Tecnología de avanzada en el manejo de residuos de perforación Thomas Geehan Alan Gilmour Quan Guo M-I SWACO Houston, Texas, EUA

A medida que aumenta la complejidad de los pozos, los operadores se esfuerzan por cumplir con las estrictas normas vigentes para el vertido de residuos, satisfaciendo al mismo tiempo las demandas en cuanto al desempeño de las operaciones de perforación. Hoy en día, los avances registrados en los fluidos de perforación y en las técnicas de manejo de recortes están permitiendo que los operadores utilicen los sistemas de fluidos de perforación más eficientes, removiendo al mismo tiempo del ambiente los residuos de perforación en forma efectiva.

Uno de los efectos colaterales desafortunados de la búsqueda de hidrocarburos es la acumulación de escombros que se removieron para llegar a esos recursos. Las operaciones de perforación modernas generan diversas opciones para la eliminación de los residuos, que varían desde agua de escurrimiento contaminada hasta el envasado de materiales; sin embargo, la mayor parte de los residuos se asocia con el material excavado, o recortes, del pozo. Hasta la década de 1980, poca era la atención brindada a la eliminación de los recortes y al exceso de fluidos de perforación. Habitualmente, estos materiales se desechaban por la borda en las operaciones marinas o se sepultaban durante la perforación en las localizaciones terrestres. En las décadas de 1980 y 1990, la concientización am biental global aumentó y la industria del petróleo y el gas, junto con sus reguladores, comenzaron a comprender y apreciar el impacto ambiental potencial de los residuos de perforación. Durante este mismo período, los avances registrados en la tecnología de perforación direccional anunciaron el advenimiento de una Por su colaboración en la preparación de este artículo, se agradece a Jim Redden, M-I SWACO, Houston, Texas. FracCADE es una marca de Schlumberger. Brookfield es una marca de Brookfield Engineering Laboratories. Fann 35 y Marsh son marcas de fábrica de Fann Instrument Company. RECLAIM es una marca de M-I LLC. 1. Para obtener más información sobre pozos multilaterales, consulte: Fraija J, Ohmer H, Pulick T, Jardon M, Kaja M, Páez R, Sotomayor GPG y Umudjoro K: “Nuevos aspectos de la construcción de pozos multilaterales,” Oilfield Review 14, no. 3 (Invierno de 2002/2003): 56–75.

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nueva era en construcción de pozos. Si bien para las generaciones de perforadores previas, la perforación de pozos verticales solía ser difícil, hacia la década de 1990, la tendencia en trayectorias de pozos había pasado de vertical a horizontal. Las rápidas mejoras tecnológicas pronto llevaron la perforación horizontal a un primer plano. Los operadores obtuvieron mejoras significativas en cuanto a los aspectos económicos del pozo, mediante la perforación de pozos direccionales múltiples desde una sola plataforma o a través de la perforación de pozos multilaterales complejos desde un pozo.1 Estas ventajas redujeron las huellas que quedaban en la superficie, mejoraron los aspectos económicos de la construcción de pozos, redujeron el consumo de materiales e incrementaron la producción de cada pozo. La combinación de concientización ambiental creciente, nuevas regulaciones en materia de vertidos y situaciones de perforación desafiantes, condujo a la industria del petróleo y el gas a desarrollar nuevas tecnologías de fluidos de perforación y manejo de residuos para respaldar estos diseños de pozos de avanzada, fomentando al mismo tiempo el cuidado del medio ambiente. En este artículo, exploramos las tecnologías desarrolladas para remover los residuos de perforación del ambiente, mediante su colocación en fracturas generadas hidráulicamente, muy por debajo de la superficie terrestre. Además, describimos las nuevas tecnologías que están ayu dando a reducir los residuos mediante la recuperación de los costosos fluidos de perforación no acuosos.

Lodos a base de aceite—Más comunes que nunca El empleo de lodos a base de aceite (OBM) en el campo petrolero se generalizó en el año 1942. Los primeros fluidos externos al petróleo estaban compuestos básicamente por asfalto y combustible diesel. Estos lodos ayudaron a los perforadores a estabilizar las lutitas sensibles al agua, proporcionaron lubricidad para las operaciones de extracción de núcleos y minimizaron el daño al yacimiento. Con el advenimiento de la era de la perforación direccional a fines de la década de 1980, los OBM demostraron poseer una capacidad superior para reducir la fricción entre la columna de perforación y la formación. El esfuerzo de torsión y arrastre se redujeron significativamente con respecto a los niveles observados comúnmente con la utilización de lodos a base de agua, lo que permitió a los perforadores llegar a mayores distancias y perforar trayectorias más tortuosas. Además, la calidad inhibitoria de los OBM ayudó a los perforadores a reducir el riesgo de falla del pozo, asociado con la perforación de pozos horizontales largos. Un OBM debe su calidad inhibitoria a su naturaleza mojable al petróleo; el contacto del agua con las arcillas de formación se elimina en un ambiente humedecido con petróleo. En consecuencia, las formaciones perforadas con fluido de perforación a base de aceite tienden a experimentar menos dispersión química que las perforadas con lodos a base de

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Lechada de recortes Petróleo producido Fluido de perforación Recortes separados, convertidos en lechada e inyectados desde la superficie

La roca sello impermeable (sal, creta o arenisca) impide que las fracturas se propaguen hacia el lecho marino

Plataforma

Cabezal del pozo

Cabezal del pozo

Tubo ascendente

Tubo ascendente

900 m

Tubería conductora de 50 pulgadas

Pozo de producción y de re-inyección

Tubería de revestimiento de 3 13 ⁄8 pulgadas

Formación de roca sello

Zona de inyección

Tubería de revestimiento de 93⁄8 pulgadas Yacimiento Tubería de revestimiento corta de 7 pulgadas

Tubería conductora de 30 pulgadas

Pozo nuevo en proceso de perforación

Tubería de revestimiento de 133⁄8 pulgadas

Tubería de revestimiento de 93⁄8 pulgadas Barrena de perforación

> Filosofía de la reinyección de recortes (CRI). El campo petrolero moderno se está apartando rápidamente de los métodos tradicionales de eliminación de residuos de perforación. Respondiendo al concepto “de la cuna a la tumba,” muchos operadores están optando por devolver los recortes perforados nuevamente a su lugar de origen, bien por debajo de la superficie terrestre. Si bien se dispone de varios métodos de colocación, en general los recortes y otros residuos de perforación se inyectan en yacimientos no productivos o agotados. Con mucha frecuencia, las zonas de inyección se encuentran ubicadas por encima del yacimiento productor, como se muestra en esta gráfica.

agua. Igualmente importante es el hecho de que esta calidad inhibitoria minimiza la disolución de los recortes, conforme se bombean desde la barrena hasta la superficie. Siempre que la capacidad de limpieza del pozo sea adecuada, en el lodo a base de aceite o en ambientes no acuosos, los recortes de perforación llegan habitualmente a la superficie en las mismas condiciones generales con que dejaron la barrena. El equipo de control de sólidos de superficie es más eficaz con los recortes más grandes y el volumen de dilución requerido para reducir el contenido de sólidos finos en el fluido de perforación se minimiza. Finalmente, el volumen total de residuos del proyecto se reduce significativamente.

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Las ventajas de los OBM tuvieron su precio. Como se mencionó previamente, las décadas de 1980 y 1990 constituyeron el despertar de la concientización ambiental para la industria del petróleo y el gas. Los reguladores comenzaron a desalentar la descarga de lodo y recortes de perforación, mientras que numerosos países prohibieron definitivamente la descarga de recortes humedecidos con petróleo y de lodo a base de aceite residual. Desde la década de 1990 hasta la actualidad, la industria de perforación ha sido testigo de una revolución en el manejo de fluidos OBM y residuos de petróleo. Los lodos a base de sintéticos (SBM), menos tóxicos y más aceptables para el medio ambiente, han reemplazado a los lodos

a base de diesel y a base de aceite mineral en muchas áreas. Los operadores poseen ahora los beneficios de los fluidos de perforación no acuosos, sumados a las tecnologías que ayudan a manejar los recortes y el exceso de lodos a base de aceite y a base de sintéticos. Los SBM modernos ofrecen las calidades no acuosas de los OBM tradicionales , con menos toxicidad y grados superiores de biodegradabilidad. En ciertas áreas, dependiendo de las regulaciones medioambientales, los recortes revestidos con SBM se sepultan, se vierten en el mar, o se transforman en benignos para el medio ambiente, a través de procesos de biorremediación.2 No obstante, no todas las áreas se adecuan a estos tipos de métodos de manejo de residuos y se necesitan procesos más avanzados para proteger el medio ambiente durante la perforación (izquierda). Colocación de residuos de petróleo en su lugar En cualquier proyecto de perforación, los operadores deben lograr un equilibrio entre la minimización del impacto ambiental, el mantenimiento de la estabilidad del pozo y la maximización de la eficiencia de la perforación. Desde el año 2001, el empleo de fluidos de perforación no acuosos, tanto a base de aceite como a base de sintéticos, se incrementó en promedio en un 2% por año, tendencia que probablemente se mantenga (próxima página, arriba). Algunas formaciones son más fáciles de perforar utilizando fluidos de perforación no acuosos, en adelante aludidos como fluidos a base de aceite, debido principalmente a la calidad inhibidora y lubricante de estos fluidos. Cuando se utilizan fluidos de perforación a base de aceite en la perforación, los recortes de rocas transportados por el fluido de perforación a lo largo del pozo son revestidos con una capa residual del aceite utilizado. Aun cuando se perfora con lodo a base de agua, los recortes de lutitas y areniscas ricas en contenido de petróleo se transportan a la superficie para su eliminación adecuada. En muchas áreas, la legislación ambiental más estricta y los incrementos del costo de las técnicas de eliminación 2. Young S y Rabke S: “Novel Fluid Design Can Eliminate OBM-Cuttings Waste,” artículo SPE 100292, presentado en la Conferencia y Exhibición Anual de las Europec/EAGE, de la SPE, Viena, Austria, 12 al 15 de junio de 2006. 3. Moschovidis ZA, Gardner DC, Sund GV y Veatch RW: “Disposal of Oily Cuttings by Downhole Periodic Fracturing Injections, Valhall, North Sea: Case Study and Modeling Concepts,” artículo SPE 25757-PA, presentado en la Conferencia de Perforación de las SPE/IADC, Ámsterdam, 22 al 25 de febrero de 1993; también en SPE Drilling & Completion 9, no. 4 (Diciembre de 1994): 256–262.

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Inyección en el espacio anular de un pozo de producción

20 pulg

36 34 32 Fluidos no acuosos, %

de recortes han hecho que se descarte la opción de vertir en el mar los recortes humedecidos con petróleo o los recortes que contienen petróleo y los residuos de perforación asociados. Un ejemplo de regulación de vertidos ambientales más estricto se registró en el Mar del Norte a fines de 1990. Dos años antes de que se produjeran los cambios en los regímenes vigentes, la Agencia de Control de la Contaminación del Estado Noruego anunció un incremento de la rigurosidad de las regulaciones para la eli minación de los recortes perforados en áreas marinas. Con vigencia al 1 de enero de 1993, la cantidad de petróleo permitido en los recortes eliminados por vertido en el mar se redujo del 6 al 1 por ciento por volumen. La tecnología disponible en ese momento no podía reducir el petróleo presente en los detritos hasta niveles tan bajos.3 BP, en ese entonces Amoco Production Company, comenzó a prepararse para este cambio de regulaciones en el Campo Valhall, mediante la evaluación de las opciones como primera medida. Los ingenieros consideraron el transporte de los recortes humedecidos con petróleo a tierra firme para su procesamiento, la ejecución de operaciones de perforación con lodo a base de agua en lugar de OBM, el procesamiento de los recortes en las áreas marinas y su eliminación a través de la inyección en el subsuelo.

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2001

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2005

> Incremento del empleo de fluidos no acuosos. Las estadísticas proporcionadas por M-I SWACO indican un incremento del empleo de fluidos no acuosos desde el año 2001. Estos fluidos incluyen tanto los lodos convencionales como los lodos sintéticos.

ble, se bombean en un pozo de eliminación de residuos dedicado o a través del espacio anular existente entre las sartas de revestimiento en un pozo activo y se introducen bajo presión en las formaciones (abajo). Este proceso crea una fractura hidráulica en la formación, que contiene efectivamente la lechada. Al final del programa de inyección, el pozo o el espacio anular se sellan habitualmente con cemento.

Los estudios iniciales indicaron que la reinyección de los recortes (CRI) produciría un impacto mínimo sobre el medio ambiente, proporcionando al mismo tiempo una solución económica para la eliminación de recortes y residuos de petróleo. En una operación CRI típica, los recortes se mezclan con agua de mar, se procesan mediante trituración u otra acción mecánica para formar una lechada viscosa esta-

Inyección en el espacio anular de un pozo de producción

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Inyección en el espacio anular, perforación y reinyección simultáneas

Inyección con tubería de producción dentro de un pozo redundante

20 pulg

20 pulg

Inyección con tubería de producción dentro de un pozo de reinyección dedicado

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Zona de inyección 133⁄8 pulg

133⁄8 pulg Zona de inyección

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95⁄8 pulg

133⁄8 pulg

133⁄8 pulg

Zona de inyección

95⁄8 pulg Yacimiento

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95⁄8 pulg

Zona de inyección Yacimiento

Cemento

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6 pulg

Zona de inyección 6 pulg

> Opciones para la tecnología CRI. Los recortes (rojo) pueden ser inyectados en pozos de diversas configuraciones. Aquí se muestra la inyección en un espacio anular de 20 x 133⁄8 pulgadas; un espacio anular de 133⁄8 x 95⁄8; la reinyección por encima del yacimiento, luego la perforación hasta la TD y la producción; la inyección dentro de un pozo redundante de 6 pulgadas; y la inyección en un pozo dedicado. En cada uno de estos ejemplos, los pozos fueron entubados, cementados y en ciertos casos disparados (cañoneados, punzados), para facilitar la inyección de recortes y aislar otras partes del pozo del proceso de inyección.

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Antes de invertir en esta nueva tecnología, Amoco puso en marcha un extensivo programa de pruebas para asegurar que sería posible la ejecución de inyecciones periódicas y recolectar datos de la respuesta de presión, durante y después de la inyección, para el modelado y la calibración de los modelos. Los recortes se prepararon para la inyección mediante la mezcla con agua en un tanque de 8 m3 [50 bbl], como primer paso, y la posterior recirculación de la lechada mediante una bomba centrífuga modificada con propulsores guarnecidos con carburo para triturar los recortes a una velocidad de 0.8 a 1.6 m3/min [5 a 10 bbl/min]. Los recortes se agregaron a una lechada a base de agua de mar para lograr una densidad de 1,198 kg/m3 [10 lbm/gal]. El proceso de mezcla continuó hasta que la lechada se volvió homogénea y desarrolló una viscosidad de embudo Marsh de entre 45 y 60 s/L [45 y 60 s/qt].4 Este proceso se reiteró hasta preparar un total de 159 m 3 [1,000 bbl]. El volumen total se inyectó luego en una formación, a una profundidad vertical verdadera de casi 2,438 m [8,000 pies]. Los datos recolectados durante las inyecciones múltiples, realizadas en una formación de

arenisca sellada con lutita, indicaron un comportamiento estable de la presión con cada secuencia de inyección, lo que demostró que las inyecciones periódicas habían creado fracturas múltiples o ramificadas en la misma región del yacimiento, en vez de una fractura continua. Los datos indicaron además que las inyecciones periódicas con fines de fracturamiento modificaron el esfuerzo de cierre local de la formación. Los ingenieros teorizaron que los recortes introducidos en la formación creaban un volumen local. Dado que los recortes permanecen localizados en lo que se conoce como dominio de la eliminación de residuos, es dable esperar que los cambios producidos en el esfuerzo de cierre sean permanentes y repetibles.5 Además se observaron cambios de esfuerzos resultantes de los efectos de los esfuerzos termoporoelásticos. Estos conceptos serán analizados en forma más exhaustiva más adelante. Los datos recolectados durante estas pruebas sustentaron la teoría de que los esfuerzos desajustados, causados por la colocación periódica de los recortes en las fracturas introducidas en un campo elástico, tal como la roca yacimiento, pueden ser calculados utilizando las

Falla

ecuaciones básicas de la teoría elástica. Esto ayudó a los ingenieros de Amoco a desarrollar modelos para comprender y predecir mejor el comportamiento de las fracturas y del dominio de la eliminación de residuos en relación con los procesos de inyección de recortes. Durante el programa de evaluación, que llevó varios años, los fluidos inyectados por los ingenieros oscilaron entre agua y arena en las primeras pruebas, hasta recortes reales en las pruebas posteriores. Concluido el proyecto de evaluación, se habían bombeado en los pozos de inyección más de 54,000 m3 [340,000 bbl] de lechada de inyección, que contenían más de 12,000 m3 [76,000 bbl] de recortes. En estas primeras pruebas, Amoco demostró que la inyección de recortes puede constituir una forma de eliminación de residuos de petróleo económicamente efectiva, si se la compara con la eliminación en tierra firme. En ese momento, los ingenieros estimaron un ahorro de US$ 550,000 por pozo del Campo Valhall, mediante el empleo de procesos de inyección de recortes en lugar de técnicas con base en tierra u otras técnicas de eliminación de recortes.6

La presencia de una roca sello adecuada previene la propagación de las fracturas naturales o inducidas hacia el lecho marino

Fracturas naturales Lutita

Creta

Fracturas inducidas hidráulicamente

Lutita

Fracturas Fracturas

Fracturas

> Contención de los fluidos inyectados. Los proyectos de reinyección diseñados en forma deficiente, plantean el riesgo de que los materiales residuales fuguen nuevamente hacia la superficie a través de las fracturas naturales, a lo largo de los planos de fallas, o siguiendo una trayectoria mal cementada en el pozo hacia la superficie (izquierda). Dependiendo del peso específico del residuo inyectado, parte del material puede llegar a la superficie. Con la ingeniería correcta y la roca sello adecuada, el residuo queda contenido dentro de la zona de inyección (derecha).

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Transportador de cajas de recortes Zaranda vibratoria (temblorina)

Tanques de almacenamiento de recortes

Válvula de control de flujo

Ventilador para recortes

Válvula de control de flujo

Cabezal del pozo de inyección

Zaranda de clasificación de recortes

Unidad de preparación de la lechada

Colador Bombas de inyección de alta presión Zona de re-inyección de recortes

> Los recortes en movimiento. El flujo del lodo de perforación ayuda a desplazar los recortes desde la barrena hasta la superficie. En la superficie, deben ser removidos del sistema de lodo antes de que el fluido vuelva a ser bombado en el pozo. Diversos equipos de control de sólidos, tales como las zarandas vibratorias (extremo superior izquierdo), ayudan a separar los sólidos del líquido. Una vez recuperados, los recortes son transportados habitualmente alrededor del equipo de perforación mediante sistemas neumáticos de transporte de recortes. En ciertos casos, los recortes se almacenan en cajas para recortes o en tanques de almacenamiento (extremo superior derecho) para su posterior procesamiento e inyección. El equipo de procesamiento clasifica, tritura y convierte en lechada los recortes, que luego son bombeados en el pozo de inyección de recortes a altas presiones, creando fracturas de almacenamiento muy por debajo de la superficie (extremo inferior derecho).

El costo de la eliminación de residuos no siempre es el impulsor que subyace el empleo de la tecnología CRI. En zonas remotas o ambientalmente sensibles, el manejo de los residuos de perforación constituye un tema desafiante. Las instalaciones para tratamiento, con frecuencia no están disponibles, o son logísticamente inac-

cesibles y costosas. En estas situaciones, la inyección de recortes y otras corrientes residuales asociadas en las formaciones subterráneas quizás constituya el único método de eliminación ambientalmente aceptable. Por ejemplo, en condiciones climáticas australes y septen trionales extremas, en las que el clima invernal

4. La viscosidad de embudo Marsh es el tiempo, en segundos, requerido para que un cuarto de fluido fluya a través de un embudo Marsh. No es una viscosidad verdadera pero sirve como medida cualitativa del espesor de una muestra de fluido. La viscosidad de embudo es útil sólo para comparaciones relativas. 5. Para obtener más información sobre el dominio de la eliminación de residuos, consulte: Peterson RE, Warpinski NR, Lorenz JC, Garber M, Wolhart SL y Steiger

RP: “Assessment of the Mounds Drill Cuttings Injection Disposal Domain,” artículo SPE 71378, presentado en la Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE, Nueva Orleáns, 30 de septiembre al 3 de octubre de 2001. 6. Moschovidis et al, referencia 3. 7. Guo Q, Geehan T y Pincock M: “Managing Uncertainties and Risks in Drill-Cuttings Reinjection in Challenging Environments—Field Experience from Sakhalin,” artículo

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riguroso puede eliminar virtualmente las opciones de tratamiento en tierra firme y las operaciones de perforación a lo largo de todo el año, la tecnología CRI ofrece la única solución práctica para la eliminación de recortes y residuos de perforación.7 Los riesgos de la reinyección Como sucede con todas las operaciones de E&P, la tecnología CRI posee sus riesgos. Normalmente, los programas de inyección se desarrollan sin contratiempos serios. No obstante, particularmente en los primeros días de esta tecnología, hubo casos en los que se obturó la trayectoria existente hasta la formación seleccionada para la eliminación, por debajo de la tubería de revestimiento o de un espacio anular, suspendiéndose concretamente las operaciones CRI. En raras ocasiones, las lechadas de inyección migraron a través de las fracturas naturales, de las fracturas inducidas hidráulicamente o de las secciones del pozo cementadas en forma deficiente, volviendo al lecho marino. Este tipo de episodio conduce a la descarga de la lechada de inyección en el fondo del mar (página anterior). Las fallas de esta índole no sólo son ambientalmente costosas, sino que plantean riesgos económicos serios, tales como tiempo operacional inactivo, operaciones de remediación en el pozo de inyección, o, en el peor de los casos, la necesidad de perforar un nuevo pozo de inyección. Las operaciones CRI pueden estar comprometidas por numerosos factores, tales como fallas mecánicas en la superficie o la capacidad deficiente del sistema de eliminación, lo que produce demoras costosas en el proyecto de perforación. Para minimizar estos riesgos, los ingenieros utilizan procedimientos de reco lección neumáticos de avanzada, sistemas de transporte y almacenamiento como los desa rrollados por M-I SWACO para desacoplar las operaciones de perforación de las operaciones CRI (izquierda). Cuando se producen fallas en los equipos CRI o cuando los recortes son generados más rápido de lo que pueden procesarse, estos sistemas neumáticos pueden trasladar rápidamente los residuos y recortes con petróleo, descargados por los equipos de remoción de sólidos, hasta los tanques de almacenamiento para su posterior procesamiento.8 SPE 93781, presentado en la Conferencia Ambiental de Exploración y Producción de las SPE/EPA/DOE, Galveston, Texas, 7 al 9 de marzo de 2005. 8. Minton RC: “The Pneumatic Collection, Handling and Transportation of Oily Cuttings—Two Years of Field Experience,” artículo SPE 83727, presentado en la Conferencia Ambiental de E&P de las SPE/EPA/DOE, San Antonio, Texas, 10 al 12 de marzo de 2003.

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De

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> Deslizamientos de la capa de recortes. Con ángulos que oscilan entre 35 y 70 grados aproximadamente, los sólidos (gris) que se asientan en el lado más bajo del pozo pueden deslizarse en forma descendente bajo condiciones estáticas, produciendo la obturación de los disparos con fines de inyección.

El sistema neumático permite transferir los recortes a distancias de más de 100 m [328 pies] y verticalmente entre los pisos de una plataforma, de manera que los tanques de almacenamiento pueden colocarse lejos del paquete de perforación. Esto evita los problemas de hacinamiento asociados con la presencia de equipos adicionales en la plataforma de perforación. Los riesgos que se plantean en el pozo son menos obvios y a menudo más complicados. La obturación de la tubería de producción, el espacio anular o los disparos (cañoneos, punzados) pueden amenazar el éxito de una operación CRI. Los sólidos en suspensión naturalmente se sedimentan durante los períodos de estancamiento existentes entre las fases de inyección. La tasa de sedimentación es una función del tiempo, del tamaño de las partículas y de la viscosidad a baja tasa de corte del fluido. Las partículas más grandes, habitualmente de más de 300 micrones, son tamizadas en la superficie para ayudar a reducir el potencial de sedimentación. No obstante, en las operaciones CRI, los problemas con la sedimentación a menudo se complican con la desviación del pozo y la pérdida de viscosidad del fluido portador a temperaturas de pozo elevadas. Bajo estas circunstancias, las partículas se asientan en el lado bajo del pozo, formando una capa que finalmente se vuelve inestable y se desliza por el pozo (arriba). Conforme se pone en marcha la operación de inyección, los sólidos presentes en la capa se compactan y for-

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man un tapón sólido, que impide la inyección ulterior. La eliminación de obturaciones, el redisparo de la tubería de producción a una profundidad más somera, o el desplazamiento hacia otro pozo de inyección son pasos costosos que amenazan la eficiencia de la operación de perforación. Al tanto de estos riesgos de inyección, Sakhalin Energy Investment Company (SEIC) optó, no obstante, por la tecnología CRI para el manejo de los residuos de perforación en el ambiente marino riguroso de la Isla de Sakhalin. La tecnología CRI fue seleccionada como el método de manejo de residuos de perforación más efectivo en el área marina de la isla de Sakhalin por diversas razones. En primer lugar, el vertido de residuos de perforación ya no está permitido y, en segundo término, no se dispone de instalaciones de manejo de residuos de perforación con base en tierra firme.9 Por otra parte, la zona permanece congelada sólo unos seis meses al año; y aunque existieran opciones en tierra firme, la operación de despacho a la costa limitaría la ventana operacional del proceso de perforación. Por el contrario, el manejo de los residuos de perforación utilizando el método CRI posibilitaría la ejecución de operaciones de perforación a lo largo de todo el año. Si bien la operación CRI constituía la única solución práctica para la eliminación de los residuos de perforación, previamente se había obturado un pozo de inyección anular, lo que requirió la perforación de un pozo nuevo para la inyección de recortes. Además de la pérdida de este primer pozo, el operador enfrentó riesgos significativos relacionados con la falta de datos históricos y experiencia operacional, y la posibilidad de que los sólidos se condensaran con la subsiguiente obturación del inyector en el pozo direccional recién perforado. El nuevo pozo de inyección tenía dos finalidades; sería el pozo de inyección primaria durante las operaciones de perforación, y posteriormente se utilizaría como pozo de desarrollo del campo. Como tal, se trataba de un pozo significativamente desviado, que poseía un diámetro mucho más grande que el pozo de eliminación de residuos típico. Tanto el diámetro del pozo como su desviación incrementaban el riesgo de que los recortes se asentaran en el lado bajo de la tubería de inyección, situación que podía obturar potencialmente el pozo de eliminación de residuos. El manejo de los riesgos era un factor crucial para el éxito, de manera que los esfuerzos de monitoreo y aseguramiento de la calidad se concentraron en el diseño y la optimización de la lechada, el diseño y la optimización del procedi-

miento de bombeo, el modelado del transporte de sólidos y el aseguramiento de los intervalos de cierre adecuados entre las cargas. Los ingenieros seleccionaron el punto de inyección primaria a través de los disparos existentes entre 2,062 y 2,072 m [6,765 a 6,798 pies] de profundidad medida, con un punto de inyección de apoyo situado entre 1,756 y 1,766 m [5,761 a 5,794 pies] de profundidad medida. La tubería de inyección estaba compuesta por tubería de 51⁄2 pulgadas, desde la superficie hasta 1,756 m de profundidad medida, y tubería de 4 1⁄2 pulgadas desde 1,756 m de profundidad medida hasta la zona de inyección. La inclinación del pozo oscilaba entre aproximadamente 55°, a lo largo de una gran porción del pozo, y unos 33° en la zona de inyección primaria. El desplazamiento del volumen de la tubería de inyección de aproximadamente 24 m3 [150 bbl] implicó tres cargas de lechada. Las limitaciones de la capacidad del tanque de preparación de la lechada limitaban la cantidad de volumen de lechada que podía mezclarse de una sola vez, a aproximadamente 13 m3 [80 bbl]. Dado que el volumen de la tubería no podía desplazarse con una carga de lechada, los recortes en suspensión podían permanecer en la sarta de inyección durante un tiempo. A los ingenieros les preocupaba que el tiempo de residencia largo y la naturaleza desviada del pozo hicieran que la lechada cargada con recortes se asentara y formara capas de material de desecho en el lado bajo de la tubería de inyección. Estas capas de recortes podrían deslizarse hacia abajo y obturar el pozo durante los intervalos de cierre entre las cargas. Debido al alto nivel de riesgo de obturación, los requerimientos de control de calidad para la reología de la lechada eran cruciales. La viscosidad de embudo Marsh es un indicador clave de la calidad de la lechada CRI. En relación con este pozo, a los ingenieros les preocupaba que el rango normal de viscosidad de la lechada de inyección, de entre 60 y 90 s/L [60 y 90 s/qt], no fuera adecuado. Dado que la resistencia de gel y la viscosidad a baja tasa de corte (LSRV) contribuyen a las características reológicas que afectan la suspensión estática, se realizaron pruebas adicionales con la lechada, utilizando un viscosímetro Fann Modelo 35, y el análisis LSRV con un viscosímetro Brookfield a baja tasa de corte. Además se efectuaron pruebas de sedimentación de sólidos, a una temperatura ambiente de 17°C [63°F] y a la temperatura estimada de pozo de 60°C [140°F]. En base a estos datos, se estableció un requerimiento inicial mínimo de viscosidad de embudo Marsh de aproximadamente 120 s/L [120 s/qt].

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300

Ancho, pulgadas 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1.0 1.1 1.2

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Altura de la fractura, pies

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0

100

200 300 400 Longitud de la fractura, pies

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Pronóstico: Longitud de la fractura (un ala)—Cuadro acumulativo 100

1,000

75

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50

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466

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573 El grado de certidumbre es del 90% entre 504 y 635 pies

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679

Frecuencia

1,000 ensayos–994 exhibidos

Probabilidad, %

Una vez que adquirieron experiencia con el sistema de inyección, los ingenieros redujeron este requerimiento a 90 s/qt. La determinación del tiempo que podría dejarse la lechada en la tubería de inyección sin que los sólidos se condensaran y obturaran potencialmente el pozo de eliminación de residuos era crucial para el éxito de la operación. Los ingenieros utilizaron los datos de resistencia de gel y LSRV y un modelo numérico para predecir el transporte de los recortes, la velocidad de sedimentación y el tiempo de residencia máximo permitido. Además se utilizó el programa de simulación para asegurar la optimización de los procedimientos operacionales y de la reología de la lechada, y las características de la suspensión de sólidos; tanto para la inyección periódica como para la estabilidad de los intervalos de cierre entre las cargas. El simulador dividió la configuración del pozo de inyección en segmentos pequeños. Luego, las relaciones físicas fundamentales ayudaron a determinar en forma numérica las concentraciones de sólidos locales, la tasa de sedimentación de los recortes, la formación de capas, su deslizamiento y erosión, y la acumulación de sólidos en el fondo del pozo. Los ingenieros asumieron que se bombearían 80 barriles de lechada, a razón de 0.64 m3/min [4 bbl/min], y que el tiempo de cierre entre las cargas sería de cuatro horas. Las simulaciones numéricas demostraron que un régimen de inyección de 4 bbl/min erosionaría cualquier capa de sólidos que se hubiera formado en la tubería de 41⁄2 pulgadas. Además indicaron que después de cuatro horas de cierre entre cargas, la capa superior de sólidos (situada por encima de la tubería de 51⁄2 pulgadas) se deslizaría desde 1,756 hasta 1,935 m [5,761 a 6,348 pies] a lo largo de la tubería. Dado que esta profundidad se encuentra a unos 125 m [410 pies] por encima del tope de los disparos, se admitió un período de cierre de cuatro horas. El método CRI demostró ser la opción de manejo de residuos de perforación más efectiva para las operaciones de perforación de SEIC en el área marina de la Isla de Sakhalin. Los procedimientos de optimización y manejo de riesgos demostraron ser exitosos en cuanto a la reducción de las incertidumbres asociadas con este pozo crítico de inyección de recortes. La ventana de perforación se extendió a las operaciones realizadas a lo largo de todo el año y se resolvieron las restricciones logísticas asociadas con la eliminación de residuos de tipo envío a la costa. Mediante el logro de una operación sin descarga, este proyecto demostró que la reinyección de

0

> Simulaciones previas a la inyección para ayudar a predecir el crecimiento de la fractura. Este ejemplo (extremo superior) muestra la contención del crecimiento vertical de la fractura o de los residuos debido a la barrera de esfuerzos que se produce cuando la roca sobreyacente es más resistente o más rígida que la zona de inyección. El color variable representa el ancho de la fractura en pulgadas. En esta simulación, con una fractura de aproximadamente 150 pies de altura, el crecimiento vertical de la fractura es contenido por una barrera de esfuerzos; en este caso, una lutita con una presión de propagación de la fractura 200 lpc [1.38 MPa] superior al esfuerzo presente en la zona de inyección. El simulador genera una gráfica de probabilidades (extremo inferior) que indica la longitud más probable de la fractura, teniendo en cuenta variables conocidas y no conocidas. En este caso que utiliza 1,000 simulaciones, la probabilidad de una longitud de fractura de menos de 504 pies no es superior al 5%, y la probabilidad de una longitud de fractura de más de 635 pies, es inferior al 5%. Los datos indican una probabilidad del 50% de que la longitud de la fractura sea de 570 pies.

recortes constituye una solución a largo plazo atinada desde el punto de vista económico, y ambientalmente amigable para la eliminación de recortes en áreas remotas y sensibles. Avances en modelado CRI Una vez evaluados y manejados adecuadamente los procedimientos de superficie y el riesgo de obturación, los ingenieros centran su atención en la propagación de las fracturas. En la fase de planeación de la mayoría de los proyectos CRI se utilizan modelos numéricos para predecir el comportamiento de la propagación de la fractura con respecto al volumen inyectado (arriba). Para los ingenieros de producción, el modelado de las fracturas constituye un proceso clave para

optimizar la recuperación de hidrocarburos en yacimientos de baja permeabilidad. Hoy en día, los ingenieros CRI utilizan procesos similares para diseñar programas de inyección de residuos, lo que reduce el riesgo para el operador y asegura un proceso de perforación eficiente y libre de problemas. En las operaciones CRI, es necesario garantizar la contención segura de los residuos inyectados. El alcance y las propiedades de propagación de la red de fracturas creadas durante las operaciones de fracturamiento deben predecirse con seguridad; esto suele lograrse con simuladores tridimensionales de fractu ra 9. Guo et al, referencia 7.

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miento hidráulico.10 Habitualmente, se inyectan volúmenes de residuos grandes, que crean redes de fracturas también grandes. Los mecanismos de contención de residuos deben ser evaluados durante los estudios de factibilidad para identificar las posibles zonas de eliminación de residuos y las zonas de contención de las fracturas (abajo). Para la selección de una formación con fines de eliminación de residuos, existen tres mecanismos de contención de fracturas de particular importancia. Las formaciones con gradientes de fractura más grandes que los de la zona de inyección prevista, a menudo pueden impedir que la fractura se propague más allá de los límites de diseño. Las formaciones sobreyacentes con gradientes de fractura incrementados, tales como las formaciones salinas, también constituyen formaciones ideales que actúan como contención o sello. Una fractura puede quedar contenida además por una formación de alta permeabilidad, aunque su gradiente sea menor. A medida que el fluido portador es admitido en la formación de alta permeabilidad, quedan atrás partículas sólidas que impiden que la fractura crezca en la zona de alta permeabilidad. Por último, una fractura puede quedar contenida por una formación más dura o más rígida, con un módulo elástico más alto. Una vez que la fractura se aproxima o ingresa en la formación más dura o más resistente, su ancho en o cerca de la formación más rígida se reduce; de este modo, la caída de presión por fricción se incre-

menta, previniendo o retardando el crecimiento de la fractura en la formación. Dado que estas formaciones que proveen contención de las fracturas no son difíciles de reconocer, las zonas de inyección y contención adecuadas pueden ser identificadas fácilmente. La comprensión de los mecanismos de almacenamiento en las operaciones de inyección de recortes constituye otro proceso clave para predecir la capacidad de eliminación de residuos de un pozo de inyección. Los especialistas en este tema tienden a coincidir en que a partir de inyecciones intermitentes de lechadas de recortes se crean fracturas múltiples. En una evaluación de laboratorio reciente, se inyectan lechadas codificadas en color, en varios bloques de 1 m3 de diferentes tipos de rocas.11 Luego, se dividieron los bloques y se analizaron las fracturas. Los resultados indicaron que la inyección de lechada creaba fracturas subparalelas. Las inyecciones de recortes de perforación de los proyectos piloto de campo, con datos sísmicos en tiempo real y monitoreo del inclinómetro y la subsiguiente extracción de núcleos de las redes de fracturas pronosticadas, también demostraron que los procesos CRI creaban fracturas múltiples. Un hallazgo sistemático de estos programas es que las inyecciones reiteradas de lechada crean fracturas múltiples o ramificadas; estas fracturas se caracterizan por ocupar una región en evolución o dominio de eliminación de residuos.

Lutita

Arenisca

> Modelado del confinamiento de las fracturas. Los simuladores de fracturas de avanzada ayudan a los ingenieros a visualizar el alcance y la orientación de las fracturas inducidas. Las zonas de inyección suelen estar selladas en el tope, y a veces en la base, por formaciones arcillosas o evaporíticas; esto ayuda a contener el crecimiento vertical de la red de fracturas.

68

La razón por la que se crean fracturas nuevas provenientes de inyecciones de lechadas reiteradas es que los períodos de cierre que ocurren entre las inyecciones, permiten que las fracturas destinadas a la eliminación de residuos se cierren sobre los recortes y disipen cualquier incremento de presión en la formación destinada a la eliminación de residuos. La presencia de los recortes inyectados produce una redistribución de los esfuerzos locales, lo que se traduce en la creación de nuevas fracturas con las inyecciones subsiguientes. La nueva fractura ramificada no estará alineada con los azimuts de las fracturas existentes previas; en cambio, se creará una red de fracturas con las inyecciones de lechada periódicas. En los proyectos CRI, el plan de manejo de los residuos de perforación generalmente se implementa antes de que comience el proceso de perforación, de manera que el modelado de las incertidumbres y los riesgos es de particular importancia para el diseño y la ingeniería CRI. Los riesgos pueden reducirse mediante la utilización de simuladores numéricos para modelar las incertidumbres. Por ejemplo, en un pozo de América del Sur, se disponía de poca información sobre las propiedades de las formaciones, tales como la permeabilidad y el módulo de Young. En el momento del diseño del pozo de eliminación de residuos, el programa de perforación no había sido finalizado. En consecuencia, la generación de recortes y el volumen de inyección de lechada requeridos aún no estaban definidos. Debido a estas incertidumbres, el alcance de las fracturas creadas por las operaciones CRI se predijo como un rango más que como un valor único (próxima página, arriba). Dado que cada incertidumbre posee una distribución y un impacto diferente sobre las operaciones CRI, los ingenieros utilizaron un método probabilístico para generar un resultado basado en el riesgo. Por ejemplo, los resultados del análisis de riesgo, basados en las simula10. Guo Q, Geehan T y Ovalle A: “Increased Assurance of Drill Cuttings Re-Injection—Challenges, Recent Advances and Case Studies,” artículo IADC/SPE 87972, presentado en la Conferencia y Exhibición de Tecnología de Perforación de la Región del Pacífico Asiático de las IADC/SPE, Kuala Lumpur, 13 al 15 de septiembre de 2004. 11. Guo et al, referencia 10. 12. El análisis de la función G es una técnica para describir el comportamiento de la declinación de la presión de una fractura. Se trata de una función no dimensional del tiempo posterior al cierre, normalizado por el tiempo de bombeo. La variancia de la forma de la fractura puede identificarse por los cambios producidos en la declinación de la presión después del cierre, que es identificada por esta función de tiempo especial. Para obtener más información sobre la función G, consulte: Gulrajani SN y Nolte KG: “Fracture Evaluation Using Pressure Diagnostics,” en Economides MJ y Nolte KG: Reservoir Stimulation, 3a Edición. Chichester, Inglaterra: John Wiley & Sons Ltd (2000): 34–46.

Oilfield Review

Sensibilidad a la longitud de la fractura Admisión

H

L

Tamaño de la carga L Tasa de inyección

H

L

Módulo de Young L

H H

Línea base Pronóstico: Longitud de la fractura (un ala)—Cuadro acumulativo 100

1,000

75

750

50

500

25

250

0

202.61

224.46

246.30

268.14

289.98

Frecuencia

Probabilidad, %

1,000 ensayos–996 exhibidos

0

El grado de certidumbre es del 80.30% entre 225.62 y 271.93 pies

> Análisis de sensibilidad a la longitud de la fractura para ayudar a predecir la longitud de la fractura. Un estudio de sensibilidad a las fracturas permite identificar qué incertidumbre produce un mayor impacto sobre los resultados. Con este conocimiento, se pueden desarrollar planes para obtener datos durante las operaciones de perforación o de adquisición de registros para ayudar a reducir el riesgo y mejorar la precisión del modelado. Los valores altos (H), bajos (L) y básicos (extremo superior) ofrecen un punto de partida para las simulaciones, proporcionando al operador una idea general del volumen de material de desecho que podría inyectarse en la zona propuesta. En este caso, el modelado basado en el riesgo indica una certidumbre del 80% de que el largo de la fractura estará entre 226 y 272 pies (extremo inferior).

Primavera de 2007

rres pondía a una formación de arenisca per meable capaz de admitir fluido sin dificultad, el impacto del volumen de fluido sobre la capacidad de eliminación de residuos fue ignorado.

1,600 Presión de inyección de superficie, lpc

ciones de las fracturas y los rangos de incertidumbres, ayudaron a desarrollar predicciones probabilísticas de la longitud de las fracturas. Las simulaciones indicaron que existía una posibilidad del 90% de que la longitud de la fractura fuera superior a 70 m [230 pies] e inferior a 82 m [270 pies], mientras que el valor probabilístico del 50%, sería de 76 m [250 pies]. Sobre la base de estos resultados, los ingenieros determinaron que un espaciamiento de 91 m [300 pies] entre pozos sería adecuado para evitar la intersección de un pozo activo con una fractura destinada a la eliminación de residuos. Este enfoque basado en riesgos puede ser aplicado al modelado de otros parámetros CRI importantes, tales como la capacidad de eliminación de residuos. Las simulaciones indicaron que existía una posibilidad del 90% de inyectar un mínimo de 4,929 m3 [31,000 bbl] de recortes en este pozo en forma segura. Asumiendo un 20% de recortes por volumen en la lechada, esto significa que la capacidad de eliminación de residuos de este pozo es de al menos 23,849 m3 [155,000 bbl] de lechada. Dado que la zona de inyección co-

El análisis de los datos operacionales también ayuda a validar los resultados del modelado y provee una advertencia temprana de los potenciales problemas de pozo. En el área de Sakhalin, se perforó un pozo CRI dedicado y se instaló una tubería de inyección de 51⁄2 pulgadas. La zona de inyección correspondía a una formación arcillosa de baja permeabilidad con capas de arenisca intercaladas, tanto por encima como por debajo del intervalo disparado. Las simulaciones del proceso de fracturamiento hidráulico demostraron que las fracturas creadas a partir de la inyección de lechada crecerían en forma ascendente desde la formación arcillosa y hacia varias zonas. Con el inicio de las operaciones, se efectuaron pruebas de flujo escalonado (step-rate), bombeo (pump-in) y declinación de la presión (falloff). El análisis de las propiedades de la lechada y los datos de presión de inyección, mostraron la respuesta sísmica del crecimiento vertical de la fractura durante la inyección (abajo). Los análisis más detallados de los datos de declinación de la presión, después de las inyecciones de lechada, indicaron además la recesión de la altura de la fractura a lo largo de varias zonas, durante los períodos de cierre. Las gráficas de los cambios de presión y de las derivadas de dichos cambios de presión versus una función de tiempo especializada, a menudo aludida como función G, indicaron las respuestas sísmicas de la recesión de la altura de la fractura a lo largo de varias zonas.12 Estos resultados fueron consistentes con los resultados del modelado de las fracturas, previo a la operación de inyección.

1,400 1,200 1,000 800 600 400 200 0 05/12/04 11:02

05/12/04 15:50

05/12/04 20:38

05/13/04 1:26 Fecha/hora

05/13/04 6:14

05/13/04 11:02

> Monitoreo de los ciclos de inyección. Los ingenieros CRI monitorean los datos de presión del ciclo de inyección para identificar tendencias, tales como el crecimiento vertical de la fractura. El incremento leve de la presión de inicio de la fractura (rojo) puede indicar el crecimiento vertical de la fractura; sin embargo, se requiere un análisis adicional para confirmarlo.

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Período de inyección

Período de cierre

520 500

Cierre de la fractura

Presión de la formación

Presión de superficie, lpc

480

Respuesta de la presión transitoria de la formación

Última presión de bombeo

460

Presión de cierre instantánea

440 Cierre de la fractura

420 400 380

Presión de la formación

360 340 320 1.0

1.5

2.0

2.5

3.0

3.5

4.0

4.5

Tiempo, h

> Presión de inyección típica y respuestas de la caída de presión durante un solo episodio de inyección en las operaciones CRI. Aquí se muestra un registro de presión de inyección típico, a lo largo de un ciclo de inyección entero, que incluye un período de bombeo o de inyección y un período de cierre. Después de detenido el bombeo, la fractura se cerrará y la presión declinará, equiparándose finalmente con la de la formación. Las variancias o anormalidades observadas en estas curvas ayudan a los ingenieros a identificar los problemas existentes en el sistema de inyección.

La integración de la evaluación geológica, el modelado numérico y la respuesta de la presión arrojó una imagen completa del desarrollo de las fracturas en el pozo. En este caso, el análisis de los datos de presión permitió que los ingenieros evitaran incrementos rápidos de la presión de inyección y la potencial pérdida de inyectividad mediante el ajuste de la tasa de inyección y las especificaciones de la viscosidad de la lechada, como parte del proceso de control de calidad vigente. Monitoreo de la presión durante las operaciones CRI El monitoreo de la presión constituye la base para comprender cómo está operando un pozo de inyección. Las tendencias de la presión con el tiempo proporcionan un indicador clave del desempeño de las operaciones. Si la presión se incrementa lentamente con el tiempo, se puede hablar de un relleno normal de la zona de inyección. Sin embargo, un incremento rápido de la presión indica obstrucción en la región vecina al pozo, lo que requiere atención inmediata. Contrariamente, una caída rápida de la presión podría indicar una fuga en el sistema, ya sea en la superficie o en el pozo. Por último, los datos de presión constituyen un parámetro de entrada clave para los modelos de fracturamiento hidráulico, que se utilizan tanto para el diseño inicial del sistema como para la validación del modelo durante toda la operación de inyección.

70

En las primeras etapas de un proyecto, no siempre se comprenden claramente las propiedades de las rocas y no siempre se conoce la secuencia litológica exacta, de modo que los inge nieros se basan en supuestos para una amplia variedad de parámetros de entrada del modelo. Este estudio de factibilidad inicial determina el rango y capacidad de almacenamiento potencial de un complejo de fracturas subterráneas inducidas hidráulicamente, el crecimiento lateral y vertical de las fracturas, y los cambios de presión anticipados, producidos durante las operaciones CRI (arriba). Estas simulaciones proporcionan orientación para el diseño de los pozos de inyección, el número de pozos de inyección requeridos, el régimen de presión para el diseño de la tubería y las especificaciones del equipo de superficie. Una vez perforado y registrado el pozo de inyección, se ingresan las propiedades de las rocas y la secuencia litológica en el modelo, lo cual mejora su precisión. Luego, transcurrida la primera secuencia de inyección, las presiones de inyección a determinadas tasas de bombeo, las densidades de lechada y los datos de viscosidad específicos, proveen información adicional para la validación y el ajuste del modelo. Este ciclo de monitoreo, actualización y validación del modelo se repite a intervalos durante el proyecto de inyección de la lechada, de modo que el modelo se refina continuamente y, en consecuencia, se estrechan los rangos proyectados para la capacidad de inyección de la lechada, el crecimiento de las fracturas y el aumento de la presión.

Los técnicos de la localización del pozo monitorean cuidadosamente los datos de presión de inyección para asegurarse de que la respuesta de la presión evolucione según las predicciones. Las desviaciones con respecto a las tendencias de presión modeladas durante las fases de inyección, pueden proveer signos tempranos de advertencia acerca del desarrollo y alcance inesperados de la fractura u otros problemas.13 M-I SWACO ha desarrollado un sistema de monitoreo y diagnóstico CRI para el control y aseguramiento de la calidad CRI en tiempo real. El sistema portátil monitorea la reología, densidad, tasa de bombeo y presiones de inyección de la lechada en tiempo real. Los ingenieros utilizan los datos del sistema de monitoreo para asegurar que los parámetros operacionales estén dentro de los rangos es pecificados y sean simulados en la fase de planeación previa al pozo. Durante las operaciones de inyección, un paquete de programas de monitoreo y diagnóstico asegura que el pozo de inyección se desempeñe según lo esperado y alerta a los operadores CRI sobre cualquier riesgo que se esté desarrollando (próxima página). Se dispone además de un simulador de transporte de recortes para pronosticar la estabilidad de la lechada y ayudar a mantener la inyectividad. Si el sistema de monitoreo en tiempo real señala la posibilidad de riesgos potenciales, los ingenieros de aseguramiento CRI de M-I SWACO, que operan en la localización del pozo, utilizan luego el programa de diseño y evaluación de tratamientos de fracturamiento FracCADE y otras herramientas de diagnóstico para proveer un análisis de presión más detallado. En el Mar del Norte, un operador utilizó las técnicas CRI para inyectar los recortes por debajo de la zapata de la tubería de revestimiento de 133⁄8 pulgadas del pozo principal. La formación destinada a la operación de inyección se encontraba ubicada en un ambiente geológicamente complejo, próximo a una falla principal. Esta localización incrementaba significati vamente el nivel de riesgo asociado con las operaciones CRI y la contención de las fracturas destinadas a la eliminación de residuos. Para minimizar estos riesgos, un grupo de expertos en geomecánica de M-I SWACO, es pecialistas en monitoreo de operaciones de inyección y análisis de tendencias de la presión, identificó los riesgos presentes en el subsuelo y los riesgos geológicos durante las operaciones de inyección, así como la evolución de la geometría de la fractura. El equipo monitoreó y evaluó

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todos los parámetros de inyección en forma diaria y realizó un análisis en profundidad de la presión de inyección. El análisis de presión efectuado durante una secuencia de inyección indicó una declinación anormal de la presión posterior al cierre, representada con un patrón lineal de declinación de la presión. Este patrón inusual no se había observado durante las operaciones de inyección previas. El análisis del episodio no mostró variaciones significativas en los parámetros de inyección o en la reología de la lechada. Los objetivos principales del análisis de declinación de la presión son la identificación de las razones de la existencia de patrones de presión inusuales, la predicción del impacto sobre el comportamiento de las fracturas y el sistema CRI, y la evaluación de cualquier riesgo asociado con los mismos. Los datos de otros proyectos CRI habían demostrado que un patrón lineal de declinación de la presión puede obedecer a diversas causas, una de las cuales es el desarrollo de restricciones anormales en el punto de inyección. El equipo de ingeniería analizó las derivadas de los cambios de presión con respecto a los datos de la función adimensional G, después de un tiempo de cierre específico, para detectar los cambios ocurridos durante el proceso de declinación de la presión. El análisis de las derivadas indicó un comportamiento lineal durante la declinación de la presión. En base a la in formación inicial de la interpretación de la declinación de presión lineal, y considerando factores indirectos tales como el comportamiento de las derivadas de los cambios de presión, la causa más probable de este comportamiento inusual de la declinación de la presión fue una restricción en el punto de inyección. Para confirmar el diagnóstico, se corrió un registro de adherencia del cemento (CBL) con el fin de verificar la condición y el nivel del cemento en el punto de inyección y determinar si se había desarrollado una restricción en ese punto. Los datos CBL confirmaron que el nivel del cemento en la sección anular de 95⁄8 pulgadas era más elevado que el diseñado y había obturado parte de la sección de agujero descubierto, introduciendo una restricción en el punto de inyección. A partir de los resultados del análisis de presión y de una revisión de los datos CBL, los ingenieros pudieron definir el problema e implementar procedimientos de mitigación destinados a minimizar el impacto de la restricción y los riesgos para las operaciones de inyección ulteriores.

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> Monitoreo del proceso de inyección. Un sistema de sensores y software inteligente, combinado con una pantalla de visualización rápida, ayudan a los ingenieros de MI-SWACO a monitorear y controlar el proceso CRI. Se requieren datos de entrada mínimos de parte del usuario y todos los datos se encuentran disponibles en una pantalla. Las evaluaciones rápidas, con fines de diagnóstico, ayudan a detectar los problemas potenciales y a reducir los riesgos.

El cambio de volumen de la etapa de desplazamiento y el tiempo de residencia reducido para los recortes en el espacio anular del pozo estático, permitieron que las operaciones continuaran a pesar de la restricción anular. Más de 7,300 m3 [46,000 bbl] de lechada de inyección fueron inyectados en forma segura en el pozo CRI. En otro caso del Mar del Norte, un operador estaba utilizando procesos de inyección anular entre las tuberías de revestimiento de 133⁄8 y 95⁄8 pulgadas, en un pozo de producción, para eliminar los recortes transportados con el lodo a base de aceite, generados por las operaciones de perforación primarias. Después de cinco meses de procedimientos de inyección normales, se observó un pico de presión de 600 lpc [4,137 kPa] durante la operación de inyección anular. Los incrementos repentinos de la presión de inyección pueden estar relacionados con diversos factores, incluyendo la obstrucción o taponamiento del pozo, el taponamiento de la fractura, la sedimentación de las partículas y los errores operacionales tales como el cierre de las válvulas.

Algunos problemas son relativamente fáciles de identificar a través del análisis adecuado de las respuestas de la presión, pero otros son más elusivos. Los ingenieros y técnicos de la localización verificaron el pozo por la presencia de fugas potenciales y confirmaron la integridad del sistema CRI. Durante la evaluación, las operaciones CRI rutinarias continuaron con el conocimiento de que las presiones de inyección mostraban picos más altos de lo normal. Durante el monitoreo cuidadoso de las presiones anulares en las operaciones de inyección, los técnicos observaron que los picos de presión anular parecían coincidir con los niveles de producción altos generados por las operaciones de levantamiento artificial. 13. Fragachán F, Ovalle A y Shokanov T: “ Pressure Monitoring: Key for Waste Management Injection Assurance,” artículo SPE 103999, presentado en la Primera Conferencia y Exhibición Internacional del Petróleo de México, Cancún, 31 de agosto al 2 de septiembre de 2006.

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Como no existían otras alternativas prácticas para el manejo de los recortes, era crucial comprender las razones del incremento sistemático de la presión de superficie durante el período posterior al cierre después de la inyección CRI y su relación con la actividad de producción. Luego de una cuidadosa y extensiva evaluación, los ingenieros observaron que los picos de presión CRI estaban relacionados con el incremento del gradiente de fractura, resultante de la expansión térmica de la formación durante la producción. El análisis del comportamiento de la presión CRI, demostró que se producía una diferencia de presión considerable cuando el pozo estaba en producción y cuando se encontraba estático. Los ingenieros descubrieron que la variación de 600 lpc, observada entre las dos situaciones, coincidía con un incremento teórico del gradiente de fractura, asociado con un cambio de 23°C [41°F] en la temperatura de las rocas. El efecto del aumento de temperatura, resultante de las operaciones de producción, era mayor cerca del pozo, incrementando el esfuerzo de la formación en aproximadamente 600 lpc. La presión de inyección CRI tenía que superar este efecto para abrir la fractura, causando un incremento repentino de la presión de inyección. El monitoreo diario de los parámetros de inyección y el análisis regular y exhaustivo de presión reducen significativamente el riesgo y aumentan el nivel de aseguramiento de la calidad de la inyección. El monitoreo ayuda además a asegurar la ejecución de operaciones CRI fluidas y seguras desde el punto de vista ambiental, a pesar de las significativas incertidumbres asociadas con la disponibilidad y la calidad de los datos. El análisis regular de la presión en profundidad permite a los ingenieros monitorear la progresión de las fracturas de inyección, validar y actualizar los modelos geomecánicos y prolongar la vida del pozo de inyección. Reducción de los residuos de petróleo La cantidad de lodo a base de aceite residual bombeado en los pozos de inyección junto con los recortes es considerable. Si bien los lodos OBM generalmente poseen una vida mucho más larga que los lodos a base de agua, su duración no es indefinida. Durante el curso de la perforación, el equipo de remoción de sólidos extrae los recortes y los sólidos finos de los lodos, conforme retornan a la superficie. No obstante, aún con equipos altamente eficientes, no todos los sólidos pueden removerse. La pequeña cantidad que queda en el lodo es sometida continuamente a la acción de trituración de las bombas y de otros equipos mecánicos. Con el tiempo, las partículas se vuelven cada vez más pequeñas, alcanzando

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valores inferiores a un micrón y aumentando exponencialmente su superficie (abajo). A medida que se incrementa el contenido de sólidos ultrafinos presentes en el lodo, se reduce el desempeño y la estabilidad general del fluido; finalmente, el lodo se considera “gastado” y se elimina. Dado que gran parte del valor económico de un lodo a base de aceite radica en el petróleo en sí, las distintas generaciones de perforadores y compañías de servicios han procurado hallar métodos para recuperar el petróleo base de estos lodos gastados. La tecnología RECLAIM de M-I SWACO es un proceso de remoción de sólidos, químicamente mejorado, con capacidad para eliminar la mayoría de los sólidos finos de los fluidos no acuosos. Los sólidos finos, o sólidos de baja densidad (LGS), que se acumulan en un sistema de lodo durante el proceso de perforación obstaculizan las operaciones de perforación de distintas maneras: se incrementa el potencial de atascamiento de las herramientas, los niveles de esfuerzo de torsión pueden elevarse, la velocidad de penetración puede reducirse y el lodo puede experimentar

otros problemas relacionados con el incremento de su viscosidad. El equipo de control de la producción de sólidos remueve habitualmente las partículas LGS de más de 5 a 7 micrones, mientras que las partículas más pequeñas permanecen en el sistema de lodo. Conforme la concentración de estos sólidos finos continúa incrementándose, el único recurso convencional consiste en diluir el sistema de lodo para reducir la concentración de LGS o generar lodo nuevo. La dilución o la generación de más lodo incrementa los residuos, los volúmenes de eliminación de residuos y el costo total del proyecto de perforación. El sistema RECLAIM está diseñado para remover el grueso de las partículas coloidales finas y además puede ser utilizado para incrementar la relación agua/petróleo (RAP) del fluido de perforación. Esta tecnología comprende floculantes, surfactantes y un patín para la unidad RECLAIM que contiene todos los componentes requeridos para flocular efectivamente los sólidos finos en un fluido no acuoso (próxima página, arriba).

> Incremento de la superficie específica. La acción mecánica de la perforación y la circulación deteriora los recortes. Si no se remueven del sistema de circulación, con el tiempo se vuelven más pequeños, en forma similar a un cubo que se divide, e incrementan su superficie específica (extremo superior). El desempeño y costo de la operación de perforación se ven afectados ya que se requieren más químicos y más volumen nuevo para manejar este incremento de la superficie específica. Con el tiempo, los recortes pueden reducirse en tamaño (extremo inferior) hasta un punto que hace que la remoción de los fluidos de perforación se dificulte o se torne imposible.

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> Sistema autónomo para la recuperación del fluido. La unidad de tratamiento RECLAIM, instalada sobre patines, contiene todos los equipos necesarios para facilitar el proceso RECLAIM, incluyendo los tanques de polímeros y surfactantes, los tanques de agua y petróleo, las bombas, los dispositivos de mezclado, los sistemas de control, y las líneas de alimentación y retorno.

La floculación de los sólidos humedecidos con petróleo en suspensión, no es tarea trivial. Los surfactantes desarrollados por M-I SWACO y sus socios en las actividades de investigación, debilitan la emulsión del lodo, de manera que los polímeros floculantes patentados pueden aglomerar los sólidos finos. Una vez floculados, los LGS pueden removerse con técnicas centrífugas

Lodo del sistema de almacenamiento o del sistema de lodo activo

convencionales. El polímero facilita además la demulsificación de las pequeñas gotas de salmuera en el lodo. Por lo tanto, un efecto secundario de este proceso es que el agua se elimina junto con los sólidos, concentrando el petróleo base e incrementando la RAP. La tecnología RECLAIM puede utilizarse en proyectos de perforación activos, para mejorar la

eficiencia del equipo de control de sólidos, en el reacondicionamiento del inventario de lodo posterior a la ejecución del pozo y para la recuperación del petróleo base de los sistemas de lodo gastados. En el proceso, los fluidos de las operaciones de perforación activas o de la localización de almacenamiento son transferidos a la bomba de alimentación de la unidad RECLAIM (abajo).

2

4

5

6

Bomba de alimentación de la unidad RECLAIM

Sistema de mezclado

Unidad centrífuga M-I SWACO

Fluido recuperado al sistema de lodo activo o al sistema de almacenamiento

1

3

7

Surfactante

Polímero floculante

Sólidos y agua residual descartados

> Procesamiento de los fluidos a ser recuperados. Habitualmente, el fluido de perforación es desplazado desde el sistema activo o desde el almacenamiento hasta la unidad de procesamiento. Las estaciones de aditivos y los sistemas de mezclado procesan el fluido y lo preparan para la separación de los sólidos mediante una unidad centrífuga de alta velocidad. A partir de una corriente de alimentación única, el sistema devuelve tres fases; el petróleo base a ser devuelto al sistema activo o al sistema de almacenamiento, una corriente de sólidos de desecho, y la fase acuosa del lodo a base de aceite.

Primavera de 2007

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Antes de que el fluido llegue a la bomba, se le inyecta un surfactante con concentraciones predeterminadas . El surfactante reduce la estabilidad de la emulsión del lodo permitiendo que el polímero floculante se adhiera a los sólidos finos. A medida que el fluido es transferido a la unidad centrífuga, se agrega el polímero flo culante a la corriente de fluido mediante una bomba de inyección. El fluido es enviado luego a través de un sistema diseñado para su mezclado. Posteriormente, las unidades centrífugas de alta velocidad separan los sólidos LGS y el agua del fluido base. El fluido recuperado es devuelto al sistema activo o a los tanques para su almacenamiento. La corriente residual se descarta de la unidad centrífuga para su eliminación. Este material de desecho contiene no sólo los sólidos floculados sino además una porción de la fase acuosa. Si fuese necesario, es posible eliminar el grueso de la fase acuosa mediante el ajuste del nivel de tratamiento con polímeros. El exceso de polímero también se elimina, lo que asegura la generación de un fluido base no degradado, reutilizable, virtualmente libre de sólidos. Durante la perforación de un pozo en las estribaciones de las Montañas Rocallosas, al noroeste de Calgary, a un operador le quedaron 200 m 3 [1,258 bbl] de lodo a base de aceite mineral de baja toxicidad, de densidad relativa de 1.20 [10 lbm/gal], después de perforar cada pozo, que se almacenaron en su mayor parte para ser reutilizados en el siguiente proyecto de perforación.14 Como se mencionó previamente, a medida que los lodos a base de aceite se gastan a través de la reutilización, los parámetros de desempeño se deterioran, en particular la velocidad de penetración (ROP). En este caso, el operador necesitaba mejorar la ROP para reducir los costos del pozo. Una forma de lograrlo, consiste en perforar con un lodo de baja densidad, de aproximadamente 0.95 [7.91 lbm/gal] de densidad relativa o de un valor inferior. No obstante, en

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este caso, la densidad relativa del fluido a base de aceite en uso no pudo reducirse de 1.20 a 0.95 por medios convencionales y el fluido tendría que eliminarse, incrementando el costo tanto del fluido de perforación como de la eliminación. Se utilizó la tecnología RECLAIM en la localización del pozo para reducir la densidad relativa del lodo de 1.20 a 0.95, eliminando la necesidad de reemplazar y descartar 1,258 bbl de lodo por pozo. En otro caso, el lodo devuelto desde el campo a una planta de lodo de M-I SWACO en Medio Oriente contenía entre 16 y 20% de LGS, poseía una RAP que variaba entre 70:30 y 80:20, y una densidad relativa promedio de 1.20. La especificación del operador para que el lodo fuera devuelto al campo era una RAP de 90:10, con una densidad relativa inferior a 1.08 [9.0 lbm/gal]. En la planta de lodo, los ingenieros se enfrentaron con otro problema. El tratamiento estándar para restituir el lodo a su condición inicial requería niveles altos de dilución con diesel, lo que implicaría una cantidad de tiempo significativo y forzaría los límites de la capacidad de la planta. Además, el proceso de dilución produciría grandes volúmenes de fluidos residuales que requerirían ser eliminados. Utilizando la tecnología RECLAIM, los ingenieros lograron una RAP de 90:10, sin cambios significativos en el volumen del fluido tratado. Esta tecnología permitió reducir sustancialmente el volumen de dilución, de 160 a 30%, lo que a su vez redujo el costo de tratamiento del lodo. Con el incremento de las dosis de floculante, se lograron RAPs de hasta 98:2 y el fluido recuperado se utilizó para la dilución del diesel nuevo en el lugar. La tecnología RECLAIM eliminó efectivamente el alto nivel de dilución requerido para reacondicionar los retornos de lodo desde el equipo de perforación y redujo significativamente los costos de eliminación de los excedentes de fluidos. Los costos del ajuste de las propiedades

del lodo tratado a su especificación original constituyeron una fracción de aquellos que implicaría la dilución o generación de un lodo nuevo. Manejo de residuos y recursos La extracción de los recursos de la Tierra constituye un proceso de larga data. Independientemente del método utilizado, los residuos generados deben manejarse correctamente. A través de varias generaciones de perforadores, la industria de E&P ha procurado hallar la solución perfecta para la eliminación de los residuos de perforación. Si bien las soluciones actuales del problema distan de la perfección, son mucho mejores que las disponibles hace algunas décadas. Las prácticas actuales, incluyendo el fracturamiento de formaciones subterráneas, ayudan a recuperar las reservas de difícil acceso y, al mismo tiempo, proporcionan un lugar de depósito adecuado para millones de toneladas de residuos de perforación. Mediante el retorno de las rocas y de los escombros extraídos del subsuelo a su lugar de origen, los operadores han dado un paso significativo en el cuidado del medio ambiente. De un modo similar, los métodos tales como la tecnología RECLAIM están mejorando la utilización de los recursos disponibles, reduciendo al mismo tiempo los productos de desecho y los costos de recuperación de las reservas de hidrocarburos. Las tecnologías CRI y RECLAIM constituyen unos de los numerosos métodos en uso o bien en desarrollo, que tienden a promover la minimización del impacto ambiental mejorando al mismo tiempo la recuperación de las reservas. En los años venideros, el incesante desarrollo y despliegue de tecnologías limpias y verdes ayudará a la industria del petróleo y el gas a extraer los recursos de la Tierra con un impacto mínimo sobre el medio ambiente. —DW 14. La densidad del fluido se expresa a menudo como densidad relativa, lo que equivale a la densidad en gramos por centímetro cúbico.

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