Adwait Chawathe Umut Ozdogan Chevron Corporation Houston, Texas, EUA Karen Sullivan Glaser Houston, Texas

Un plan para exitosas operaciones en aguas profundas El petróleo y el gas de aguas profundas son recursos convencionales que se encuentran en un ambiente no convencional; las operaciones se destacan

Younes Jalali Beijing, China Mark Riding Gatwick, Inglaterra

En el año 2001, durante la construcción de su plataforma masiva Mars de cables tensados para aguas profundas, Shell llegó a la conclusión de que los planes para la instalación requerían ajustes importantes. Los cambios eran necesarios para aprovechar los avances recién introducidos en la tecnología de terminación de pozos, los cuales incrementarían la producción más allá de lo indicado por el diseño original de un máximo de 1,750 m3/d [11,000 bbl/d] de petróleo por pozo. Afortunadamente, dado que se encontraba integrado por especialistas de muchas disciplinas del proyecto, el equipo de la plataforma Mars estaba al tanto de las variables generales del proyecto, y Shell pudo implementar los cambios necesarios en la planta de construcción antes de que la gigante plataforma flotante zarpara.1 Esta experiencia de Shell demuestra claramente los fundamentos para la adopción de prácticas de planeación que consideren el proceso de desarrollo como un todo; desde el modelado del subsuelo hasta las estrategias de terminación de pozos e incluso hasta la primera producción de petróleo y las etapas posteriores. Si se considera

principalmente por su alto grado de riesgo y recompensas. Dado el alcance y complejidad de los proyectos que trascienden las plataformas continentales, la diferencia entre el éxito y el fracaso a menudo depende de una buena planeación.

cada uno de los aspectos del desarrollo en la etapa de planeación, es más probable que los operadores descubran que aún poseen opciones viables antes o durante la fase operacional y la fase de despliegue. Dicha flexibilidad puede volverse crucial a medida que la llegada de nueva información sobre un yacimiento, la tecnología disponible o cualquier número de parámetros relacionados, se ponga de manifiesto durante las etapas de puesta en marcha del

proyecto y la perforación, terminación o producción de pozos. El aspecto punible de una planeación ineficiente o incompleta podría ser la incapacidad para modificar los diseños o aceptar concesiones respecto de los elementos críticos, tales como la ubicación del pozo, el tipo de terminación, el tamaño del pozo o la configuración del campo una vez iniciadas las operaciones. El resultado podría ser un desarrollo menos que óptimo, lo que casi siempre se traduce en consecuencias negativas, tales como

Cargar e interpretar los datos LWD durante la perforación. Planificar un pozo nuevo sobre la base de un modelo de yacimiento 3D actualizado.

Efectuar actualizaciones activas del modelo 3D con los datos nuevos. Planificar los pasos del proceso de seguimiento (terminación, próximo pozo) con las visualizaciones del subsuelo más recientes disponibles.

Traducción del artículo publicado en inglés en Oilfield Review Spring 2009: 21, no. 1. Copyright © 2009 Schlumberger. Petrel y SMC son marcas de Schlumberger. Por su colaboración en la preparación de este artículo, se agradece a Robert Clyde, Debra Grooms, Scott Scheid y Drew Wharton, Houston; Nils A. Solvik, Framo Engineering, Bergen, Noruega; Merrick Walford, Pau, Francia; y Jeremy Walker, Rosharon, Texas. 1. Curole MA y Turley AJ Jr: “Mars Debottlenecking Project,” artículo SPE 69199, presentado en la Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE, Nueva Orleáns, 27 al 30 de septiembre de 1998. 2. Wetzel RJ Jr, Mathis S, Ratterman G y Cade R: “Completion Selection Methodology for Optimum Reservoir Performance and Project Economics in Deepwater Applications,” artículo SPE 56716, presentado en la Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE, Houston, 3 al 6 de octubre de 1999. Amin A, Riding M, Shepler R, Smedstad E y Ratulowski J: “Desarrollo submarino desde el espacio poroso hasta el proceso,” Oilfield Review 17, no. 1 (Verano de 2005): 4–19.

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> Procesos iterativos. Los planes de proyectos se ajustan constantemente a medida que se desarrolla un campo petrolero. Partiendo de un modelo de yacimiento 3D, los especialistas en perforación seleccionan las localizaciones de perforación, las zonas objetivo y las trayectorias de los pozos. Las actualizaciones del modelo se efectúan a medida que se obtienen mediciones con cable y LWD, lo cual posibilita la implementación de cambios que reflejan la información más reciente. Este proceso se reitera durante todo el programa de perforación de pozos de desarrollo.

Oilfield Review

reducción de la recuperación final, tasas de productividad más bajas, y erogaciones de capital y costos operativos significativamente más elevados. La adopción de prácticas adecuadas de planeación de proyectos de aguas profundas probablemente requerirá un cambio cultural más que un proceso de innovación tecnológica. Esto se debe a que la industria de exploración y producción (E&P) tradicionalmente ha tratado a las diversas operaciones que componen la fase de desarrollo de campos petroleros como tareas separadas, ejecutadas en serie por especialistas que trabajan de manera independiente. Más importante aún es el hecho de que los operadores, contratistas y compañías de servicios relacionados con la industria del petróleo y el gas se han caracterizado por trabajar sobre la base de planes desactualizados o planes demasiado generales para resultar de utilidad. Este modo de trabajo los obligó a encarar los problemas individuales de manera reaccionaria en lugar de efectuar una planeación anticipada por los problemas potenciales y las posibles soluciones. En aguas profundas, donde las inversiones son altas y el tiempo transcurrido entre la fase conceptual y la primera producción de petróleo puede llegar a una década, el deslinde de responsabilidades y el empleo de planes estáticos que no pueden responder a circunstancias cambiantes, han dejado de ser opciones viables. Por consiguiente, es esencial que los especialistas de todas las disciplinas adopten una visión más amplia y más integrada. Por ejemplo, usualmente es conveniente poner en marcha un programa de perforación considerando el tipo de terminación requerida para explotar mejor el yacimiento. Si bien este enfoque controlado por el yacimiento es común, el objetivo final de un plan elaborado es la rentabilidad del proyecto integral. De este modo, la productividad del pozo se convierte sólo en un factor más en la selección del tipo de terminación.2 Otras consideraciones incluyen los factores económicamente sensibles y los riesgos asociados con la inversión global del proyecto, las intervenciones, la longevidad de los pozos, la producción de arena y el aseguramiento del flujo. En los últimos años, muchos ingenieros de perforación y terminación de pozos han logrado avances en la adopción de un enfoque más integrado. Pero la planeación de los proyectos de aguas profundas requiere la extensión de esa práctica más allá de la construcción de pozos para conectar la totalidad del emprendimiento—desde los primeros momentos de la fase de exploración hasta la producción final—utilizando cada paso intermedio para refinar el proceso. Por lo tanto, un plan de proyecto de aguas profundas típico no sólo incluye cada uno de los ele-

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mentos siguientes, sino que además considera la influencia de unos sobre otros: • modelo de yacimiento del subsuelo • estrategia de drenaje y localizaciones de fondo de pozo • plan de desarrollo de campos petroleros • ingeniería y tecnología de diseño de pozos • metodología de intervención de pozos • diseño e instalación de líneas de conducción y plataformas. Desde un punto de vista práctico, la planeación comienza en la etapa de exploración. Una vez

caracterizado el yacimiento mediante la interpretación de los datos sísmicos, la información petrofísica de la formación objetivo se recolecta durante el proceso de perforación utilizando herramientas tales como registros adquiridos con cable, operaciones LWD y pruebas dinámicas (página anterior). La combinación consiguiente de datos referidos a la matriz del yacimiento, propiedades de los fluidos y producibilidad, sirve como base para las numerosas decisiones que se tomarán acerca del campo durante toda su vida productiva.

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> Unidades de perforación de aguas profundas. Las unidades complejas, posicionadas dinámicamente, con capacidad para perforar en tirantes de agua extremos son relativamente raras. Se han reportado costos de construcción y equipamiento de hasta US$ 750 millones y, a pesar de una ola reciente de nuevas construcciones, la demanda supera a la oferta. La inversión necesaria para perforar en tirantes de agua (profundidad del lecho marino) de más de 1,800 m [6,000 pies] se refleja en la tarifa de arrendamiento que suele ser de US$ 1 millón de por día. (Fotografía, cortesía de Transocean Ltd.)

Una de esas decisiones técnicas es la trayectoria del pozo dentro de un yacimiento. Dado que el drenaje eficiente del yacimiento—la utilización de la menor cantidad posible de pozos para alcanzar y producir el volumen máximo de petróleo y gas con la tasa de flujo más ventajosa—es clave para la rentabilidad, en la planeación de los proyectos de aguas profundas el ángulo y el alcance del pozo se deciden en las primeras etapas del proceso. No obstante, en un enfoque holístico, estos cálculos deben incluir algo más que la exposición máxima del yacimiento; el impulsor más común para el empleo de pozos de alcance extendido. Los diseños de las terminaciones para estos pozos de aguas profundas, además deben considerar la tasa de flujo óptima en el largo plazo, lo cual exige un equilibrio entre la maximización de la recuperación final mediante el uso de prácticas de producción prudentes y la maximización de los retornos inmediatos mediante tasas de flujo altas. Estas decisiones rigen y son regidas por las tecnologías de perforación disponibles y las configuraciones de terminación de pozos asociadas. Los operadores pueden optar por desarrollar sus campos mediante algunos pozos de alcance extendido, numerosos pozos verticales, pozos multilaterales, pozos inteligentes o alguna combinación

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de éstos y otros escenarios. A través de todas las operaciones de perforación de exploración, evaluación y desarrollo, virtualmente todos los parámetros de desarrollo—tales como la ubicación del pozo, el tipo de terminación y las tasas de flujo— se pueden modificar a medida que se refina el modelo de yacimiento con la información obtenida en los pozos nuevos. Los datos disponibles en tiempo real y las acciones adoptadas en respuesta a la confirmación o los cambios de los supuestos planteados acerca de un yacimiento, son utilizadas durante toda la vida productiva del campo. Por ejemplo, el conocimiento mejorado acerca de los esfuerzos ejercidos sobre las rocas incide en detalles vitales como la densidad y los ángulos de fase de los disparos, y la elección del sistema de control de la producción de arena.3 Los modelos actualizados de porosidad, permeabilidad y características de fluidos no sólo se remiten a conformar el programa de perforación y terminación de pozos sino que además constituyen datos de entrada fundamentales para tomar decisiones clave acerca del aseguramiento del flujo y el diseño de las instalaciones. El modelado de los parámetros de los fluidos durante la vida de un proyecto de aguas profundas, es en sí una tarea mucho más compleja que en el caso de los campos de tierra firme o de aguas someras. En aguas profundas, los aspectos económicos obligan a que múltiples yacimientos—a menudo con características diferentes y cambiantes—compartan instalaciones, líneas de conducción y demás elementos de la infraestructura. Debido al riesgo generado por la complejidad y el gran potencial de reservas en juego, los desarrollos de aguas profundas son económicamente más sensibles que la mayoría de los demás emprendimientos de E&P. Según un análisis de los datos de concesiones del Golfo de México, efectuado por el Servicio de Administración de Minerales de EUA, tanto el riesgo como la recompensa se incrementan significativamente con el aumento del tirante de agua (profundidad del lecho marino).4 Dada esa relación, resulta claro que las operaciones planificadas en tirantes de aguas de más de 3,050 m [10,000 pies], han incrementado las apuestas hasta un nivel tal que hasta los deslices aparentemente insignificantes pueden conspirar para abrumar rápidamente la rentabilidad del proyecto. Los costos extremos, asociados actualmente con aguas profundas, tienen su origen en dos inversiones principales: los costos de las instalaciones, las líneas de conducción y demás infraestructura y las altas tarifas de arrendamiento—tarifas diarias—que deben aplicar los contratistas para obtener un retorno razonable de sus inversiones en equipos de perforación. En el caso de un equipo

de perforación con capacidad para operar en aguas ultraprofundas, esa inversión asciende a unos US$ 500 millones en costos de construcción solamente (izquierda).5 En consecuencia, el costo total—la tarifa diaria además de todos los otros equipos y servicios requeridos para cualquier operación dada—para este tipo de embarcación de perforación es de aproximadamente US$ 1 millón por día, o casi US$ 42,000 por hora. En aguas profundas, la construcción de pozos habitualmente representa entre un 50 y un 60% de los costos de extracción totales, divididos en forma equitativa entre las operaciones de perforación y terminación.6 La infraestructura de un campo a menudo requiere una inversión de capital de más de US$ 1,000 millones.7 Si bien estos costos absolutos son significativos, los costos de construcción de pozos habitualmente incluyen entre un 24 y un 27% de tiempo no productivo (NPT); una pérdida de tiempo que es agravada por el hecho de trabajar en un modo reactivo. La arquitectura submarina y el desarrollo de las instalaciones de producción implican como rutina entre un 30 y un 35% de NPT. Dadas las inversiones necesarias para estas operaciones, estos porcentajes representan claramente una cantidad significativa de dinero y explican porqué minimizar el NPT es una de las metas clave de los operadores. Este artículo contempla los diversos parámetros obvios y no tan obvios considerados en la planeación de proyectos de aguas profundas. 3. La densidad de disparos es el número de orificios por pie lineal de pozo, expresados como cantidad de disparos por pie (dpp). La fase de los disparos es el ángulo con que los disparos se encuentran desplazados respecto del eje de la sarta de herramientas. De este modo, en un ángulo de fase de 30°, cada disparo posee una separación de 30°. 4. Iledare OO: “Profitability of Deepwater Petroleum Leases: Empirical Evidence from the US Gulf of Mexico Offshore Region,” artículo SPE 116602, presentado en la Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE, Denver, 21 al 24 de septiembre de 2008. 5. Mouawad J y Fackler M: “Dearth of Ships Delays Drilling of Offshore Oil,” http://www.nytimes.com/2008/06/19/ business/19drillship.html (Se accedió el 11 de diciembre de 2008). La industria considera aguas ultraprofundas a aquéllas que presentan tirante de agua superior a 1,800 m [6,000 pies] de profundidad. 6. El costo de extracción es el desembolso económico total que efectúa el operador para llevar el petróleo y el gas a la superficie y, en general, se calcula en US$ por barril de petróleo equivalente. 7. Cullick AS, Cude R y Tarman M: “Optimizing Field Development Concepts for Complex Offshore Production Systems,” artículo SPE 108562, presentado en la Conferencia y Exhibición del Petróleo y el Gas del Área Marina de Europa de la SPE, Aberdeen, 4 al 7 de septiembre de 2007. 8. Para obtener más información sobre el proceso de inversión sísmica, consulte: Barclay F, Bruun A, Rasmussen KB, Camara Alfaro J, Cooke A, Cooke D, Salter D, Godfrey R, Lowden D, McHugo S, Özdemir H, Pickering S, González Pineda F, Herwanger J, Volterrani S, Murineddu A, Rasmussen A y Roberts R: “Inversión sísmica: Lectura entre líneas,” Oilfield Review 20, no. 1 (Verano de 2008): 44–66.

Oilfield Review

En ciertos casos, el proyecto comprende todo el emprendimiento, desde el levantamiento sísmico hasta el abandono del campo. En otros, el proyecto es más específico y abarca los procesos de pruebas, cementación o algún otro componente principal de una operación mayor. Algunos casos reales de las áreas de aguas profundas del Golfo de México, África Occidental y el Mar del Norte demuestran porqué y cómo los operadores de aguas profundas y las compañías proveedoras de servicios deben poseer una visión integrada y de largo plazo en este ambiente desafiante.

Sísmica de superficie

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Caracterización de yacimientos

Servicios al pozo • Diseño de fracturas • Microsísmica

Mediciones de perforación

Análisis de abajo hacia arriba La estrategia de drenaje del yacimiento dirige básicamente los proyectos de aguas profundas. Los ingenieros deben conocer exhaustivamente el yacimiento para poder optimizar el posicionamiento de los pozos y tomar decisiones informadas acerca del tamaño de los mismos, el control de la producción de arena, los sistemas de extracción artificial, los disparos y todos los demás aspectos de un programa de perforación, terminación y producción. Además, deben tomar decisiones respecto del tipo de cabezal del pozo, la configuración de las líneas de conducción y del colector múltiple, y el tipo de plataforma principal a utilizar. Como sucede con todos los sistemas de modelado, un primer paso erróneo en la planeación de un proyecto de aguas profundas pone en peligro todas las decisiones que siguen. En el caso de los desarrollos de campos de aguas profundas, los pasos iniciales de la planeación tienen lugar en la etapa que abarca desde la interpretación sísmica hasta la simulación dinámica del yacimiento. El mercado ofrece buenos simuladores de yacimientos desde hace más de 20 años; sin embargo, durante gran parte de ese tiempo la preparación de los datos de entrada y el análisis de los resultados de los procesos de simulación eran tareas difíciles. La falta de integración entre las herramientas de pre- y post-procesamiento, y la necesidad de efectuar numerosas transferencias manuales y lentas de datos y muchos pasos de formateo, con frecuencia obligaban a los operadores a evitar las tareas de simulación, a menudo difíciles, incluso a la hora de tomar decisiones de negocios críticas sobre sus desarrollos. El software actual ha superado este obstáculo para la adopción de las mejores prácticas mediante el esclarecimiento de las intersecciones de los datos sísmicos y el modelado de yacimientos. Los geocientíficos ahora interpretan y cuantifican las propiedades de los yacimientos utilizando procesos que integran los datos sísmicos con todos los datos petrofísicos disponibles, mediante procesos de inversión sísmica y modelado de yacimientos. Un prerrequisito importante para este

Optimización de datos

• Cubo sísmico, línea sísmica • Colecciones de trazas sísmicas • Velocidades sísmicas

• Datos sísmicos obtenidos durante la perforación • Levantamientos sónicos

Petrofísicos

Geólogos

Caracterización de fracturas

Especialistas en procesos de inversión sísmica Geofísicos

Especialistas en física de rocas

Ingenieros de yacimientos Registros • Sónico dipolar • Densidad • Geología, yacimiento • Sísmica de pozo

Operaciones de yacimientos

Pronóstico de la presión de poro

Riesgos geológicos

• Planeación del desarrollo de campos • Modelado de yacimientos • Modelado mecánico del subsuelo • Estabilidad y planeación de pozos • Mejoramiento de la producción

> Flujo de trabajo integrado de caracterización de yacimientos. Schlumberger utiliza un equipo multidisciplinario con conocimientos técnicos especializados en petrofísica, geología, geofísica, inversión sísmica y física de las rocas para evaluar los yacimientos nuevos. A través del análisis de atributos y la inversión de las trazas sísmicas y los datos de registros, el equipo obtiene los parámetros acústicos y elásticos requeridos para detectar la presencia de hidrocarburos, estimar las propiedades de las rocas y caracterizar los sistemas de fracturas. La colaboración con los especialistas en geomecánica y planeación del desarrollo de campos petroleros conduce a una evaluación sísmica de los riesgos de perforación, previa a las operaciones de perforación, y al cálculo de un cubo de presión de poro mediante la utilización de mejores velocidades sísmicas de superficie. A medida que los datos de pozos son recolectados mediante registros, mediciones de perforación y operaciones de servicios al pozo, éstos son utilizados para refinar las características iniciales de los yacimientos.

proceso, es el acondicionamiento tanto de los datos sísmicos como de los datos de yacimientos para la inversión sísmica y la integración en un flujo de trabajo de caracterización de yacimientos. Los registros de pozos y los perfiles sísmicos verticales proporcionan propiedades calibradas del subsuelo que posibilitan el procesamiento de los datos para ajustarlos con los pozos y verificar los modelos de inversión sísmica.8 El objetivo de este ejercicio consiste en caracterizar el yacimiento y obtener estimaciones de su litología y las distribuciones de fluidos mediante la estimación de las propiedades de las rocas, tales como porosidad, volúmenes de areniscas y lutitas, densidad y saturación de agua (arriba). En el Golfo de México, un operador perforó tres pozos de aguas profundas con resultados mixtos

antes de recurrir a Schlumberger para que manejara el riesgo y el costo de perforar los pozos subsiguientes. Si bien algunos pozos resultaron exitosos, otros perforados en formaciones prometedoras sólo encontraron gas residual en lugar de acumulaciones comercialmente viables; una distinción difícil de efectuar con los datos de amplitud sísmica solamente. La solución consistió en calcular la densidad a través de un proceso de variación de la amplitud con el desplazamiento (AVO). Para determinar el porcentaje de gas acumulado en un yacimiento, en primer lugar, un geocientífico debe modelar las densidades tanto de la roca como de los fluidos. Esto requiere la capacidad para observar la variación de los ángulos lejanos de las colecciones de trazas sísmicas. A su vez, esta información per-

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> Obtención del ángulo correcto. Las colecciones de trazas sísmicas que son planas sólo a un ángulo de 30° (izquierda), exhiben menor calidad que las obtenidas después del proceso de optimización de los datos, lo cual hace que las colecciones sean planas a un ángulo de 54° (derecha). La optimización se tradujo en una buena determinación de la densidad.

mite que los intérpretes efectúen un cálculo de inversión AVO de tres términos que incluye la densidad. Las salidas del proceso de inversión de tres términos incluyen la impedancia acústica relativa, la impedancia de corte y los volúmenes de densidad. La litología y los tipos de fluidos que se obtienen utilizando las propiedades derivadas de las mediciones de registros de pozos cercanos junto con los porcentajes variables de gas, se modelan para visualizar los efectos sobre la respuesta sísmica AVO. El proceso siguiente del flujo de trabajo consiste en comparar los resultados del modelado con los volúmenes sísmicos invertidos—impedancia acústica, impedancia de corte, volúmenes de densidad y relación de Poisson—y los resultados constituyen la base para la generación de volúmenes de predicción de las litofacies y la saturación de fluidos. Utilizando estos volúmenes probabilís-

Modelo compartido del subsuelo

Planeación

ticos, con las incertidumbres estadísticas correspondientes, los geocientíficos pueden proporcionar mejores pronósticos de la calidad y distribución de los yacimientos. Estos cálculos requieren datos con un rango de ángulos bastante altos en las colecciones de trazas sísmicas. En este caso en particular, el equipo de Schlumberger logró extender el ángulo sísmico utilizable de 30 a 54°, posibilitando así determinaciones precisas de la densidad (arriba). La calibración de las propiedades de porosidad y saturación de hidrocarburos del yacimiento—obtenidas por métodos sísmicos—con las mediciones en un pozo existente permitió validar las predicciones de las facies sísmicas. Con esta información que no podría haberse obtenido de otro modo, el operador logró determinar, sin tener que perforar primero el pozo, que el

Ejecución, monitoreo en tiempo real, re-planeación

G&G, RE, PE

Pozos vecinos

Riesgo asociado con el alcance de los trabajos

Ingeniería detallada

Operaciones de perforación

Profundidad total Real (TD) Informe versus final del planeado pozo

Evaluación

Lecciones aprendidas

Re-planeación Información histórica clave

> Refinación del plan. Un modelo compartido del subsuelo constituye la base para la planeación de pozos en un ambiente de colaboración. Desde este punto de partida, los geocientíficos (G&G), ingenieros de yacimientos (RE) e ingenieros de producción (PE) definen los objetivos del subsuelo. Utilizando las correlaciones de pozos vecinos o las simulaciones de pozos del software de análisis de yacimientos, este modelo proporciona perfiles de presión de poro y de resistencia de la fractura de la roca en función de la profundidad. El ingeniero de perforación utiliza estos datos de entrada, además de los objetivos del pozo para el diseño conceptual o la determinación rápida del alcance de las acciones contempladas. Los datos de salida asisten en las decisiones de ingeniería detallada referidas a la selección del equipo de perforación, el riesgo técnico de la ingeniería de perforación y el tiempo probabilístico, y las estimaciones de costos. Los operadores emprenden las operaciones de perforación y las modifican sobre la base de su desempeño real. A medida que cada pozo alcanza la profundidad total, el equipo de trabajo incorpora las lecciones aprendidas con otros datos de pozos vecinos y utiliza la actualización para modificar el modelo conceptual y planear el pozo siguiente. Este proceso de iteración se reitera durante toda la fase de perforación de pozos de desarrollo.

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área prospectiva no proporcionaría producción. Por otro lado, la compañía está utilizando las mediciones de yacimientos obtenidas por métodos sísmicos para evaluar otras áreas prospectivas del campo y manejar el desarrollo mediante la clasificación de las localizaciones de perforación de acuerdo con el riesgo y la probabilidad de éxito comercial. Una vez utilizados los datos sísmicos para caracterizar el yacimiento, el proceso de modelado de yacimientos integra la geofísica, la geología y la ingeniería de yacimientos para obtener un modelo del subsuelo. Los ingenieros de yacimientos utilizan este modelo para pronosticar los esquemas de drenaje y diseñar las estrategias de inyección. Los ingenieros de perforación y producción lo emplean para planear las trayectorias de los pozos.9 Las versiones más recientes de estas herramientas, tales como el software Petrel que abarca desde la interpretación sísmica hasta la simulación dinámica de yacimientos, permiten que las disciplinas centradas en la sísmica y en la geomecánica construyan modelos compartidos del subsuelo, los cuales ofrecen una imagen más precisa del subsuelo que la creada mediante el trabajo independiente de alguna de dichas disciplinas. Los cambios introducidos en la interpretación sísmica o en el modelo geológico se disponen fácilmente en cascada hasta el modelo de simulación de yacimientos, ida y vuelta. Los flujos de trabajo sobre los que se construyen estos paquetes de software están incrementando el rol de los datos sísmicos en la comprensión de la dinámica de los yacimientos (abajo, a la izquierda). Trabajo en superficie Cuanto mejor se conoce el yacimiento objetivo, menos son las posibilidades de sorpresas tales como el descubrimiento de volúmenes no comerciales de hidrocarburos, problemas de aseguramiento del flujo, irrupción prematura de agua, producción de arena y cambios en la composición de los fluidos. De un modo similar, una estrategia integral, bien planificada, de desarrollo de campos—configuraciones de las terminaciones, localizaciones de pozos, tipos y tamaños de las instalaciones de procesamiento, y decisiones de intervención de pozos—es clave para un proceso eficiente de recuperación final de petróleo y gas. Esto se debe a que las consecuencias de una planeación deficiente a menudo no se perciben prácticamente hasta el final de la vida productiva proyectada del campo. Cuando los campos son abandonados prematuramente porque los costos de las operaciones de remediación o los gastos operativos son mayores que el valor de las reservas remanentes, se pierden ganancias significativas.

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Para evitar estos riesgos, es preciso sortear los escollos creados por la separación estricta de las distintas disciplinas técnicas involucradas en el proceso. Tradicionalmente, los ingenieros de yacimientos se han enfocado en el recuento de pozos, su posicionamiento y los mecanismos de recuperación; los ingenieros de producción y terminación de pozos se han ocupado del diseño de los pozos; y los ingenieros de instalaciones del diseño submarino, el tamaño de las instalaciones y el diseño de las partes altas de las plataformas. En cambio, se debe convencer a estos grupos, aparentemente desiguales, para que ejecuten sus tareas en forma independiente pero comprendiendo de todos modos la conexión que imponen las actividades de producción y, por consiguiente, los aspectos económicos del proyecto. A su vez, estos aspectos económicos dependen de las limitaciones físicas del sistema general. Para funcionar correctamente, cada disciplina debe ser consciente de cómo incide en el trabajo de las demás; cada miembro o equipo involucrado en un desarrollo debe trabajar a partir de un sistema de pronóstico común. Uno de esos sistemas, que comprende modelos vinculados dinámicamente de los subsistemas del campo—yacimiento, pozo e instalación—se denomina modelo integrado de producción o modelo integrado de activos (IAM).10 Durante las etapas de planeación de las actividades de desarrollo, y antes de ejecutar las operaciones, los equipos a cargo de los activos de las compañías operadoras utilizan estos modelos integrados para analizar la interacción de los subsistemas propuestos dentro de un proyecto. Los modelos IAM representan un cambio abrupto de las prácticas tradicionales de desarrollo de campos que con toda probabilidad se centrarán en las erogaciones de capital y en la implementación de modificaciones que reduzcan los costos. Uno de los escollos comunes 9. Hopkins C: “Go Beyond Reservoir Visualization,” E&P 80, no. 9 (September 2007): 13–17. 10. Para obtener más información sobre el proceso de modelado integrado de activos, consulte: Bouleau C, Gehin H, Gutiérrez H, Landgren K, Miller G, Peterson R, Sperandio U, Traboulay I y Bravo da Silva L: “La gran visión de conjunto: Manejo integrado de activos,” Oilfield Review 19, no. 4 (Primavera de 2008): 36–51. Chow CV, Arnondin MC, Wolcott KD y Ballard ND: “Managing Risks Using Integrated Production Models: Applications,” Journal of Petroleum Technology 52, no. 4 (Abril de 2000): 94–98. 11. Tesaker Ø, Øverland AM, Arnesen D, Zangl G, Al-Kinani A, Torrens R, Bailey W, Couët B, Pecher R y Rodriquez N: “Breaking the Barriers—The Integrated Asset Model,” artículo SPE 112223, presentado en la Conferencia y Exhibición de Energía Inteligente de la SPE, Ámsterdam, 25 al 27 de febrero de 2008. 12. Tesaker et al, referencia 11. 13. Ozdogan U, Keating JF, Knobles M, Chawathe A y Seren D: “Recent Advances and Practical Applications of Integrated Production Modeling at Jack Asset in Deepwater Gulf of Mexico,” artículo SPE 113904, presentado en la Conferencia y Exhibición Anual de las SPE Europec/EAGE, Roma, 9 al 12 de junio de 2008.

Volumen 21, no. 1

Modelado

Ensamble Ingeniero de producción Ingeniero de aseguramiento del flujo Personal directivo intermedio

Ingeniero de instalaciones IPM

Control de calidad estático

Analista de decisiones Ingeniero de yacimientos

Especialista en modelos de simulación

Inicialización Control de calidad dinámico

Balance de materiales

Simulación

> Modelo integrado de producción (IPM). Los ingenieros de Chevron, involucrados en la planeación del Campo Jack de aguas ultraprofundas de la compañía, utilizaron un flujo de trabajo de cinco pasos para construir un modelo integrado de producción para el desarrollo del campo. En el paso correspondiente al ensamble, todo el equipo describe el proyecto en términos de objetivos, marcos temporales, supuestos, hipótesis y materiales a entregar. Una vez que todas las partes estuvieron al tanto de estos datos de entrada, se crearon modelos del subsuelo, de pozo y de red durante el paso de modelado. Luego se efectuó un control de calidad estático mediante la comparación de los datos de entrada del modelo, que abarca desde el yacimiento hasta el separador, con los datos disponibles de registros, núcleos, muestras de fluidos y otras mediciones. Los pozos del modelo del subsuelo (balance de materiales o simulación) se vincularon con sus pares del modelo de instalaciones de superficie durante la inicialización. A continuación se corrió el sistema vinculado para verificar si el modelo convergía en una solución. Luego de esta inicialización, se corrió todo el sistema para el período de pronóstico. Al final de dicho período, se graficaron las respuestas de la presión dinámica y la temperatura en el separador, el colector múltiple, el cabezal del pozo y el fondo del pozo, durante el paso correspondiente al control de calidad dinámico, para ayudar al equipo a conocer las presiones y temperaturas de operación de los equipos de refuerzo de fondo marino, los cabezales de pozos y el fondo del pozo. Luego se controlaron los cronogramas de campo y las restricciones, incluyendo la capacidad de manipulación del agua, la caída de presión máxima del pozo y la presión mínima de fondo de pozo, para verificar que el modelo respetara estos valores.

del enfoque tradicional es la falta de cuantificación de los efectos de los cambios sobre la capacidad de producción del sistema que, a su vez, puede traducirse finalmente en diseños menos que óptimos. Por el contrario, un modelo IAM utiliza un modelo de simulación de yacimientos para calcular el movimiento de los fluidos y la distribución de la presión. Luego, en el punto de acople del subsuelo—las localizaciones de pozos en el modelo de yacimiento—estos factores se ingresan en el modelo de pozo que establece las condiciones de la formación. La condición de la formación se utiliza como condición de borde para computar las tasas de fluidos o las presiones existentes en el punto de acople de la superficie—el cabezal del pozo—donde el modelo de pozo se vincula con la instalación de superficie.11 La interacción de las condiciones de borde pozo-superficie posibilita el cálculo de la contrapresión del sistema de producción para cada pozo. Esto se retransmite nuevamente a través del sistema hasta el yacimiento. El proceso se repite hasta balancear la red completa. El resultado es la obtención de soluciones estabilizadas para el flujo de fluido desde los yacimientos hasta el pozo y

desde el pozo hasta el sistema de superficie, y desde allí hasta los puntos de venta. De esta forma, la técnica IAM considera la respuesta del sistema de superficie en los cálculos de flujo de fluidos.12 Los ingenieros de Chevron utilizaron el sistema de manejo integrado de la producción como herramienta de pronóstico para acoplar los modelos del subsuelo con una red de superficie, mediante un modelo de pozo en su Campo Jack del área de aguas profundas del Golfo de México. Con un modelo de estado estable, se calcularon los cambios de temperatura y presión producidos dentro del pozo. El modelo de red de superficie incluyó los elementos submarinos y de superficie, tales como colectores múltiples, bombas de fondo marino, cabezales de pozos, tubos ascendentes, líneas de flujo y separadores. Los modelos de superficie y subsuelo se vincularon en un nodo de fondo de pozo.13 El modelo de Chevron fue construido utilizando un flujo de trabajo de cinco pasos (arriba). Tales pasos incluyeron: • la definición del problema en términos de objetivos, marcos temporales, supuestos, hipótesis y entregables • el proceso de modelado

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• el control de calidad de los datos de entrada del modelo que abarcan desde el yacimiento hasta el separador en función de los datos disponibles bajo condiciones estáticas • la vinculación de los modelos de superficie y subsuelo • el control de calidad de todo el sistema para todo el período de pronóstico bajo condiciones dinámicas. Una vez completados los pasos del flujo de trabajo, el modelo integrado de proyectos ayudó a determinar que el equipo de refuerzo de fondo marino, sumado al sistema de extracción artificial de fondo de pozo, explotaría mejor la capacidad de producción del yacimiento. Un segundo estudio, basado en un diseño experimental, permitió luego que el equipo de Chevron identificara los parámetros clave del sistema de extracción artificial.14 El operador consideró el tiempo de instalación, la presión de entrada del equipo de refuerzo de fondo marino, la potencia del sistema de bombeo electrosumergible (ESP) y la profundidad de colocación de la bomba. La compañía llegó a la conclusión de que la potencia del sistema de bombeo ESP era el parámetro de diseño más significativo entre los diversos mecanismos de recuperación. El operador abandonó luego el enfoque integrado para adoptar un enfoque modular—utilizando el modelo de pozo solamente—que sustentaría el diseño de la instalación de inyección de agua del Campo Jack y calcularía las soluciones de compromiso para la recuperación, en función de las diversas presiones y tasas de inyección de las partes superiores de la plataforma. Las presiones de las partes superiores fueron convertidas a presiones de fondo de pozo (BHP) utilizando el modelo de pozo. En base al estudio de curvas de contorno de la recuperación, el equipo llegó a la conclusión de que para alcanzar niveles de recuperación máximos se requeriría un rango de presiones de fondo y tasas de flujo. Un valor de presión de fondo de 21,000 lpc [144.7 MPa] era imposible porque las altas tasas de inyección propuestas y los requerimientos de presión de las 14. El diseño experimental es una rama de la estadística que describe sucintamente la forma en que deben llevarse a cabo los experimentos para poder maximizar la información estadística con el número mínimo de ensayos. 15. Ozdogan et al, referencia 13. 16. Watson MJ, Hawkes NJ, Pickering PF, Elliot J y Studd LW: “Integrated Flow Assurance Modeling of Angola Block 18 Western Area Development,” artículo SPE 101826, presentado en la Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE, San Antonio, Texas, 24 al 27 de septiembre de 2006. 17. Sinha S, Yan M y Jalali Y: “Completion Architecture: A Methodology for Integrated Well Planning,” artículo SPE 85315, presentado en la Conferencia y Exhibición de Tecnología de Perforación de Medio Oriente de las SPE/IADC, Abu Dhabi, Emiratos Árabes Unidos, 20 al 22 de octubre de 2003.

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partes superiores de la plataforma limitaban la presión disponible. Por otro lado, el modelado indicó que la reducción de las tasas de inyección no produciría una pérdida significativa de la producción dada la respuesta del campo en términos de recuperación.15 Se utilizaron desarrollos posteriores del modelo integrado para optimizar el número de líneas de flujo, el número de bombas de refuerzo de fondo marino y la localización de la plataforma. Con destino al éxito Depositadas en un fondo marino de pendientes abruptas, quebradas y cañones, las formaciones con hidrocarburos que se encuentran situadas más allá de las plataformas continentales, pueden ser muy diferentes a las presentes en aguas someras. De manera que los planes de los proyectos se orientan según consideraciones específicas de las áreas de aguas profundas. Dado que están sumergidas en un agua casi congelada, las líneas de flujo submarinas, la tubería conductora de inyección y los cabezales de pozos plantean problemas de aseguramiento del flujo. En consecuencia, el instrumental de supervisión submarino se instala en puntos críticos, a lo largo del trayecto de flujo que se extiende desde el pozo hasta la superficie. Los datos de supervisión se cargan en los modelos de fluidos que permiten que los ingenieros adopten medidas prioritarias para evitar las obstrucciones con hidratos o parafinas (próxima página). Debido a la capacidad que posee la depositación de hidratos, parafinas y asfaltinas para incidir en la economía de los proyectos, el aseguramiento del flujo constituye una consideración esencial en muchos planes de proyectos de aguas profundas. Por ejemplo, dada la gran separación que existe entre los cinco campos y la base de reservas comparativamente pequeña que conforma el Desarrollo de Áreas Occidentales (WAD) de BP en el Bloque 18 de aguas profundas de Angola, los responsables de la planeación de proyectos prestaron especial atención a los problemas de aseguramiento del flujo y a la capacidad de producción del sistema. En la etapa de planeación, los ingenieros aplicaron un método numérico combinado con un software de ingeniería para calcular el comportamiento termohidráulico multifásico en un modelo IAM.16 El objetivo era evitar posibles interrupciones del flujo, causadas por la solidificación de los hidratos de gas en las líneas de flujo que atraviesan el fondo marino frío. Para la ejecución de los análisis termales de los sistemas submarinos en el WAD, el operador consideró el empleo de sistemas convencionales de aislamiento húmedo, ductos submarinos compuestos

(pipe-in-pipe) y líneas de conducción flexibles, con el objetivo de determinar el tiempo requerido para que el punto más frío del sistema de líneas de flujo de producción alcance las temperaturas de formación de los hidratos. Conocido como tiempo de enfriamiento, este parámetro indica con cuánto tiempo cuenta el operador antes de tener que adoptar medidas para prevenir la formación de hidratos a raíz de un cierre no planificado. Los analistas también utilizaron el modelo IAM para efectuar cálculos de capacidad de producción para numerosas arquitecturas de campo e investigar los efectos de los tamaños de las tuberías de producción y las líneas de conducción, las líneas de conducción en un circuito cerrado y los equipos submarinos de refuerzo multifásico. Sus resultados posibilitaron que BP combinara los perfiles de producción representativos con los modelos de erogaciones de capital y gastos operativos para obtener una evaluación económica completa y una clasificación de las opciones de la compañía. Evolución o revolución La respuesta de la industria a los desafíos singulares que plantean las áreas de aguas profundas ha hecho algo más que producir cambios de procedimiento; ha generado además una explosión arrolladora de equipamiento innovador de perforación y producción en un período relativamente corto. Como quedó demostrado con la experiencia de la plataforma Mars de Shell, esta acometida de nueva tecnología por momentos ha amenazado con sobrepasar los esfuerzos de los ingenieros para mantenerse informados respecto de sus características. Si se suma a la necesidad económica de que los campos de aguas profundas sean desarrollados con la menor cantidad de pozos posibles, esta oleada de nuevas herramientas y procedimientos ha provocado que a los ingenieros de terminación de pozos les resulte particularmente difícil tener la certeza de estar ofreciendo soluciones óptimas a través de todo el proyecto. El esfuerzo para utilizar los equipos más efectivos también se ve perjudicado por el tiempo que transcurre desde que se autoriza el proyecto hasta la instalación del equipamiento de terminación de pozos—a menudo más de cinco años—durante el cual el diseño y la disponibilidad de las herramientas pueden cambiar radicalmente. Para abordar estas cuestiones, los especialistas han diseñado técnicas de modelado para facilitar el análisis cuantitativo de las interacciones pozo-yacimiento. Estos métodos permiten que los ingenieros planifiquen los pozos individuales en base a las características de la superficie y del subsuelo, además del estado de la tecnología en

Oilfield Review

Sistemas de adquisición

Sistemas de sensores

Modelos de propiedades de fluidos

Modelos de proceso

Operaciones

Parámetros cambiantes Simulador de instalaciones Medidores de flujo multifásicos

Sistema dinámico de adquisición de datos

Sensores de distribución de temperatura

Modelos termodinámicos

Medidores de presión y temperatura

Modelos de flujo multifásico

Monitores de la bomba eléctrica sumergible

Sistema estático de almacenamiento de datos

Simulador de línea de flujo

Monitoreo

Simulador de pozo

Optimización

Modelos de depositación Acondicionamiento del modelo

> Prevención, no remediación. Las estrategias de aseguramiento del flujo forman parte integrante de las operaciones de producción en aguas profundas. El instrumental de vigilancia, tal como los medidores multifásicos, los sensores de distribución de temperatura, los medidores de presión y temperatura, un sistema de vigilancia submarino SMC y los monitores de los sistemas de bombeo electrosumergible (ESP), instalados en el trayecto del flujo (extremo inferior), provee datos en tiempo real o casi real. Esta corriente de datos alimenta a los modelos predictivos de propiedades de fluidos para la determinación de la depositación de sólidos, la corrosión, la reología y los componentes termodinámicos. El equipo de planeación utiliza estos modelos para crear modelos de procesos que incluyen instalaciones, líneas de flujo y simuladores de pozos. Con el tiempo, el monitoreo permanente de los parámetros cambiantes cierra el bucle e incluye los datos de fluidos, los modelos de flujo y las mediciones en tiempo real (extremo superior). Este bucle orienta la optimización de las estrategias de mitigación y debe incluirse en el diseño del sistema de producción con la mayor anticipación posible. De esta manera, se puede minimizar el exceso de tratamiento resultante de un sistema de suministro de químicos configurado para escenarios correspondientes al peor de los casos. Los procesos de monitoreo y modelado también proporcionan la información para las decisiones referidas a los tratamientos proactivos y preventivos o las técnicas de remediación—térmicas, químicas o mecánicas—más apropiadas, que habrán de implementarse para evitar el taponamiento y otros impedimentos para el flujo, evitando así intervenciones costosas con el equipo de perforación.

ese momento. Todo esto se realiza a la vez que se toman en cuenta las restricciones y las características impuestas por y sobre las disciplinas asociadas de la geología, la perforación, la evaluación de yacimientos y las operaciones de producción. Uno de esos métodos trata el diseño de pozos en forma muy similar a la empleada por la industria de procesamiento para manejar los problemas de diseño de ingeniería. Las plantas de proceso son diseñadas con corrientes de flujo de alimentación y efluentes, utilizando un diagrama de flujo para captar el proceso. Este diagrama se convierte luego en la base para el diseño detallado, las especificaciones de los componentes y otras consideraciones.17

Volumen 21, no. 1

Utilizando este método, los ingenieros dividen el diseño del pozo en una fase conceptual y una fase de detalle con iteraciones entre ambas. La fase de diseño conceptual incluye diagramas simples que destacan el impacto de los atributos críticos de superficie y subsuelo sobre la arquitectura del pozo. Estos atributos son examinados por el equipo interdisciplinario de manera de poder considerar alternativas para los componentes clave del diseño del pozo; trayectoria del pozo, terminación frente a la formación y componentes del pozo. La elección de la trayectoria del pozo es una función de la geología local, las propiedades de los yacimientos y las capacidades de perforación.

La terminación frente a la formación se refiere a la interfaz existente entre el pozo y el yacimiento; su configuración se determina en función de factores tales como la litología de las rocas, las propiedades mecánicas, la distribución del tamaño de granos y las restricciones operacionales de este proceso. Los componentes del pozo son elementos importantes en la arquitectura de todos los pozos. Pero resultan particularmente críticos en aguas profundas, donde la implementación de modificaciones después de acaecido el hecho puede ser cara y técnicamente desafiante, y donde las tecnologías convencionales a veces son insuficientes.

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Geología y geometría del yacimiento

Propiedad del yacimiento Sí

Ambiente de superficie: submarino

Grande

Anisotropía de permeabilidad: kv /kh > 0.25

Geometría: estructura areal plana

Sí

No

Pequeña

Movilidad deficiente

Pozos horizontales altamente desviados

No

Pozos verticales con poca desviación

Pozos verticales con poca desviación

Pozos verticales con poca desviación

> Tecnología de terminación de pozos. En los desarrollos complejos de aguas profundas, donde la mayor parte de los pozos corresponden a terminaciones submarinas, cada pozo es un contribuidor crítico de la producción general. En este árbol de decisión simplificado, se utilizan los atributos básicos de geología y de yacimientos para determinar, en general, el ángulo correcto del pozo; bajo respecto de la vertical o alto respecto de la horizontal. El conocimiento del ángulo y del alcance necesario del pozo comunica al operador las decisiones referidas a los requerimientos existentes en términos de capacidades del equipo de perforación y perforación direccional. En una estructura areal pequeña, los pozos de bajo ángulo o verticales suelen ser suficientes para drenar el yacimiento. Esto permite el empleo de equipos menos robustos, y por consiguiente menos onerosos, para las operaciones de perforación de pozos de desarrollo. En las estructuras más grandes, la severidad de la desviación del pozo está sujeta a parámetros secundarios de permeabilidad de la formación y movilidad del fluido.

Una forma de escoger la tecnología adecuada para una terminación en particular consiste en clasificar las opciones de equipamiento disponibles en cuatro categorías, de acuerdo con la función— empacadores, válvulas, bombas y sensores—y luego utilizar diagramas de bloques simples para determinar el tipo óptimo de cada elemento. El proceso de selección comienza con una evaluación de los atributos geológicos y de yacimientos básicos que restringen las opciones existentes para las trayectorias de pozos (arriba). Se pueden efectuar ejercicios similares para decidir acerca de la conveniencia y el tipo de configuraciones de pozos submarinos, tales como terminaciones de pozos multilaterales, estimulaciones, control de la producción de arena y sistemas de extracción artificial. El diseño conceptual del pozo resultante puede utilizarse para un análisis más detallado que luego se agrega al flujo de trabajo de un proyecto. Este flujo de trabajo considera una evaluación cuantitativa del desempeño del pozo, el análisis económico preliminar y el diseño detallado. Planeación para lo inesperado A medida que en aguas profundas los cabezales de pozos submarinos incrementan su importancia en el diseño de la terminación, los operadores se esfuerzan por contener los costos a través de la minimización de las operaciones de intervención. Los altos costos e incertidumbres técnicas asociados con el acceso a cabezales de pozos colocados en el fondo del océano, por debajo de miles de metros de agua, fueron en realidad las primeras motivaciones para el desarrollo de terminaciones

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inteligentes en la década de 1990. Si bien el proceso de monitoreo y las operaciones remotas de fondo de pozo, en conjunto con las terminaciones más robustas, han contribuido significativamente a reducir su frecuencia, es poco probable que las intervenciones de pozos de aguas profundas con equipo de perforación/reparación sean eliminadas por completo (próxima página). Estas relaciones entre operaciones de intervención, operaciones de producción y costos, han quedado demostradas claramente en muchas ocasiones. Las acciones de remediación inmediatas y frecuentes para reparar los componentes que presentan fallas, arrojan tasas de producción más altas pero incrementan los costos operativos. La adopción de una política de operaciones de mantenimiento reducidas o demoradas es menos costosa pero genera volúmenes de producción e ingresos más bajos. Por consiguiente, el desafío consiste en desarrollar un plan que logre un equilibrio entre las dos opciones, lo que comúnmente se realiza dividiendo las operaciones de intervención en estrategias de reparación inmediata basadas en el desempeño, o por campañas (numerosas intervenciones efectuadas en un campo, en secuencia). Para que este tipo de política funcione durante la vida de un proyecto, es preciso incluir procesos de mantenimiento proactivos, durante la fase de ingeniería inicial y diseño (FEED), en lugar de asignarles el rol tradicional que consiste en llevarlos a cabo “cuando es necesario.” Norske Shell utilizó una versión modificada de la estrategia de tres reparaciones para ayudar a mitigar los costos de las operaciones de interven-

ción en su proyecto Ormen Lange; el primer desarrollo submarino de aguas profundas de Noruega, a 120 km [74 mi] al noroeste de Kristiansund. Durante la fase FEED, los responsables de la planeación establecieron un procedimiento de simulación para estimar los costos futuros de intervención, mantenimiento y reparación siguiendo diversas estrategias. Los gastos por concepto de riesgo incluyeron el costo directo de la operación de intervención para reparar un componente específico, además del lucro cesante incurrido como resultado de la falla. Este método permitió al operador evaluar el impacto de diferentes estrategias de intervención durante toda la vida del proyecto.18 El resultado general de este tipo de modelado implica concentrar los esfuerzos de intervención, mantenimiento y reparación en las áreas en las que proveen el valor máximo. Además centra la atención en los paquetes de equipos críticos del proyecto que más contribuyen a los gastos por concepto de riesgo; la suma del lucro cesante por fallas en pozos productores más el costo de intervención. Esta información puede utilizarse para mejorar los diseños, incrementar la confiabilidad en los equipos y poner en marcha alternativas más 18. Eriksen R, Gustavsson F y Anthonsen H: “Developing an Intervention, Maintenance and Repair Strategy for Ormen Lange,” artículo SPE 96751, presentado en la Conferencia y Exhibición del Petróleo y del Gas del Área Marina de Europa de la SPE, Aberdeen, 6 al 9 de septiembre de 2005. 19. Eriksen et al, referencia 18. 20. Para obtener más información sobre el Campo Jack, consulte: Aghar H, Carie M, Elshahawi H, Gómez JR, Saeedi J, Young C, Pinguet B, Swainson K, Takla E y Theuveny B: “Nuevos alcances en pruebas de pozos,” Oilfield Review 19, no. 1 (Verano de 2007): 44–59.

Oilfield Review

> Intervenciones livianas de pozos. Las operaciones de intervención de pozos submarinos sin equipo de reparación, a partir de embarcaciones de servicios múltiples, son considerablemente menos costosas que las ejecutadas con equipos de perforación de aguas profundas. Las operaciones de intervención livianas comúnmente sustentan vehículos operados en forma remota que se utilizan para reemplazar o reestablecer los controles o los sensores en los árboles de producción, líneas de conducción o colectores múltiples submarinos. Además, pueden facilitar las operaciones de intervención de fondo de pozo sin equipo de reparación, las cuales utilizan cable o tubería flexible como se muestra en esta gráfica, para ejecutar funciones tales como mantenimiento de las válvulas de seguridad, operaciones de disparos o limpieza de pozos. Actualmente, estos tipos de intervenciones se limitan a tirantes de agua de aproximadamente 500 m o unos 1,500 pies.

inteligentes y menos costosas para reparar las unidades con fallas y, de ese modo, reducir los gastos por concepto de riesgo. Por último, este tipo de estrategia a menudo permite que el operador actualice continuamente la información de pronóstico del modelo a medida que el proyecto avanza hacia la fase operacional. En el caso de Ormen Lange, por ejemplo, el modelo fue construido inicialmente sobre la base de estimaciones aproximadas del esquema del campo. A medida que el proyecto avanzaba, el equipo de Norske Shell refinaba continuamente el modelo para asistir en la configuración del equipo y pro-

Volumen 21, no. 1

nosticar el desempeño, lo cual se utiliza en las evaluaciones económicas.19 El panorama general Más que cualquier otro cambio previo en su ambiente, las operaciones en aguas profundas han obligado a la industria de exploración y producción a modificar la forma en que desarrolla sus actividades comerciales. Este cambio cultural se debe a las recompensas y riesgos gigantescos que se asignan a las operaciones en aguas profundas, aunque quizá sea más la consecuencia del lapso de tiempo sin precedentes que transcurre entre

la decisión de explotar un área prospectiva y la primera producción de petróleo. Es imposible pronosticar los precios del petróleo y el gas o la situación de la economía global que prevalecerán en ese lapso de tiempo. Los operadores deben tomar decisiones de inversión críticas sin el beneficio de los principios económicos tradicionales que acompañan a los retornos más inmediatos sobre la inversión. De un modo similar, si bien se han logrado avances importantes en la última década, el ambiente de aguas profundas aún presenta desafíos tecnológicos para la industria. Así como los operadores en algún momento adquirieron concesiones en tirantes de agua de más de 2,300 m [7,500 pies], sabiendo que no podían explotarlas en forma económica, hoy están solicitando a las compañías de servicios y a los contratistas de perforación que desarrollen herramientas específicas para extender las barreras que imponen la profundidad, la presión y la temperatura hasta 3,050 m y más allá. Por ejemplo, recientemente se solicitó a los ingenieros de Schlumberger el desarrollo de un sistema de disparos específico para el pozo de prueba del Campo Jack de Chevron.20 La solución exigió que se rediseñaran las herramientas existentes sobre la base del tamaño de la tubería de revestimiento y las condiciones singulares de presión de fondo de pozo, previstas en este pozo de aguas ultraprofundas. Finalmente, Schlumberger proporcionó una combinación única de herramientas que, en conjunto, operaban como un sistema de disparos de 172 MPa [25,000 lpc]. Estas solicitudes seguirán planteándose conforme los operadores lleven sus áreas prospectivas de aguas ultraprofundas más allá de la etapa exploratoria, accediendo a la fase de prueba y desarrollo. Pero es importante considerar que Schlumberger necesitó nueve meses para desarrollar, habilitar, comprobar la calidad y proveer el sistema necesario, trabajando a partir de una herramienta similar desarrollada para el Campo Tahiti de Chevron, situado en el área de aguas profundas del Golfo de México. Dada la tarea, nueve meses fue un tiempo notablemente corto para la provisión del sistema. Pero demuestra claramente la necesidad de mantener una visión amplia si se procura evitar las costosas demoras causadas por las deficiencias tecnológicas en el ambiente complejo e implacable de las operaciones de aguas profundas. Esta previsión demanda una cultura de planeación que armonice una visión a largo plazo de las tareas integradas y una visión a corto plazo de diseños orientados a detalles. —RvF

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