la Conferencia y Exhibición Internacional del Petróleo y el Gas de la SPE, Pekín, China, 7 al 10 de noviembre de 2000. Westgard D: “Multilateral TAML Levels Reviewed, Slightly Modified,” Journal of Petroleum Technology 54, no. 9 (Septiembre de 2002): 22–28.

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dimensiones, un equipo de levantamiento artificial de gran volumen y herramientas de reentrada para futuras operaciones de pozo. Un mayor diámetro interno permite que las herramientas y componentes de terminación con diámetros externos más grandes, tales como bombas eléctricas sumergibles de gran volumen, 1 Cementar sección de la ventana de salida.

2 Limpiar tubería de revestimiento e instalar cuña de desviación.

Ranura de orientación Perfil superior

Relleno de uretano

válvulas de control de flujo operadas en forma hidráulica o eléctrica y recuperables mediante línea de acero (línea de arrastre, slickline) o con la tubería de producción, pasen a través de las conexiones cuádruples RapidTieBack. La colocación del equipo de levantamiento artificial a mayor profundidad aumenta la caída de presión a

Tubería de revestimiento

Barrena

Herramienta de asentamiento de la tubería de revestimiento Empalme de la tubería de revestimiento

Cuña de desviación

Ventana precortada con cobertura compuesta

4 Instalar tubería de revestimiento del tramo lateral y empalmar.

3 Perforar ramificación lateral.

Herramienta de bajada al pozo

Camisa perforable interna

fin de lograr una mayor productividad y reduce la presión de abandono final, lo cual incrementa la recuperación de reservas. Los sistemas cuádruples RapidTieBack han sido muy utilizados en la explotación de petróleos pesados, pero también son aplicables en terminaciones de pozos multilaterales, en yaci-

Herramienta de monoposicionamiento

Herramienta de despliegue de re-entrada (RDT)

Sarta de cementación interna

Ranura de orientación

1 – Instalar la conexión a la profundidad propuesta. Orientar las ventanas en base a mediciones giroscópicas y cementar la tubería de revestimiento primaria. 2 – Perforar la camisa interna y el cemento. Asentar la cuña de desviación recuperable y la herramienta de monoposicionamiento en el perfil ubicado debajo de la sección de la ventana. Recuperar la herramienta de bajada al pozo. 3 – Perforar el tramo lateral y extraer el arreglo de perforación. Reorientar la cuña de desviación para perforar el tramo lateral opuesto. Recuperar la cuña de desviación y la herramienta de monoposicionamiento. Limpiar el pozo principal. Repetir el procedimiento para el siguiente grupo de ventanas. 4 – Colocar el arreglo de tubería de revestimiento, la herramienta de despliegue de re-entrada (RDT) y la herramienta de monoposicionamiento en el perfil ubicado debajo de la ventana. Desprender el arreglo de la herramienta RDT y bajar la tubería de revestimiento en el tramo lateral. Asentar la herramienta de colocación de la tubería de revestimiento en el perfil superior y trabar el empalme de la tubería de revestimiento en la ventana precortada. 5 Tubería de revestimiento cementada, opcional.

6 Extraer la herramienta RDT.

7 Terminar conexión.

Pescasondas Camisa interior

5 – Desenganchar la herramienta de colocación de la tubería de revestimiento y retirar la sarta de cementación interna. 6 – Repasar con tubo lavador la herramienta RDT con el pescasondas, desenganchar la herramienta de monoposicionamiento y recuperar la herramienta RDT. 7 – Instalar la camisa de la plantilla interior para mantener la tubería de revestimiento lateral en el lugar adecuado.

> Ventanas precortadas en la tubería de revestimiento. Las aplicaciones para las conexiones cuádruples RapidTieBack incluyen pozos nuevos que requieren conexiones de diámetro completo en yacimientos someros de petróleo pesado, formaciones de baja permeabilidad o naturalmente fracturadas y campos maduros con agotamiento parcial. Este sistema no requiere el fresado de la tubería de revestimiento de acero, conecta las tuberías de revestimiento de los tramos laterales a la tubería de revestimiento primaria de un pozo principal y permite la cementación de las tuberías de revestimiento laterales.

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mientos de baja permeabilidad, naturalmente fracturados y parcialmente agotados, para mejorar la productividad del pozo y la recuperación de reservas mediante el aumento del área de drenaje del pozo y la reducción de la caída de presión en los intervalos productivos. Sistemas cuádruples RapidTieBack: Canadá y Venezuela En los procesos térmicos de recuperación asistida (EOR, por sus siglas en inglés) se inyecta vapor para calentar las formaciones, reducir la viscosidad del petróleo pesado y estimular el flujo de los fluidos. Las ramificaciones laterales múltiples permiten maximizar el contacto con el yacimiento y aumentar la productividad de los métodos de inyección cíclica de vapor de agua y producción, proceso que se conoce tradicionalmente como estimulación cíclica con vapor (huff and puff). Esta técnica consiste en la inyección de vapor durante un mínimo de dos meses, con un posible período de cierre y “empapado,” seguido por seis meses o más de producción. Si bien su costo es aproximadamente el cuádruplo de un solo pozo en estas aplicaciones, los pozos laterales cuádruples normalmente permiten aumentar la productividad más de seis veces. Estas terminaciones de pozos multilaterales limitan además el impacto ambiental ya que se reduce la cantidad de pozos, lo cual también permite minimizar las instalaciones de superficie, tales como tuberías de vapor y redes de recolección. Durante los últimos seis años, los sistemas cuádruples RapidTieBack se han utilizado con éxito en la construcción de más de 220 conexiones multilaterales para pozos radiales estimulados con vapor en Canadá y pozos de estimulación cíclica con vapor (CSS, por sus siglas en inglés) en Venezuela (derecha).8 La conexión cuádruple RapidTieBack permite iniciar y perforar los tramos laterales a través de ventanas de salida estrechamente espaciadas entre sí en un tramo corto de la tubería de revestimiento primaria, lo cual facilita el direccionamiento horizontal antes de alcanzar el fondo de un intervalo productivo. Los operadores utilizan este sistema para perforar tramos laterales direccionales saliendo de la tubería de revestimiento primaria por encima del yacimiento y realizando la horizontalización luego de ingresar en las zonas productivas. La combinación de los procesos de recuperación asistida de petróleo con la tecnología de perforación de pozos multilaterales resulta en extremo efectiva. En la mayoría de los casos, los resultados económicos de la producción y recuperación de reservas superan las expectativas, de modo que los operadores de Canadá y Venezuela

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tienen proyectado seguir perforando y terminando pozos multilaterales en los próximos años. Los operadores en América del Norte y América del Sur también están considerando los sistemas cuádruples RapidTieBack para aplicaciones de terminación de pozos en yacimientos distintos a los de petróleo pesado. Fresado de ventanas orientadas El sistema de terminación de pozos multilaterales RapidAccess, que ofrece acceso selectivo al pozo de drenaje, ayuda a orientar las ventanas fresadas de salida de la tubería de revestimiento para los tramos laterales terminados a agujero descubierto, las tuberías de revestimiento desprendidas y las instalaciones de conexiones más complejas (próxima página). Además, ofrece acceso selectivo a los tramos laterales para las operaciones de re-entrada. Esta técnica de fresado de ventanas, simple y de bajo costo, utiliza un niple de perfil característico, cupla o cople de tubería de revestimiento indexado (ICC, por sus siglas en inglés), que se instala en las sartas de revestimiento centrales para orientar las cuñas de desviación recuperables disponibles en el mercado. La utilización de un cople ICC elimina la necesidad de orientar las ventanas precortadas mediante el girado y posicionamiento de una sarta de revestimiento desde la superficie.

El cople ICC de diámetro completo provee una referencia permanente para el fresado de ventanas en las tuberías de revestimiento y la perforación de tramos laterales a partir de sartas de revestimiento primarias de 7 y 95⁄8 pulgadas, u otro diámetro estándar. La instalación de más de un cople ICC permite la construcción de varias conexiones laterales y permite múltiples penetraciones del yacimiento para un desarrollo óptimo del campo. Cinco perfiles diferentes ofrecen puntos adicionales de comienzo de la desviación y acceso selectivo a los tramos laterales, a fin de optimizar la construcción y terminación del pozo, y lograr flexibilidad en la producción. Los perfiles del cople ICC pueden instalarse en cualquier secuencia y a cualquier profundidad para verificar la orientación de la herramienta durante toda la vida útil del pozo. El cople ICC no requiere procedimientos de instalación u operación especiales. Por el contrario, se instala y opera como una unión corta de tubería de revestimiento. Este diseño integral con las dimensiones para tubulares del Instituto 8. Stalder JL, York GD, Kopper RJ, Curtis CM, Cole TL y Copley JH: “Multilateral-Horizontal Wells Increase Rate and Lower Cost Per Barrel in the Zuata Field, Faja, Venezuela,” artículo de la SPE 69700, presentado en el Simposio Internacional de Operaciones Térmicas y de Petróleo Pesado de la SPE, Portamar, Isla Margarita, Venezuela, 12 al 14 de marzo de 2001.

ALBERTA

Calgary CANADÁ EUA

Caracas VENEZUELA

Poz

o pr

inci pal Tub reve ería del stim de tram ien o la to tera

l

AMÉRICA DEL SUR 6 pi

es

> Terminaciones de tramos laterales cuádruples. Los operadores han instalado más de 220 conexiones cuádruples RapidTieBack en Venezuela y Canadá (izquierda). El emplazamiento de ventanas precortadas en una sección tangencial corta mejora el proceso de construcción de conexiones y facilita el acceso a los tramos laterales. Este sistema ofrece la opción de terminar hasta cuatro tramos laterales a agujero descubierto o con las tuberías de revestimiento conectadas al pozo principal mediante una camisa de empalme mecánico, lo cual aumenta la resistencia y estabilidad de las conexiones (derecha). Un sistema de derivación orientado colocado en un perfil de referencia permite el acceso selectivo para reingresar en las ramificaciones laterales, a fin de realizar intervenciones en el pozo.

Oilfield Review

1 Instalar el cople de tubería de revestimiento indexado (ICC).

3 Instalar la cuña de desviación recuperable y fresar la salida de la tubería de revestimiento.

2 Limpiar el perfil del cople ICC y determinar la orientación.

Sonda de adquisición de registros

Arreglo de fresado

Imagen USI Cuña de desviación Herramienta de asentamiento selectivo

ICC Barrena

1 – Colocar el cople ICC en la tubería de revestimiento debajo de la profundidad del tramo lateral propuesta y cementar la tubería de revestimiento. El cople ICC no se orienta con anticipación. Cementar la tubería de revestimiento. 2 – Perforar el cemento. Un revestimiento patentado impide la adherencia del cemento al perfil ICC. Normalmente el cople ICC se limpia con tapones limpiadores, pero también se dispone de una herramienta de limpieza a chorro para limpiar los perfiles ICC. Determinar la orientación de un cople ICC con imágenes y registros adquiridos con las herramientas USI y CBT. 3 – Agregar la cuña de desviación recuperable y la herramienta de asentamiento selectivo al arreglo de fresado. Trabar la herramienta de asentamiento selectivo con la chaveta de orientación ajustada para posicionar correctamente las herramientas en el perfil ICC. Liberar la cuña de desviación y fresar la ventana a través de la tubería de revestimiento. Extraer el arreglo de fresado y recuperar la cuña de desviación. 5 Opciones de tuberías de revestimiento: desprendidas, cementadas y sin cementar.

4 Instalar el sistema de derivación y perforar la ramificación lateral.

6 Extraer la herramienta RDT y la de asentamiento selectivo.

Pescasondas

Herramienta de despliegue de re-entrada (RDT)

Barrena

4 – Limpiar el pozo principal. Colocar la herramienta de despliegue de re-entrada (RDT) y la de asentamiento selectivo en el cople ICC para desviar los arreglos de perforación y las herramientas de adquisición de registros a través de la ventana de la tubería de revestimiento. Perforar el pozo lateral. 5 – Instalar la tubería de revestimiento en la sarta de perforación con la guía de la herramienta RDT para lograr la estabilidad de la perforación y el aislamiento zonal. Bombear cemento a través de la columna de perforación y de la tubería de revestimiento dentro del espacio anular existente entre la tubería de revestimiento y la pared del pozo, hasta un punto ubicado debajo del receptáculo de diámetro interior pulido (PBR), por encima de la tubería de revestimiento. Desenganchar la sarta de perforación de la tubería de revestimiento y recuperar la herramienta de bajada al pozo antes de que fragüe el cemento. 6 – Recuperar la herramienta RDT y la de asentamiento selectivo.

> Fresado de ventanas en la tubería de revestimiento. El sistema RapidAccess utiliza un niple con un perfil característico, denominado cupla o cople de tubería de revestimiento indexado (ICC, por sus siglas en inglés), instalado en la tubería de revestimiento primaria para fresar las ventanas de salida utilizadas para construir los tramos laterales. El cople ICC sirve como referencia permanente de la profundidad y de orientación direccional para las operaciones de perforación y de re-entrada. Este sistema permite un acceso de diámetro completo en tuberías de revestimiento de 7 y 95⁄8 pulgadas y constituye un componente clave de las conexiones RapidConnect y RapidExclude.

Invierno de 2002/2003

63

Americano del Petróleo (API, por sus siglas en inglés) simplifica la logística y permite la ejecución de operaciones de cementación convencionales. El cople ICC no restringe el diámetro interno del pozo, ni limita el vaivén y la rotación de la tubería de revestimiento durante la cementación, lo cual contribuye a garantizar la adecuada adherencia del cemento. Después de cementada la tubería de revestimiento, las herramientas de ejecución de mediciones durante la perforación (MWD, por sus siglas en inglés) o de registros adquiridos con cable eléctrico determinan la profundidad del cople ICC y la orientación direccional, de manera que una herramienta de asentamiento selectivo puede orientar una cuña de desviación y un arreglo para fresar en una dirección específica a la profundidad seleccionada. La posición del cople ICC también puede determinarse a partir de los datos del generador de Imágenes Ultrasónicas USI, a menudo adquiridos durante las evaluaciones de adherencia del cemento, lo cual elimina una carrera extra de adquisición de registros. Las técnicas de salida de la tubería de revestimiento anteriores requerían la instalación de un empacador provisorio que servía como referencia y plataforma para el fresado de ventanas en la tubería de revestimiento. Con los sistemas basados en empacadores, la profundidad y la orientación direccional se pierden después de recuperar el empacador. El acceso futuro al tramo lateral resulta extremadamente costoso, por no decir imposible. Ahora, el concepto ICC ofrece la verificación positiva de la orientación de la herramienta y otorga mayor confiabilidad durante el proceso de construcción de pozos multilaterales. Es posible fresar una ventana en la tubería de revestimiento hasta 27 m [90 pies] por encima de un cople ICC. Se pueden indexar dos o tres ventanas desde el mismo cople ICC a diferentes orientaciones siempre que se encuentren dentro de los 27 m de distancia. Las funciones redundantes de recuperación de la herramienta aseguran el acceso a los tramos laterales inferiores. La colocación del cople ICC a la profundidad correcta es la consideración esencial durante la instalación. Un proceso de dos etapas que utiliza una cuña de desviación, seguida por una herramienta especial de despliegue de re-entrada (RDT, por sus siglas en inglés), permite mejorar aún más el fresado de las ventanas y la construcción de las conexiones, respecto de los sistemas que utilizan sólo una cuña de desviación. El diámetro externo de la herramienta RDT es más pequeño y en consecuencia, su recuperación es más fácil que la del equipo estándar, lo cual minimiza el volumen de escombros y los problemas de recuperación de herramientas después de la perforación.

64

El cople ICC es un elemento importante en el mantenimiento de pozos multilaterales, en la planificación del desarrollo de campos petroleros a largo plazo y en el manejo de yacimientos. La colocación de un derivador orientado en el cople ICC permite el acceso selectivo a las conexiones para el reingreso a los tramos laterales. Dado que constituye un punto de referencia permanente y ofrece soporte para el acceso a los tramos laterales a través de la tubería de producción, el cople ICC reduce el costo y riesgo de futuros trabajos de remediación y de construcción de conexiones. Las conexiones de pozo abierto RapidAccess son aplicables en lutitas y en formaciones consolidadas competentes. El cople ICC constituye además el fundamento del sistema de terminación de pozos multilaterales RapidConnect de Schlumberger—que ofrece conectividad y acceso selectivo a los tramos de drenaje—y es la base de la conexión multilateral RapidExclude para la exclusión de sólidos (véase “Conectividad y estabilidad de las conexiones” próxima columna y “Resistencia de las conexiones y exclusión de arena,” página 69).

Conectividad y estabilidad de las conexiones En las primeras conexiones multilaterales, el mantenimiento del acceso selectivo a las ramificaciones sólo era posible con ventanas precortadas o conexiones más complejas. Esto dificultaba la planificación de futuros tramos laterales porque la profundidad de las conexiones tenía que determinarse por anticipado. Por otra parte, las ventanas precortadas con camisas perforables limitaban la integridad de la tubería de revestimiento. Basadas en las soluciones de fresado de ventanas RapidAccess, las conexiones RapidConnect y RapidExclude crean una conexión estructural entre las tuberías de revestimiento de los tramos laterales y la tubería de revestimiento primaria que permite el acceso selectivo a las ramificaciones del pozo y al pozo principal. Se entuban todas las ramificaciones del pozo, pero sólo se cementa el pozo principal. Los sistemas de anclaje convencionales con colgadores de tuberías de revestimiento mecánicos o mecanismos de enganche, a menudo se

Tubería de revestimiento fresada convencional La conexión sin soporte se desplaza hacia el pozo principal después que la formación colapsa sobre la conexión.

Deflexión de 3.51 pulgadas en el pozo principal con una carga de 10 lpc

Análisis por el método de elementos finitos Sección transversal de la conexión Conexión RapidConnect

Plantilla

Mantiene la integridad mecánica después que la formación colapsa sobre la conexión.

Deflexión despreciable con una carga de 1000 lpc

Sección transversal de la conexión

Análisis por el método de elementos finitos

Conector

Tubería de revestimiento

> Comparación entre las conexiones RapidConnect y la tubería de revestimiento fresada. La construcción de una conexión lateral mediante el fresado de la parte superior de una tubería de revestimiento que se extiende dentro del pozo principal plantea numerosas desventajas (arriba a la izquierda). Las fuerzas de la formación tarde o temprano empujan las tuberías de revestimiento dentro del pozo principal, lo cual restringe el acceso por debajo de ese punto o hace colapsar completamente a la conexión. Los conectores y plantillas RapidConnect y RapidExclude mejoran la integridad mecánica y la confiabilidad de la conexión (abajo a la izquierda). Estas conexiones toleran presiones entre 100 y 150 veces superiores a las toleradas por una conexión fresada. El peso que se ejerce sobre la conexión se transfiere a la tubería de revestimiento primaria a través de los perfiles de bloqueo del conector y de la plantilla. El análisis por el método de elementos finitos permitió verificar la integridad estructural del sistema RapidConnect. Una carga de 69 kPa [10 lpc] sobre una conexión fresada produce más de 3.5 pulgadas de deflexión en la tubería de revestimiento de 95⁄8 pulgadas (arriba a la derecha). Sin embargo, una carga de 6.9 MPa [1000 lpc] sobre una conexión RapidConnect produce una deflexión despreciable (abajo a la derecha).

Oilfield Review

1 Instalar plantilla.

2 Instalar conector.

3 Conexión completa.

4 Instalar componentes de terminación restantes.

5 Acceso y reingreso opcionales al tramo lateral.

6 Aislamiento opcional del tramo lateral superior.

Empacador superior Conector RapidConnect

Niple de perfil característico

Plantilla

Acceso selectivo a través de la tubería (STTA)

Plantilla RapidConnect

Herramienta de asentamiento selectivo

Conector

Empacador inferior

1 – Colocar la plantilla y la herramienta de asentamiento selectivo en el cople ICC o en un empacador debajo de la ventana fresada después de bajar los componentes de la terminación inferior. Posicionar la abertura de la plantilla en la ventana de salida de la tubería de revestimiento. Recuperar las herramientas de bajada al pozo de la plantilla. 2 – Insertar el conector en el fondo del pozo hasta que el extremo inferior engrane en el receptáculo de diámetro interior pulido (PBR) instalado en el tope de la tubería de revestimiento desprendida y hasta que el extremo superior se asiente en la plantilla. Recuperar las herramientas de bajada al pozo. 3 – Completar la instalación de la conexión.

4 – Colocar la tubería de producción y el empacador para el tramo lateral superior. Conectar al receptáculo PBR de la plantilla si se requiere aislamiento hidráulico en la conexión. 5 – Colocar un dispositivo de acceso selectivo a través de la tubería de producción (STTA) con un perfil de cierre y un sistema de desviación en la plantilla para dirigir las herramientas hacia el interior del tramo lateral en caso de que se efectúen intervenciones para trabajos de remediación. 6 – Instalar una camisa interna para aislar un tramo lateral del pozo principal.

> Conectividad y resistencia de las conexiones. Los sistemas RapidConnect y RapidExclude utilizan perfiles ICC RapidAccess para construir conexiones que conectan las tuberías de revestimiento de los tramos laterales con las ventanas de salida fresadas en las columnas de revestimiento primarias. Una conexión de alta resistencia se construye en el pozo; no es prefabricada. Dos componentes principales se montan en el fondo del pozo para aproximarse a las tolerancias dimensionales sin ventanas precortadas y orientando la tubería de revestimiento desde la superficie. El primer componente, una plantilla con una ventana precortada y rieles guía, se coloca a través de una ventana fresada. El segundo componente, un conector, permite el anclaje físico de las tuberías de revestimiento de los tramos laterales a la plantilla.

extendían dentro del pozo principal, impidiendo el acceso a éste y a los tramos laterales. Las tuberías de revestimiento fresadas permitían el acceso provisorio al tramo lateral y al pozo principal, pero estas conexiones con el tiempo colapsaban como consecuencia de las cargas impuestas por las temperaturas y los esfuerzos existentes en el subsuelo, la caída de la presión del yacimiento, la subsidencia y el alto diferencial de presión desarrollado cuando se utilizan bombas eléctricas sumergibles de gran volumen. Por el contrario, los diseños RapidConnect y RapidExclude ofrecen integridad mecánica en la conexión en caso de inestabilidad y movimiento de la formación durante toda la vida útil de un pozo (página anterior). Estos dos sistemas logran la conectividad en las ventanas fresadas de la tubería de revestimiento mediante el montaje de los componentes de las conexiones en el fondo del pozo a fin de cerrar las tolerancias dimensionales. Las conexiones resultantes, de alta resistencia, son aptas para aplicaciones de pozos multilaterales perforados en formaciones inestables, no consolidadas, poco consolidadas o incompetentes. Estos sistemas tienen dos componentes principales: una plantilla y un conector que se ajustan entre sí para brindar la conectividad consistente de las conexiones.

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La plantilla con una ventana precortada y rieles guía se coloca al lado de una ventana de salida fresada en la tubería de revestimiento. Estos rieles se ajustan a los perfiles de un conector. La plantilla se instala en un cople ICC como parte de la terminación del pozo principal y la ventana precortada se orienta en forma adyacente a la ventana de la tubería de revestimiento previamente fresada para construir un tramo lateral. La utilización de niples con perfiles ICC permite la orientación precisa de la herramienta durante la instalación. Los rieles guía y los perfiles del conector trabados orientan y desvían la tubería de revestimiento y el conector a través de la ventana de la plantilla hacia el interior del tramo lateral. La parte superior del conector luego se enclava en el lugar adecuado, en la sección superior de la plantilla, para resistir el movimiento de la tubería de revestimiento. El concepto es similar al de las conexiones de tipo macho-hembra. Esta técnica genera una fuerte conexión estructural. La conexión RapidConnect logra una resistencia al colapso de 10 MPa [1500 lpc]. La suave transición del pozo principal a los tramos laterales facilita las posteriores operaciones de reingreso y reparación. El acceso integral a los tra-

mos laterales a través de la tubería de producción y el aislamiento selectivo simplifican las operaciones futuras y facilitan el control de la producción. Un cople ICC opcional, instalado con anticipación a un costo mínimo, otorga la flexibilidad necesaria para perforar y terminar otras ramificaciones laterales en el futuro. A diferencia de las ventanas precortadas, el cople ICC ofrece integridad total de la tubería de revestimiento hasta que se fresa una ventana de salida. Si se requieren tramos laterales no planificados en un pozo donde no existe cople ICC alguno, es posible instalar el sistema RapidConnect utilizando un empacador convencional como punto de referencia y plataforma de herramientas. Schlumberger evaluó el equipo y los procedimientos RapidConnect y RapidExclude en un pozo experimental construido en las instalaciones del Instituto de Tecnología del Gas (GTI, por sus siglas en inglés) situado en Catoosa, Oklahoma, EUA, a fin de validar el proceso de construcción de conexiones para las ventanas fresadas en la tubería de revestimiento (arriba). Esta prueba en escala natural se sumó a las pruebas convencionales de aptitud de componentes, subarreglos y nivel del sistema, realizadas durante el proceso estándar de desarrollo de productos. La instala-

65

0 160

1280

Tubería de revestimiento de 24 pulgadas

320

1120 960 N

640

800

800

640

960 480

Tubería de revestimiento de 9 5⁄8 pulgadas

1120 1280 1440 1600

Conexión RapidConnect

Tubería de revestimiento de 9 5⁄8 pulgadas

Tubería de revestimiento del tramo lateral de 4 pulgadas

160 Tubería de revestimiento de 24 pulgadas 0

1760

320

Distancia norte-sur, m

Profundidad vertical verdadera (TVD), m

480

0

160 320 480 640 800 960 1120 1280 Distancia oeste-este, m

1920 Tramo lateral planificado Pozo principal real Pozo principal planificado

2080 2240 2400 0

Tubería de revestimiento 5 de 9 ⁄8 pulgadas

200

400

600 800 1000 1200 1400 1600 1800 Distancia horizontal, m

Empacador de producción QUANTUM

ÁFRICA

NIGERIA

Cemento Plantilla RapidConnect

Lagos Port Harcourt

Cople de tubería de revestimiento indexado

Conector RapidConnect Camisa corrediza PBR Collar con con niple de orificios perfil característico

Collar con orificios

Filtros de exclusión de arena

Herramienta de asentamiento selectivo Empacador de producción QUANTUM

Cemento

Empacadores externos para tubería de revestimiento

Empacador de empaque de grava QUANTUM Filtros de exclusión de arena Empacador de empaque de grava QUANTUM Tubería de revestimiento de 7 pulgadas

Filtros de exclusión de arena Empacador de fondo

> Terminación de un pozo multilateral en un área marina de Nigeria. TotalFinaElf instaló un sistema RapidConnect para la terminación del pozo Ofon 26 en Nigeria, África Occidental (centro). Se diseñó la trayectoria del pozo principal para alcanzar dos zonas productivas; una sola ramificación lateral permitió explotar una sección aislada por fallas de la zona superior (arriba). Las dos zonas inferiores se terminaron con filtros estándar de exclusión de arena y ambas zonas se empacaron con grava en forma individual. El operador bajó una tubería de revestimiento desprendida que consta de filtros de enrejado autónomos, un empacador externo para tubería de revestimiento primaria (ECP, por sus siglas en inglés) y uno de respaldo, para aislar la formación antes de la cementación, dos collares con orificios, un receptáculo de diámetro interior pulido (PBR, por sus siglas en inglés) y un dispositivo para desenganchar la sarta de bajada al pozo, así como una tubería de revestimiento provisoria de 41⁄2 pulgadas para estabilizar el tramo lateral durante las operaciones de terminación (abajo). Luego se colocó una tubería de revestimiento de empalme de 4 pulgadas en el receptáculo PBR de la tubería de revestimiento desprendida y se la trabó en la plantilla RapidConnect.

66

Oilfield Review

ción del sistema y la construcción de las conexiones resultaron exitosas y el sistema se mantenía totalmente operativo luego de ser recuperado del pozo de prueba. Varias instalaciones de conexiones RapidConnect efectuadas en el campo y una prueba en escala natural de las conexiones RapidExclude realizada en las instalaciones de Catoosa, confirmaron el desempeño de las conexiones y los procedimientos de despliegue de las mismas.9 Conexión RapidConnect: Nigeria En marzo de 2000, TotalFinaElf bajó la primera conexión RapidConnect de 7 pulgadas en el pozo Ofon 26; un pozo nuevo ubicado en el área marina de Nigeria (página anterior).10 El pozo principal atravesó dos intervalos productivos. Una sola ramificación lateral tenía como objetivo una sección de la zona superior aislada por fallas. El diseño del pozo requería un pozo principal entubado y cementado con la tubería de revestimiento del tramo lateral conectada mecánicamente a la tubería de revestimiento primaria, pero sin cementar en la conexión. Antes de perforar y terminar el tramo lateral en el intervalo superior, TotalFinaElf realizó el empaque con grava de las dos zonas productivas en el pozo principal debajo del tramo lateral propuesto. La colocación de un empacador de aislamiento entre los dos ensamblajes de filtro permitía la producción selectiva desde cualquiera de los dos intervalos. Para acomodar los componentes de pozos multilaterales y facilitar las operaciones de terminación, la tubería de revestimiento de producción de 7 pulgadas del pozo principal, asentada a 2883 m [9459 pies], incluía un cople ICC que actuaría como punto de referencia de la profundidad y facilitaría la orientación direccional. El operador orientó una cuña de desviación comercial en el cople ICC, fresó una ventana en la tubería de revestimiento de 7 pulgadas, entre 1916 y 1920 m [6286 y 6299 pies], y perforó un pozo de drenaje lateral de 6 pulgadas hasta los 2730 m [8957 pies]. El mantenimiento de la estabilidad de la formación y la conectividad del tramo lateral a esta profundidad de la conexión y con esta alta inclinación, constituía una de las principales preocupaciones de la operación. En el tramo lateral de 6 pulgadas se bajó una tubería de revestimiento desprendida de 4 pulgadas, fijada a una tubería de revestimiento provisoria de 41⁄2 pulgadas. La tubería de revestimiento superior impidió la pérdida de diámetro del pozo o su colapso entre la ventana de la tubería de revestimiento de 7 pulgadas y la tubería de reves-

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timiento desprendida durante las operaciones de cementación. Los filtros de exclusión de arena autónomos sin empaque de grava controlaron la entrada de arena y permitieron estabilizar suficientemente el intervalo productivo, sin embargo, fue necesario aislar de la conexión una zona de agua ubicada por encima del filtro. El operador optó por utilizar empacadores externos para tubería de revestimiento a fin de aislar la formación antes de la cementación. La utilización de collares con orificios permitió emplazar el cemento en el espacio anular para aislar la zona de agua. El ensamblaje de la tubería de revestimiento de 4 pulgadas incluía filtros de enrejado estándar para el control de la producción de arena, un empacador externo para tubería de revestimiento (EPC, por sus siglas en inglés) primario y otro de respaldo, dos collares con orificios, un receptáculo de diámetro interior pulido (PBR, por sus siglas en inglés) para acomodar una posterior tubería de revestimiento de empalme y un dispositivo de desconexión rápida para liberar la tubería de revestimiento de 41⁄2 pulgadas. La utilización de un tubo lavador interno de 23⁄8 pulgadas de diámetro facilitó la circulación de fluido y la cementación. El empleo de una camisa corrediza en la tubería de revestimiento de 41⁄2 pulgadas permitió la circulación de cemento fuera del espacio anular, debajo de la conexión. La sarta de maniobras, la tubería de revestimiento de 41⁄2 pulgadas y el tubo lavador de 23⁄8 pulgadas fueron recuperados luego de cementar la tubería de revestimiento desprendida y una vez eliminado el excedente de cemento por encima del PBR de empalme del lateral de 4 pulgadas. Esto dejaba la tubería de revestimiento desprendida de 4 pulgadas en el tramo desnudo del pozo de 6 pulgadas, a una distancia de 18 m [59 pies] de la ventana de la tubería de revestimiento de 7 pulgadas. La conexión se desplegó en dos carreras: la primera, para colocar una plantilla RapidConnect adyacente a la ventana fresada en la tubería de revestimiento de 7 pulgadas; la segunda, para efectuar el empalme de la tubería de revestimiento desprendida y completar la conexión con un conector RapidConnect. En el primer viaje, la plantilla se asentó en el empacador de aislamiento superior, debajo de la conexión. En el segundo viaje, se insertó un sello en la tubería de revestimiento de empalme dentro del PBR de 4 pulgadas instalado en la tubería de revestimiento desprendida, y se trabó el conector dentro de la plantilla. Una camisa corrediza colocada en la cánula RapidConnect y desplazada mediante tubería flexible permitió el

bombeo de geles químicos especiales dentro del espacio anular para sellar aún más la conexión e impedir el ingreso de agua. Los tubulares de producción y los componentes de terminación para la porción superior del pozo principal se conectaron al tope de la plantilla RapidConnect, y se colocó una camisa de aislamiento en la conexión RapidConnect para aislar el tramo lateral. La tecnología de pozos multilaterales logró aumentar la productividad de este pozo y prolongar su vida útil ya que posibilitó la producción selectiva de múltiples zonas. Conexión RapidConnect: Indonesia El desarrollo de campos en áreas marinas remotas del Sudeste Asiático permite agregar considerable producción de petróleo y reservas recuperables para la región. Sin embargo, estos yacimientos a menudo se encuentran más allá de los patrones de desarrollo existentes. Los operadores instalan plataformas pequeñas con instalaciones mínimas para reducir los costos, pero esto limita las bocas de cabezales de pozo disponibles en la plataforma para la perforación de pozos de desarrollo y de relleno. 9. Ohmer H, Brockman M, Gotlib M y Varathajan P: “Multilateral Junction Connectivity Discussion and Analysis,” artículo de la SPE 71667, presentado en la Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE, Nueva Orleáns, Luisiana, EUA, 30 de septiembre al 3 de octubre de 2001. 10. Ohmer et al, referencia 9.

67

Por ejemplo, la plataforma del campo East Rama situada en el Mar de Java, Indonesia, tenía ocho bocas para cabezales de pozos y una capacidad de carga limitada (abajo). Ya estaban utilizadas seis bocas cuando dos pozos verticales “de sacrificio,” perforados por la embarcación de servicios multipropósito (MPSV, por sus siglas en

inglés) Bima de Schlumberger, identificaron un bloque de reservas de petróleo sin explotar. El desarrollo óptimo del campo y el drenaje de las reservas exigían cinco puntos de entrada al yacimiento. Repsol YPF, ahora China National Offshore Operating Company (CNOOC), llegó a la conclusión que la mejor solución era perforar dos pozos mul-

tilaterales. En carácter de contratista principal, Schlumberger, en colaboración con Diamond Offshore Drilling, M-I Drilling Fluids, TAM International y Weatherford, llevaron adelante este proyecto. Cada uno de los dos tramos laterales para el pozo East Rama AC-06—el primer pozo multilateral—tenía como objetivo dos inter-

ASIA

1000

Planificada Real

AUSTRALIA

M ar d

Yakarta

e J ava

INDONESIA

Tubería de revestimiento 5 de 9 ⁄8 pulgadas 1000

Planificada Real

Distancia norte-sur, pies

1000

Tubería de revestimiento de 16 pulgadas

1000

Tubería de revestimiento de 133⁄8 pulgadas

2000

3000 Conexión RapidConnect 4000

Tubería de revestimiento de 95⁄8 pulgadas

5000

Empalme

0 Tubería de revestimiento de 16 pulgadas

Profundidad vertical verdadera (TVD), pies

0

7497 pies MD

Tubería de revestimiento de 133⁄8 pulgadas

2000

6000 2000

Conexión RapidConnect

Tubería de revestimiento de 95⁄8 pulgadas

Tubería de revestimiento de 7 pulgadas

N

1000

Empacador del colgador de la tubería de revestimiento

Empacador externo para tubería de revestimiento

8655 pies MD 7499 pies MD

Tubería de revestimiento de 7 pulgadas

0 1000 2000 Desviación horizontal, pies

3000

Filtros de exclusión de arena

8655 pies MD

3000

Conector RapidConnect Plantilla RapidConnect 1000

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

Distancia oeste-este, pies

Filtros de exclusión de arena Tubería de revestimiento de 7 pulgadas

Empacador del colgador de la tubería de revestimiento

> Terminación de un pozo multilateral en Indonesia. Repsol YPF, ahora China National Offshore Operating Company (CNOOC), instaló un sistema RapidConnect para la terminación del pozo AC-06 del campo East Rama, en el Mar de Java, Indonesia (arriba a la izquierda). Cada ramificación lateral tenía como objetivo dos intervalos productivos (izquierda y derecha). El tramo lateral inferior de 6 pulgadas se terminó con una tubería de revestimiento que consta de un arreglo de filtro de exclusión de arena expansible (ESS, por sus siglas en inglés) de 4 pulgadas y camisa de aislamiento expansible (EIS, por sus siglas en inglés) Weatherford, y una cañería hermética de 41⁄2 pulgadas ubicada debajo de un empacador para tubería de revestimiento de 7 pulgadas anclado a 2406 m [7894 pies] MD. La terminación del tramo lateral superior de 6 pulgadas se realizó con un arreglo de tubería de revestimiento que consta de un filtro ESS de 4 pulgadas, 22 m [72 pies] de una camisa EIS de 4 pulgadas, una cañería hermética de 41⁄2 pulgadas y un empacador externo para tubería de revestimiento (ECP, por sus siglas en inglés) TAM International de 41⁄2pulgadas que se conectó al pozo principal y a la plantilla RapidConnect mediante una tubería de revestimiento de empalme y el conector RapidConnect (centro).

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Oilfield Review

valos productivos. Esta terminación no requería aislamiento hidráulico en la conexión, de modo que el operador optó por el sistema RapidConnect. En enero de 2002, se instaló una conexión RapidConnect durante la terminación del pozo AC-06.11 Después de cementar la tubería de revestimiento intermedia de 95⁄8 pulgadas a una profundidad medida (MD, por sus siglas en inglés) de 1875 m [6152 pies]—correspondiente a una profundidad vertical verdadera (TVD, por sus siglas en inglés) de 1196 m [3924 pies]— Diamond Offshore Drilling perforó un pozo direccional de 81⁄2 pulgadas hasta 2430 m [7973 pies] MD, justo por encima del yacimiento. El contratista de perforación luego cementó una sarta de revestimiento de 7 pulgadas que incluía un cople ICC primario y uno de respaldo con diferentes perfiles. El primer cople ICC se colocó a 1890 m [6201 pies] MD y el segundo cople ICC se instaló 19 m [62 pies] más abajo para cubrir posibles contingencias. El primer tramo lateral de 6 pulgadas se perforó direccionalmente hasta los 2608 m [8557 pies] MD utilizando un fluido de perforación sintético base petróleo de M-I Drilling Fluids y el sistema VISION475 de 43⁄4 pulgadas de ejecución de mediciones y adquisición de registros durante la perforación (MWD/LWD, por sus siglas en inglés) de Schlumberger. Después de alcanzar la profundidad final (TD, por sus siglas en inglés), se instaló la tubería de revestimiento del tramo lateral con un arreglo de filtro de arena expansible de 4 pulgadas (ESS, por sus siglas en inglés) y camisa de aislamiento expansible (EIS, por sus siglas en inglés) Weatherford, y una cañería hermética de 41⁄2 pulgadas, debajo de un empacador para tubería de revestimiento de 7 pulgadas a 2406 m [7894 pies] MD.

Receptáculo de diámetro interior pulido (PBR)

Secciones transversales de las conexiones

Después de colocado el empacador para tubería de revestimiento y una vez expandidos el filtro ESS y la camisa EIS, se colocó un empacador de empaque de grava QUANTUM de 7 pulgadas con un tapón en el pozo principal a 1920 m [6300 pies] MD, para aislar el primer tramo lateral y la terminación inferior durante la perforación y terminación del tramo lateral superior. Se hizo circular un fluido de alta viscosidad por encima del empacador de aislamiento como barrera para los escombros. Una herramienta de asentamiento selectivo bajada junto con el sistema VISION475 de Schlumberger permitió determinar con exactitud la orientación del cople ICC superior en el fondo del pozo. En la bajada siguiente, se colocó la herramienta de asentamiento selectivo y una cuña de desviación Weatherford en la cupla ICC superior a 1890 m MD. En la tubería de revestimiento de 7 pulgadas se fresó una ventana entre 1880 y 1884 m [6168 y 6181 pies] MD, en menos de 21⁄2 horas, utilizando un motor de fondo orientable de potencia extendida PowerPak XP de Schlumberger. El tramo lateral superior de 6 pulgadas se perforó direccionalmente con el mismo tipo de fluido de perforación que el utilizado en el tramo lateral inferior. Se procedió a bajar un empacador QUANTUM de 7 pulgadas y una tubería de revestimiento provisoria por encima de 78 m [256 pies] de un filtro ESS de 4 pulgadas, 22 m [72 pies] de una camisa EIS de 4 pulgadas, una cañería hermética de 41⁄2 pulgadas y un empacador externo para tubería de revestimiento TAM International de 41⁄2 pulgadas, que fue colocado a 6300 pies MD. Se expandieron el filtro ESS y la camisa EIS frente a la formación y se infló el empacador ECP con cemento. Se soltó el dispositivo de desconexión de la tubería de revestimiento y se recuperaron el empaca-

Conexión RapidExclude

dor superior QUANTUM y la tubería de revestimiento provisoria. También se recuperaron del pozo la cuña de desviación y el tapón del empacador QUANTUM. La instalación de una plantilla y un conector RapidConnect en una tubería de revestimiento de empalme permitió conectar el arreglo de terminación del tramo lateral superior con el pozo principal y terminar la conexión del Nivel 3. La terminación finalizó con una bomba eléctrica sumergible colocada en la tubería de revestimiento de 95⁄8 pulgadas, por encima del colgador de la tubería de revestimiento de 7 pulgadas; se mezcló la producción proveniente de cada ramificación lateral. Este pozo fue terminado en tiempo récord; 36 días desde el inicio de la perforación hasta la primera producción. A un régimen estabilizado de 874 m3/d [5500 B/D] de petróleo y 128,864 m3/d [4.5 MMpc/D] de gas, el pozo AC-06 produce tres o cuatro veces más petróleo que los mejores pozos convencionales del campo. Este pozo multilateral también alcanzó el nivel de productividad más alto—0.74 m3/d/kPa [32 B/D/lpc]—para el campo East Rama. Las productividades de los pozos AC-02 y AC-03 terminados en forma convencional alcanzaron 0.16 y 0.28 m3/d/kPa [7 y 12 B/D/lpc], respectivamente. El incremento de la productividad experimentado por este pozo demostró que la tecnología de pozos multilaterales es eficaz en materia de costos para el desarrollo de campos satélites y la explotación de reservas pasadas por alto. Resistencia de las conexiones y exclusión de arena Las conexiones multilaterales pueden experimentar problemas de conectividad debido a la presencia de formaciones inestables y grandes cargas mecánicas que afectan negativamente su integridad mecánica. En formaciones propensas a la producción de arena, las partículas de sólidos que ingresan a través de las conexiones causan problemas serios. Schlumberger desarrolló un sistema multilateral para construir conexiones que excluyen la arena y soportan mejor las cargas creadas por la inestabilidad de la formación. Basada en los conceptos comprobados de los sitemas RapidAccess y RapidConnect, la conexión multilateral RapidExclude para exclusión de sólidos impide la entrada de arena (izquierda).

> Conexiones de alta resistencia y de exclusión de la arena. El sistema RapidExclude se basa en los diseños RapidAccess y RapidConnect. Un perfil de riel guía modificado permite excluir la arena y ofrece integridad mecánica adicional. Este sistema resiste cargas de hasta 17 MPa [2500 lpc] en las conexiones 11. Caretta F, Drablier D y O’Rourke T: “Southeast Asia’s First Multilateral with Expandable Sand Screens,”Offshore y excluye partículas de tan sólo 40 micrones. Este perfil transversal muestra el acople entre la plantilla y Engineer (Abril de 2002): 55–56. el conector de un sistema RapidExclude de 95⁄8 pulgadas (arriba). De izquierda a derecha, estas seccioTanjung E, Saridjo R, Provance SM, Brown P y O’Rourke nes transversales representan cortes del arreglo desde arriba hacia abajo (abajo). Los dos componentes T: “Application of Multilateral Technology in Drilling an comienzan como tuberías concéntricas y luego divergen hasta convertirse en dos diámetros separados. Offshore Well, Indonesia,” artículo de la SPE 77829, presentado en la Conferencia y Exhibición del Petróleo y el Gas de la SPE del Pacífico Asiático, Melbourne, Australia, 8 al 10 de octubre de 2002.

Invierno de 2002/2003

69

2 Expandir salidas de conexión.

1 Instalar conexión.

Sistema RapidSeal

3 Instalar retenedor de cemento y cementar la tubería de revestimiento primaria.

Herramienta de expansión operada por cable

Retenedor de cemento

Tapones limpiadores

1 – Perforar el pozo principal. Ensanchar y agrandar el tramo desnudo del pozo en la ubicación de la conexión. Colocar el sistema RapidSeal en la tubería de revestimiento primaria. 2 – Posicionar los soportes de la herramienta de expansión operada por cable en las salidas RapidSeal. Verificar la orientación direccional de la conexión para asegurar la correcta expansión de las salidas. Controlar el proceso en tiempo real desde la superficie para confirmar la expansión simultánea y la geometría final de las salidas. Recuperar la herramienta de expansión. 3 – Mediante la utilización del perfil RapidSeal para la verificación de la profundidad, colocar el retenedor de cemento transportado por cable por encima de la conexión para evitar diferencias de presiones y aumentar la confiabilidad. Cementar la conexión.

> Integridad hidráulica de la conexión. El sistema RapidSeal se fabrica por anticipado—no se construye en el fondo del pozo—para lograr integridad hidráulica. Este sistema TAML Nivel 6 incluye una sección prefabricada de tubería de revestimiento central con dos salidas más pequeñas. Las salidas simétricas se comprimen para que pasen por la tubería de revestimiento precedente y luego se las hace retornar a su tamaño y geometría originales (proceso de reformación) mediante una herramienta de expansión modular operada por cable. El proceso de expansión se controla desde la superficie en tiempo real y se lleva a cabo en un solo viaje.

Este sistema constituye una herramienta de terminación adicional para yacimientos estratificados, fallados y compartimentalizados, incluyendo pozos que atraviesan zonas con diferentes grados de agotamiento. El acople permanente entre una plantillariel de fijación modificada y un perfil conector, permite excluir los granos de formación y las partículas de sólidos. El sistema RapidExclude controla la entrada de arena en yacimientos no consolidados o poco consolidados. Esta conexión de alta resistencia también es estable frente a lutitas inestables o en formaciones sometidas a grandes esfuerzos. La mayoría de las conexiones convencionales muestran una resistencia al colapso que varía entre 0.07 y 0.7 MPa [10 y 100 lpc] y poseen una abertura de más de 2.5 cm [1 pulgada]. Esta conexión mejorada presenta una resistencia al colapso superior a 17 MPa [2500 lpc] y excluye granos de arena y partículas de sólidos de tan sólo 40 micrones. En junio de 2002, se habilitó un sistema RapidExclude de 95⁄8 pulgadas en las instalaciones del GIT en Catoosa, Oklahoma. Se terminó un pozo de prueba con tubería de revestimiento de 95⁄8 pulgadas que incluía un cople ICC RapidAccess. Se utilizaron procedimientos comprobados en el campo de instalaciones RapidConnect previas para fresar la ventana de salida de la tubería de revestimiento y construir una conexión a 295 m [970 pies] en una arenisca arcillosa. Los componentes de la conexión fueron recuperados como

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parte de esta prueba de aptitud en escala natural para evaluar la reversibilidad de la instalación. El conector se recuperó con un arpón convencional, aplicando un esfuerzo de tracción directo. A continuación se recuperó la plantilla, también con esfuerzo de tracción directo. Ambos componentes se hallaban en buen estado y funcionaban perfectamente. El dispositivo de desviación para el reingreso selectivo, las herramientas de intervención y una camisa de aislamiento se bajaron y recuperaron con éxito, utilizando una unidad de línea de acero para complimentar los requisitos necesarios para su habilitación comercial. El desempeño del sistema RapidExclude fue el esperado y el mismo quedó aprobado para su instalación comercial. En noviembre de 2002, Schlumberger instaló con éxito una conexión RapidExclude en Venezuela. Integridad hidráulica de la conexión El sistema prefabricado de terminación de pozos multilaterales RapidSeal, que provee acceso selectivo al pozo de drenaje y conectividad con una unión aislada hidráulicamente, forma una conexión simétrica de alta resistencia con integridad hidráulica entre dos tramos laterales adyacentes y el pozo principal. Este sistema se desarrolló mediante un proyecto de investigación y desarrollo conjunto entre Agip, una división de Eni, y Schlumberger.

Las primeras conexiones del Nivel 6 constaban de dos tuberías de revestimiento de diámetro completo, adosadas a una conexión de tubería de revestimiento primaria. Esta configuración permitió simplificar la construcción de las conexiones, pero requería un pozo de gran diámetro que ocasionaba la pérdida de dos o más diámetros de tuberías de revestimiento intermedias. El cambio abrupto de la gran tubería de revestimiento central a las tuberías de revestimiento más pequeñas de los tramos laterales también constituía una limitación. Schlumberger y Agip lograron superar estas limitaciones, desarrollando una tecnología innovadora de aleación de metales. A diferencia de los sistemas RapidConnect y RapidExclude, que se ensamblan en el fondo del pozo, una conexión RapidSeal se fabrica por anticipado como una sola pieza. Actualmente, este sistema combina dos salidas de 7 pulgadas debajo de la tubería de revestimiento de 95⁄8 pulgadas, o dos salidas de 95⁄8 pulgadas debajo de la tubería de revestimiento de 133⁄8 pulgadas, para formar una conexión. El proceso de fabricación reduce el diámetro externo inicial del sistema, ya que, en una prensa mecánica especial, comprime plásticamente las dos salidas laterales a diámetros menores que sus diámetros expandidos. Esto garantiza distribuciones de esfuerzos uniformes, una geometría consistente del sistema y tolerancias dimensio-

Oilfield Review

Perfil RapidSeal

6 Perforar y terminar la segunda salida lateral.

5 Perforar y terminar la primera ramificación lateral.

4 Perforar retenedor de cemento y tapones limpiadores.

Desviador

7 Terminar conexión e instalar equipo de producción.

Sistema de empacador DualAccess

Barrena

Empacador del colgador de la tubería de revestimiento 4 – Limpiar el pozo principal hasta el tope de las salidas de la conexión. El perfil RapidSeal provee un indicador de profundidad positivo. 5 – Colocar y orientar el desviador en el perfil RapidSeal para desviar la barrena y el arreglo de tubería de revestimiento hacia la primera salida. Limpiar el cemento y perforar el primer tramo lateral. Bajar el empacador del colgador de la tubería de revestimiento y la tubería de revestimiento. Instalar el tapón con línea de acero en el niple de perfil característico debajo del colgador de la tubería de revestimiento para aislar el tramo lateral. Recuperar el desviador. 6 – Colocar y orientar el desviador en el perfil RapidSeal para desviar la barrena y el arreglo de tubería de revestimiento hacia la segunda salida. Limpiar el cemento y perforar el segundo pozo lateral. Bajar el empacador del colgador de la tubería de revestimiento y la tubería de revestimiento en la segunda ramificación lateral. Instalar el tapón con línea de acero en el niple de perfil característico debajo del colgador de la tubería de revestimiento para aislar el tramo lateral. Recuperar el desviador. 7 – Colocar el sistema DualAccess en el pozo principal para la terminación de ambas ramificaciones laterales.

nales exactas, además de permitir que la conexión comprimida pase a través de la sarta de revestimiento precedente, lo cual minimiza el efecto telescópico del pozo. El diseño híbrido único de esta conexión de doble salida permite aumentar la resistencia tanto a la presión interna como a las presiones de colapso externas. Dos salidas se encuentran soldadas a un tensor, o miembro estructural, construido de material de alta resistencia. Sólo las salidas dúctiles, no el tensor, soportan la deformación plástica. Un proceso patentado garantiza la penetración completa de la soldadura a lo largo de la interfaz tensor-salida. El sistema RapidSeal utiliza una combinación de componentes dúctiles resistentes para reducir las averías y los esfuerzos en las salidas de los tubulares, y mantener la resistencia de la conexión luego de ser comprimida y retornada a su tamaño y forma cilíndrica originales (proceso de reformación). Cuando este sistema se despliega a la profundidad adecuada, una herramienta de expansión operada por cable reforma las salidas en un solo viaje (página anterior y arriba). En comparación con los sistemas que utilizan un mandril mecánico, esta técnica reduce sustancialmente el tiempo de instalación. El proceso de reformación, que insume unos 45 minutos, es controlado en tiempo real desde la superficie. Este procedimiento asegura una

Invierno de 2002/2003

expansión suave y confirma que la geometría final de la salida satisfaga las especificaciones API en lo que respecta a dimensiones internas de los tubos. Los pistones de los dos soportes de la herramienta de expansión aplican fuerza para abrir y reformar simultáneamente ambas salidas en forma simétrica. La energía eléctrica proveniente del cable hace funcionar una bomba en la herramienta que provee suficiente presión hidráulica para desarrollar una fuerza de 6.6 millones de N [1.5 millones de lbf] en una conexión RapidSeal de 133⁄8 pulgadas. Un adaptador provee una transición suave de una sola abertura a las dos salidas y conecta las salidas a la abertura de la conexión principal. La parte inferior del ensamblaje de la conexión es un armazón de acero alojado dentro de una guía de fibra de vidrio que funciona como una zapata guía estándar y protege las salidas durante la instalación. El armazón de acero también actúa como cuña de desviación para guiar las herramientas fuera de los orificios de salida de la conexión durante las operaciones de perforación y terminación de cada ramificación lateral. El diseño simétrico de las conexiones RapidSeal asegura una suave transición desde el pozo principal hacia cada una de las ramificaciones, permitiendo que las herramientas de perforación y los ensamblajes de terminación estándar pasen a través de la conexión. La presión de ser-

vicio para las conexiones RapidSeal de 95⁄8 y 133⁄8 pulgadas es de 8 MPa [1200 lpc] y 15 MPa [2200 lpc], respectivamente. Luego de efectuar vastas pruebas de laboratorio, se instaló, expandió y cementó con éxito una conexión RapidSeal con tubería de revestimiento central de 95⁄8 pulgadas y dos salidas de 7 pulgadas, en un pozo experimental desviado del centro de pruebas del GTI en Catoosa, Oklahoma.12 Desde la conexión, se perforaron dos ramificaciones direccionales de 61⁄8 pulgadas. La primera ramificación se terminó con una tubería de revestimiento de 4 pulgadas, sin cementar, y la segunda con una tubería de revestimiento de 4 pulgadas cementada. El objetivo de la prueba era evaluar el sistema RapidSeal antes de la primera instalación comercial en el campo. Durante la ejecución de esta prueba, el desempeño de los componentes, las herramientas y los procedimientos fue exitoso. El sistema RapidSeal de 133⁄8 pulgadas satisfizo los requisitos para su habilitación comercial en pruebas de laboratorio. 12. Ohmer H, Follini J-M, Carossino R y Kaja M: “Well Construction and Completion Aspects of a Level 6 Multilateral Junction,” artículo de la SPE 63116, presentado en la Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE, Dallas, Texas, USA, 1 al 4 de octubre de 2000.

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Conexiones RapidSeal: Brasil, Nigeria e Indonesia Petrobras instaló el primer sistema RapidSeal comercial en un pozo terrestre ubicado en Macau, Brasil. Esta conexión de 95⁄8 pulgadas se orientó e instaló por encima del yacimiento, a 518 m [1700 pies] MD. Las dos salidas se expandieron hasta alcanzar su geometría circular original dentro de los valores de tolerancia dimensional API y luego se cementaron en el lugar apropiado. El proceso de expansión consumió 6 horas, incluyendo el tiempo de viaje, con sólo 30 minutos de tiempo no productivo. El operador perforó direccionalmente dos ramificaciones laterales de 7 pulgadas, utilizando un motor de desplazamiento

positivo (PDM, por sus siglas en inglés) PowerPak XP y barrenas excéntricas de 6 por 7 pulgadas de un compuesto policristalino de diamante (PDC, por sus siglas en inglés) (abajo). La primera ramificación con una tubería de revestimiento de 41⁄2 pulgadas se extendía 644 m [2112 pies] y se cementó para lograr el aislamiento zonal. La segunda ramificación se extendía 568 m [1864 pies] y también se entubó con una tubería de revestimiento de 41⁄2 pulgadas cementada. Un sistema DualAccess con empacadores de aislamiento colocados en cada tramo lateral y un empacador de producción MultiPort en el pozo principal, fue conectado hidráulicamente mediante sartas de producción independientes a un

Empacador de producción MultiPort de 95⁄8 pulgadas Tubería de revestimiento de 95⁄8 pulgadas Tubería de producción de 7 pulgadas

Macau BRASIL

Discriminador de Intervención Tubería de producción de 31⁄2 pulgadas Válvulas hidráulicas de control de flujo de 31⁄2 pulgadas

Río de Janeiro

Monitor de producción FloWatcher de 31⁄2 pulgadas (presión, temperatura y producción)

AMÉRICA DEL SUR

Válvula de alivio

200

Disparos

Tubería de revestimiento de 41⁄2 pulgadas Empacador externo para tubería de revestimiento Disparos

Profundidad vertical verdadera (TVD), m

Empacadores de colgadores de tubería de revestimiento de 41⁄2 pulgadas

Planificada Real

300 400 500

Distancia norte-sur, m

Sistema de empacador DualAccess de 95⁄8 pulgadas

Zona 2 Zona 1

300

150

N

Zona 2 Zona 1

450

Conexión RapidSeal de 95⁄8 pulgadas

0 150 0 Distancia este-oeste, m

600 700 800 900

Zona 1 Zona 2 0

100

200

Zona 1 Zona 2

300 400 500 Distancia horizontal, m

600

700

800

> Prueba de campo de un pozo multilateral Nivel 6 en Brasil. La primera instalación comercial de un sistema RapidSeal de 95⁄8 pulgadas se llevó a cabo en tierra para Petrobras, en Macau, Brasil (parte superior derecha). Cada tramo lateral tenía como objetivo dos intervalos productivos (parte inferior derecha). Se instaló provisoriamente un sistema de terminación DualAccess para la realización de pruebas intensivas y para la evaluación de equipos avanzados de control de flujo y de vigilancia rutinaria (izquierda). Este sistema consta de sartas de producción con arreglos de sello para cada tubería de revestimiento del tramo lateral, un empacador para aislar el espacio anular entre las sartas de producción y la tubería de revestimiento primaria, y un Discriminador de Intervención para acceder selectivamente a cada tramo lateral.

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Discriminador de Intervención y a un empacador de derivación MultiPort con orificios múltiples ubicados por encima de los tramos laterales. Las válvulas hidráulicas de control de flujo permiten el aislamiento selectivo o la producción de las ramificaciones laterales superior e inferior. Sensores de producción integrados permanentes FloWatcher vigilan rutinariamente la presión, la temperatura y la producción de cada ramificación. El sistema DualAccess es recuperable para permitir el acceso al pozo principal y el reingreso a ambas ramificaciones. Luego de realizar intensas y exitosas pruebas de ambos tramos laterales para verificar la integridad hidráulica y la accesibilidad, se recuperó el equipo de terminación DualAccess para disparar (cañonear, punzar) y terminar el pozo. La primera ramificación lateral se terminó con tubería de producción de 31⁄2 pulgadas y una bomba de cavidad progresiva (PCP, por sus siglas en inglés). La terminación de la segunda ramificación lateral se realizó con tubería de producción de 31⁄2 pulgadas y una bomba eléctrica sumergible. Petrobras y Schlumberger están trabajando en conjunto con el objetivo de desarrollar procedimientos para la instalación y operación en áreas marinas de un sistema RapidSeal de 133⁄8 pulgadas en Brasil. Schlumberger también ha instalado sistemas RapidSeal en Nigeria para Agip y en Indonesia para CNOOC. Agip instaló recientemente una conexión del Nivel 6 para la terminación del pozo Idu ML 11, en el campo Idu en el área continental de Nigeria. El objetivo era explotar dos intervalos independientes—Zonas I y L—con dos ramificaciones laterales de un pozo principal. Agip perforó hasta la profundidad propuesta de 2000 m [6562 pies] para la instalación de la conexión y ensanchó el pozo hasta 171⁄2 pulgadas para permitir la expansión del sistema RapidSeal. La conexión se orientó antes de expandir las salidas y cementar la tubería de revestimiento primaria. El operador perforó ambas ramificaciones laterales con barrenas de PDC de 61⁄8 pulgadas, utilizando lodo sintético base petróleo (OBM, por sus siglas en inglés) y cementó las tuberías de revestimiento de 41⁄2 pulgadas en el lugar adecuado. El primer lateral se extendió 693 m [2274 pies] y el segundo 696 m [2283 pies]. Se conectó cada salida a la superficie en forma independiente utilizando un sistema de empacador DualAccess (próxima página). Este pozo está produciendo en forma más eficaz que lo previsto originalmente y como si se tratara de dos pozos direccionales independientes. La producción inicial de la Zona L alcanzó 358 m3/d [2250 bppd] y la de la Zona I, 318 m3/d [2000 bppd].

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Invierno de 2002/2003

ÁFRICA

NIGERIA

Lagos Válvula de seguridad del subsuelo controlada desde la superficie (SCSSV)

Port Harcourt Zona I 0

300

Sistema de empacador DualAccess Niple de perfil característico Discriminador de Intervención Conexión RapidSeal de 95⁄8 pulgadas Empacador del colgador de tubería de revestimiento de 41⁄2 pulgadas

600

900

1200

200

Tramo lateral 1 Tramo lateral 2

N 100

0

Tubería de revestimiento de 133⁄8 pulgadas 100

1500

Conexión RapidSeal de 95⁄8 pulgadas Tubería de revestimiento de 133⁄8 pulgadas Tubería de revestimiento de 185⁄8 pulgadas Zona L

1800

Tubería de revestimiento de 41⁄2 pulgadas

2100

Disparos Zona I

2400

Disparos Zona L

Tubería de revestimiento de 185⁄8 pulgadas

Distancia norte-sur, m

Tubería de revestimiento de 95⁄8 pulgadas

Profundidad vertical verdadera (TVD), m

Los componentes de terminación de pozos de vanguardia, o inteligentes, están evolucionando cada vez más para satisfacer las necesidades de los operadores; y las terminaciones de pozos multilaterales son cada vez más sofisticadas. Muchos pozos ahora incluyen equipos de fondo para vigilar rutinariamente la producción, controlar selectivamente el flujo proveniente de las ramificaciones laterales y manejar los yacimientos en forma más eficaz. CNOOC recientemente perforó y terminó el primer pozo multilateral TAML Nivel 6 en Indonesia y la primera terminación inteligente Nivel 6 del mundo para incrementar las reservas recuperables y reducir los costos de construcción de pozos. Se instaló una conexión RapidSeal durante la terminación del pozo NE Intan A-24 en el Mar de Java (próxima página). La perforación de este pozo, bajo 23 m [75 pies] de agua, requirió menos tiempo—sólo 25 días—y costó aproximadamente 1 millón de dólares estadounidenses menos que el pozo AC-06, un multilateral Nivel 3 del campo East Rama, perforado hasta una profundidad similar y tramos laterales equivalentes a los del pozo NE Intan A-24. Luego de orientar, expandir y cementar la conexión RapidSeal de 95⁄8 pulgadas a una profundidad de 2535 m [8317 pies], se perforaron ambas ramificaciones laterales con lodo sintético OBM de M-I Drilling Fluids. El primer tramo lateral se extendió 396 m [1300 pies] y se perforó con una barrena de PDC de 61⁄8 pulgadas. El segundo tramo lateral, que se extendió 701 m [2300 pies], se perforó utilizando una barrena bicéntrica de 6 pulgadas por 7 pulgadas con un motor PowerPak PDM que tenía un ajuste angular de 1.83°. CNOOC terminó el primer tramo lateral con filtros de control de producción de arena de 31⁄2 pulgadas, de calidad superior. Para el segundo tramo lateral se utilizaron filtros de control de producción de arena de 41⁄2 pulgadas, también de calidad superior. Cada ramificación incluyó un empacador ECP para el aislamiento zonal. Los modernos componentes de terminación de pozos, instalados por encima de la conexión, incluían válvulas hidráulicas de fondo para controlar el flujo y sensores para medir la presión, la temperatura y la producción de cada ramificación del pozo. Una bomba eléctrica sumergible de Schlumberger, con una unidad de vigilancia rutinaria de fondo de pozo MultiSensor para terminaciones con bomba sumergible y un controlador de la velocidad instalado en la superficie, levanta los hidrocarburos hasta la superficie a través de una tubería de producción de 41⁄2 pulgadas. Un sistema de control de superficie y de adquisición de datos (SCADA, por sus siglas en inglés) y medidores de flujo multifásico ubicados en la superficie, controlan los paráme-

0 100 Distancia este-oeste, m Conexión RapidSeal de 95⁄8 pulgadas

Zona L

Zona I

2700 0 300 Desviación horizontal, m

> Terminación de un multilateral Nivel 6 en Nigeria. Agip perforó dos ramificaciones laterales mediante la utilización de una conexión RapidSeal en el pozo terrestre Idu ML 11 (arriba). La primera ramificación se extendió 693 m [2274 pies]; el segundo tramo lateral se extendió 696 m [2283 pies] (derecha). Cada salida se vinculó con la superficie en forma independiente, mediante la utilización de un sistema de empacador DualAccess (izquierda).

tros de bombeo y el desempeño del pozo, y transmiten los datos a CNOOC en tiempo real a través de la Red. Consideraciones clave de diseño El primer factor a considerar cuando se planifica la terminación de pozos multilaterales es si se trata de un pozo nuevo o uno existente. Los pozos nuevos ofrecen a los ingenieros la libertad y flexibilidad de diseñar pozos multilaterales desde el fondo hacia la superficie. El sistema de análisis

de la producción NODAL y el modelado de yacimientos ayudan a establecer la longitud de los tramos laterales y el diámetro de la tubería de producción óptimos, lo cual determina el diámetro de las tuberías de revestimiento primaria e intermedia. Las opciones de terminación y las configuraciones de los pozos resultan más limitadas en el caso de pozos existentes, pero aún así muchos pozos viejos son candidatos para operaciones de re-entrada utilizando tecnología de pozos multilaterales.

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0 500 Bomba eléctrica sumergible

Tubería de revestimiento de 133⁄8 pulgadas

500 Profundidad vertical verdadera (TVD), m

Válvula de seguridad del subsuelo controlada desde la superficie (SCSSV) Empacador de aislamiento de zonas múltiples MZ

Válvula hidráulica de control de flujo

1000

1500

Lateral 1

Conexión RapidSeal de 95⁄8 pulgadas

Tubería de revestimiento de 133⁄8 pulgadas

500

1000 N

Distancia norte-sur, m

0

Unidad MultiSensor

Lateral 2

2000 1500 2500

Conexión RapidSeal de 95⁄8 pulgadas

1000 500 0 Distancia este-oeste, m

3000 Lateral 2

Lateral 1

Sensor FloWatcher Dispositivo de desconexión por esfuerzo de corte

Perfil de restricción interior

0

1000 500 Distancia horizontal, m ASIA

Conexión RapidSeal de 95⁄8 pulgadas Desviador RapidSeal

Empacador del colgador de la tubería de revestimiento RapidSeal

Empacador del colgador de la tubería de revestimiento RapidSeal

Receptáculo de diámetro interior pulido

AUSTRALIA

Yakarta Empacadores externos para tubería de revestimiento

M ar d

e J ava

INDONESIA

> Terminación del primer pozo multilateral inteligente Nivel 6 del mundo. Recientemente, CNOOC perforó y terminó el pozo NE Intan A-24, el primer multilateral Nivel 6 TAML perforado en el Mar de Java, Indonesia (parte inferior derecha). Después de orientar, expandir y cementar en el lugar adecuado la conexión RapidSeal de 95⁄8 pulgadas a 2535 m [8317 pies], el operador perforó dos ramificaciones laterales (parte superior derecha). La primera ramificación se extendió 396 m [1300 pies]; el segundo tramo lateral se extendió 701 m [2300 pies]. Cada tramo lateral se terminó con un empacador externo para la tubería de revestimiento y filtros de control de producción de arena. Un dispositivo de orientación, o desviador, permitió asegurar la inserción correcta de los componentes de terminación en las salidas de la conexión. Componentes de terminación de vanguardia—válvulas hidráulicas de control de flujo y sensores para medir la presión, la temperatura y la producción para cada ramificación del pozo, una bomba eléctrica sumergible Schlumberger con un sistema de vigilancia rutinaria de extracción artificial Phoenix y un variador de velocidad controlado desde la superficie—convirtieron a éste en el primer pozo multilateral Nivel 6 “inteligente” (izquierda).

Otra consideración a tener en cuenta es el tipo de conexión, que depende del grado de integridad mecánica e integridad hidráulica requerido en cada tramo lateral, de los esfuerzos en el subsuelo y de la necesidad de reingresar en las ramificaciones individuales. Un tramo lateral terminado a agujero descubierto sin conexión puede ser suficiente cuando la producción del tramo lateral se mezcla con la del pozo principal, o cuando las conexiones se encuentran en formaciones competentes o no se requiere accesibilidad al tramo lateral. Un sistema del Nivel 6 puede resultar más adecuado si se desea producción o

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inyección selectivas en cada tramo lateral, si la conexión está ubicada en una formación poco consolidada o si se requiere accesibilidad al tramo lateral. El conocimiento del yacimiento es crítico cuando se planifican pozos multilaterales. En los pozos de exploración o en pozos que se encuentran en las primeras etapas de desarrollo, quizás no se disponga de información suficiente para planificar una trayectoria de pozo compleja. Ante tales circunstancias, los operadores pueden perforar un pozo vertical de bajo costo con planes de contingencias para uno o más tramos laterales,

acorde con la información obtenida durante la perforación y la terminación del pozo principal. Los pozos horizontales y multilaterales también se utilizan en esta etapa para delinear mejor el yacimiento desde una sola localización de superficie. 13. Afilaka JO, Bahamaish J, Bowen G, Bratvedt K, Holmes JA, Miller T, Fjerstad P, Grinestaff G, Jalali Y, Lucas C, Jiménez Z, Lolomari T, May E y Randall E: “Mejoramiento de los yacimientos virtuales,” Oilfield Review 13, no. 1 (Primavera de 2001): 26–47. 14. Brister R: “Screening Variables for Multilateral Technology,” artículo de la SPE 64698, presentado en la Conferencia y Exhibición Internacional del Petróleo y el Gas de la SPE, Pekín, China, 7 al 10 de noviembre de 2000.

Oilfield Review

Tecnología en evolución, creciente aceptación Siguiendo una tendencia similar a la aceptación de los pozos horizontales acontecida a principios de la década de 1990, los operadores comenzaron a preguntarse a fines de la misma década “¿por qué no perforar un pozo multilateral?” Hoy, en lugar de preguntar si es aplicable un pozo multilateral, la pregunta que a menudo se formula es “¿qué tipo de configuración de pozo y sistema multilateral resulta más adecuado para satisfacer las necesidades de desarrollo y producción de un campo petrolero?” Los pozos multilaterales no constitu-

Invierno de 2002/2003

Pozo horizontal convencional

Conexión del Nivel 6 y dos tramos laterales opuestos 4000 pies

k1

2000 pies

k2 20 18 16 14 12 10 8 6 4 2 0

k2>k1

2000 pies

Dos tramos laterales opuestos Pozo de drenaje horizontal único

k1=k2

yen simplemente una tecnología aceptada sino una herramienta esencial para el desarrollo de las reservas de hidrocarburos en todo el mundo. La explotación de yacimientos con pozos multilaterales representa una forma viable de reducir las erogaciones de capital totales y los costos operativos del campo, y constituye un modo de aumentar sustancialmente la producción en los entornos petroleros más desafiantes que plantea la actualidad. A medida que aumente la confiabilidad en la tecnología de pozos multilaterales, se desarrollarán yacimientos más pequeños con pozos multilaterales, tales como los campos satélites actualmente considerados para su desarrollo en el Mar del Norte y los campos de frontera situados en el Golfo de México, el Sudeste Asiático, África Occidental y Medio Oriente. Los sistemas de terminación de pozos multilaterales varían en lo que respecta a complejidad. Las conexiones RapidConnect y RapidExclude proveen características mejoradas de resistencia y exclusión de arena para una mayor durabilidad y un reingreso más confiable a las ramificaciones laterales, tanto en pozos nuevos como en pozos existentes. Los sistemas RapidSeal ofrecen la flexibilidad necesaria para optimizar el flujo proveniente de cada tramo lateral en lo que respecta a control de producción, para explotar yacimientos independientes con diferentes presiones iniciales o para inyectar en un tramo lateral mientras se hace producir el otro. Existe una tendencia creciente hacia la minimización de las intervenciones convencionales con equipo de perforación o terminación. Por ejemplo, existen herramientas operadas con tubería flexible estándar, tales como el sistema de herramientas multilaterales Discovery MLT, que proveen acceso selectivo a las conexiones laterales. Además, un dispositivo activado por el flujo controla la orientación de la herramienta, mientras que la retroalimentación de la presión provee la confirmación en tiempo real en la superficie de que se ha ingresado en la ramificación correcta. La herramienta es resistente al ácido. Por lo tanto, permite el emplazamiento de fluidos de tratamiento de pozo. Este sistema facilita las operaciones de re-entrada, limpieza y estimulación en los tramos laterales terminados a agujero descubierto, tuberías de revestimiento desprendidas o conexiones construidas en pozos existentes. Las terminaciones de pozos multilaterales constituyeron una de las tecnologías clave de la industria petrolera que emergieron en la década pasada. Es extremadamente importante clasificar y seleccionar los sistemas de terminación de pozos multilaterales, dentro del contexto de las condiciones de yacimiento, los requisitos de desarrollo del

Millón de barriles de petróleo en condiciones de tanque (STB)

En las últimas etapas del desarrollo de un campo, se dispone de un volumen considerable de información de yacimientos, de manera que se pueden diseñar trayectorias de pozos más complejas para alcanzar formaciones específicas, compartimentos geológicos o reservas pasadas por alto. En términos económicos, los pozos multilaterales no representan dos o más pozos por el precio de uno. En ciertos casos, las terminaciones de pozos multilaterales permiten duplicar la producción del pozo pero, en base a los promedios de la industria, son más factibles aumentos del 30 al 60%. Históricamente, para que los pozos multilaterales resulten redituables, el incremento de las erogaciones de capital no debería superar el 50%. Esto significa que los resultados económicos globales de construcción de pozos debería mejorar en un 40% aproximadamente. Las terminaciones de pozos multilaterales óptimas se basan en la evaluación económica de diversas alternativas que dependen de pronósticos de desempeño del yacimiento. En muchos casos, es necesaria la simulación numérica que utiliza un modelo de un solo pozo o de todo el campo, para formular un pronóstico exacto sobre el cual basar el análisis económico del proyecto. La simulación numérica requiere un mayor conocimiento del yacimiento, implica más tiempo de configuración y demanda más tiempo computacional que los modelos analíticos. Sin embargo, los modelos numéricos pueden dar cuenta de efectos tales como flujo multifásico y efectos gravitacionales, geometrías de yacimientos complejas y yacimientos heterogéneos. El módulo de pozos de segmentos múltiples del programa ECLIPSE de simulación de yacimientos modela el flujo de fluidos y las pérdidas de presión por fricción a través del pozo, de los espacios anulares, de las ramificaciones laterales y de las válvulas de terminación de pozos.13 Esta capacidad de modelado avanzado provee estimaciones más realistas del desempeño de pozos multilaterales (arriba a la derecha).

Dos tramos laterales opuestos 0

1

2

3 4 Tiempo, años

5

6

7

> Simulación de yacimientos y modelado de pozos multilaterales. Mediante la utilización de la aplicación ECLIPSE de simulación de yacimientos y de una retícula estructurada de baja resolución, se efectuó una comparación entre un pozo horizontal convencional que tiene una sola sección lateral de 1220 m [4000 pies] y un pozo multilateral Nivel 6 que tiene dos tramos laterales opuestos de 610 m [2000 pies] (arriba). La producción acumulada proveniente de un pozo lateral doble, supera sustancialmente al volumen producido por una sola perforación horizontal cuando la permeabilidad horizontal (k) varía (abajo). Para estimar con exactitud los valores de producción, se debe modelar en detalle el área que rodea al pozo. Cada segmento discreto del pozo tiene su propia presión local y sus propiedades de fluidos. El simulador ECLIPSE también utiliza una retícula de alta resolución y no estructurada para modelar los segmentos del pozo y el flujo del yacimiento en torno a trayectorias multilaterales complejas.

campo, el costo total y el riesgo global.14 Estas técnicas resultan de mayor utilidad a las compañías de producción cuando se lleva a cabo un exhaustivo análisis de la relación riesgo-recompensa. Se requiere un equipo multidisciplinario integrado para planificar, diseñar e implementar adecuadamente los pozos multilaterales. En la actualidad, las compañías de servicios siguen invirtiendo en investigación y desarrollo de nuevos productos con el objetivo de brindar a los operadores herramientas y sistemas más confiables para instalar puntos de drenaje múltiples en los yacimientos. En el corto plazo, quedan dos desafíos por superar: mayor optimización de los equipos y consistencia en la instalación. Esta tecnología se encuentra todavía en evolución, pero en la medida que el incremento del valor presente neto se mantenga como objetivo esencial del negocio, la tecnología de perforación de pozos multilaterales seguirá siendo una fuente líder de ganancias económicas para toda la industria del petróleo y el gas. —MET

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