el diseño de las barrenas: desde arriba hasta abajo
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4 Oilfield Review
El diseño de las barrenas: Desde arriba hasta abajo
Si bien las barrenas individuales son uno de los componentes menos costosos
utilizados en las operaciones de perforación, el retorno de la inversión de varios
millones de dólares a menudo depende tanto del rendimiento de la barrena como de
cualquier otro componente de los complejos sistemas de perforación de nuestros días.
Inducidos por esa realidad, los ingenieros están incorporando computadoras
poderosas y de alta velocidad, y las versiones más modernas de los programas de
modelado y simulación en la ciencia del diseño de las barrenas.
Prabhakaran CentalaVennela ChallaBala DurairajanRichard MeehanLuis PáezUyen PartinSteven SegalSean WuHouston, Texas, EUA
Ian GarrettBrian TeggartTullow Oil plcLondres, Inglaterra
Nick TetleyLondres, Inglaterra
Traducción del artículo publicado en Oilfield Review, Verano de 2011: 23, no. 2.Copyright © 2011 Schlumberger.Por su colaboración en la preparación de este artículo, se agradece a Guy Arrington, Ashley Crenshaw, Diane Jordan y Chuck Muren, Houston; y a Emma Jane Bloor, Sugar Land, Texas.DBOS, IDEAS, i-DRILL, ONYX y Spear son marcas de Schlumberger.
Desde hace tiempo, la selección de la barrena se considera clave para el éxito de las operaciones de perforación. La barrena correcta desempeña un rol esencial en la optimización de la velocidad de penetración (ROP), lo que ayuda a minimizar los costos del equipo de perforación y acorta el tiempo existente entre la puesta en marcha de un proyecto y la primera producción. En los progra-mas de desarrollo de campos petroleros, la pre-dicción de la ROP es crítica para la asignación eficiente de equipos de perforación, personal y material. Los operadores están perforando pozos de alcance extendido cada vez más complejos, en
los que una barrena que no se adecua correcta-mente a la formación, los parámetros de perfora-ción, el BHA, o las herramientas de fondo de pozo, puede introducir aspectos dinámicos indeseados o generar fuerzas que produzcan la desviación del pozo respecto de la trayectoria planificada.
Por el contrario, una barrena diseñada correc-tamente genera un pozo más calibrado y un tra-yecto menos tortuoso. Estas características del pozo permiten a los ingenieros registrar el pozo con más facilidad y luego instalar los tubulares, las herramientas y los instrumentos requeridos para la terminación planeada.
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En una época, los ingenieros diseñaban y seleccionaban las barrenas sencillamente en base a estimaciones aproximadas de la dureza de las formaciones, la profundidad de los intervalos y la hidráulica de perforación. No obstante, como sucede con muchos aspectos de las operaciones de perforación y producción, en los últimos años la ciencia del diseño de las barrenas ha evolucionado a un ritmo acelerado. Las opciones disponibles dentro de las categorías generales de barrenas de cortadores fijos y barrenas de conos giratorios se han incrementado y han pasado de unas pocas a una amplia variedad diferenciada por el material de manufactura, los procesos y las funciones.1
Si bien las barrenas nunca fueron diseñadas en total aislamiento, las computadoras de alta
velocidad de nuestros días han permitido consi-derar todo el sistema de perforación con mucho más detalle y de una manera mucho más holística que nunca. Además, los diseñadores pueden ajus-tar mejor la barrena a la formación y evitar de ese modo las ROP bajas o el tiempo no productivo (NPT) excesivo causado por los viajes requeridos para reemplazar las barrenas gastadas.
El resultado más perjudicial del diseño defi-ciente de una barrena es la generación de impac-tos y vibraciones excesivos en el fondo del pozo. Las vibraciones pueden producir cualquier cosa, desde una ROP lenta —inducida por el desgaste prematuro de la barrena— hasta el daño y la falla total de los complejos y costosos componen-tes electrónicos de fondo de pozo. Y son causadas principalmente por fenómenos de perforación, a menudo vinculados, conocidos como rebote, atas-camiento-deslizamiento (stick-slip), flexión y movimientos en forma de remolino (arriba).
El rebote de la barrena se produce principal-mente durante la perforación de pozos verticales a través de formaciones duras, en general con barrenas de conos giratorios, pero también puede ocurrir con barrenas de cortadores fijos. La acción
de corte de las barrenas de tres conos tiende a crear formas lobulares en el fondo del pozo, lo que hace que la barrena sea desplazada axial-mente tres, seis o incluso nueve veces por revolu-ción, modificando el peso efectivo sobre la barrena (WOB) y levantando reiteradamente la barrena para luego bajarla de golpe hasta el fondo del pozo. Las vibraciones axiales resultan-tes dañan los sellos, las estructuras de corte y los cojinetes de las barrenas, y los componentes del conjunto de fondo (BHA), y además reducen la ROP y destruyen los sensores de fondo de pozo.
Según un operador, el fenómeno de atasca-miento-deslizamiento da cuenta de aproximada-mente un 50% del tiempo de perforación en el fondo del pozo.2 Dicho fenómeno, una función de la velocidad de rotación del BHA, tiene lugar cuando la barrena deja de girar debido a la fricción produ-cida entre ésta y la formación. Cuando el esfuerzo de torsión (torque) dentro de la sarta de perfora-ción es mayor que estas fuerzas de fricción, la barrena se suelta de la pared del pozo y gira por la acción de destornillado de la columna de perfora-ción larga, con velocidades angulares muy altas, lo cual produce un movimiento lateral destructivo.
> Las fuentes de las vibraciones. El movimiento axial, o rebote de la barrena, posee una frecuencia característica cuyo valor es principalmente una función de: el tipo de barrena, la masa del conjunto de fondo (BHA), la rigidez de la sarta de perforación y la dureza de la formación. Las oscilaciones torsionales, o el fenómeno de atascamiento-deslizamiento (stick-slip), son provocadas por un esfuerzo de torsión (torque) excesivo en la sarta de perforación. Este tipo de movimiento posee además una frecuencia dependiente de la masa del BHA, de la rigidez torsional de la sarta de perforación y de los puntos de contacto de la pata de perro. El fenómeno de atascamiento-deslizamiento a menudo se traduce en impulsos transitorios de vibraciones laterales extremas. El impacto lateral se refiere a la flexión lateral del BHA, y a menudo se acopla caóticamente a los movimientos axiales y torsionales. El movimiento en forma de remolino del BHA es la flexión y la precesión del centro de la columna de perforación alrededor del pozo. Este movimiento excéntrico puede tener lugar hacia delante —es decir, en la misma dirección de rotación que la tubería— o hacia atrás. El movimiento hacia adelante en forma de remolino es muy común, y es inducido por las fuerzas centrífugas causadas por cualquier desequilibrio leve de los portamechas o lastrabarrenas. El movimiento hacia atrás en forma de remolino se produce cuando las fuerzas de fricción ejercidas entre el portamechas y el pozo son suficientes para producir el retroceso de la sarta de perforación a lo largo de la pared del pozo.
Rebote de la barrena Atascamiento-deslizamiento (stick-slip) Flexión Remolino
Movimiento axial
Rápido
Lento
Hacia atrás
Hacia adelante
Oscilaciones torsionales Impacto lateral Sarta de perforación excéntrica
1. Para obtener más información sobre los tipos de barrenas y su manufactura, consulte: Besson A, Burr B, Dillard S, Drake E, Ivie B, Ivie C, Smith R y Watson G: “Bordes cortantes,” Oilfield Review 12, no. 4 (Invierno de 2001): 38–63.
2. Xianping S, Paez L, Partin U y Agnihorti M: “Decoupling Stick-Slip and Whirl to Achieve Breakthrough in Drilling Performance,” artículo IADC/SPE 128767, presentado en la Conferencia y Exhibición de Perforación de las IADC/SPE, Nueva Orleáns, 2 al 4 de febrero de 2010.
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La flexión es causada por la imposición de demasiada fuerza descendente sobre la sarta de perforación. Esto puede generar impactos latera-les cuando la sarta se encuentra suficientemente deformada para hacer contacto con el pozo.
Otro operador estimó que el 40% del total de metros perforados en todo el mundo es afectado por los movimientos en forma de remolino de la barrena.3 Los movimientos en forma de remolino generan un movimiento lateral severo en la barrena y el BHA. A raíz de un problema de des-equilibrio de la perforación, generado por una barrena mal seleccionada o una interacción nega-tiva entre la barrena y el BHA, uno de los lados de la barrena es empujado contra la pared del pozo,
lo cual crea una fuerza de fricción. Cuando se per-fora un pozo calibrado, la barrena rota alrededor de su centro. Pero durante un movimiento en forma de remolino, el centro instantáneo de rota-ción pasa a ser un cortador en la cara o el calibre de la barrena, de la misma manera en que un eje de giro desplaza el centro instantáneo de rotación de la rueda de un automóvil hacia el camino. En consecuencia, la barrena trata de rotar alrede-dor de este punto de contacto.
Dado que el centro de rotación de la barrena se mueve a medida que la barrena rota, uno de los resultados del movimiento en forma de remo-lino es la generación de un pozo con una zona de mayor diámetro. El movimiento producido en
este pozo puede hacer que los cortadores se des-placen hacia atrás (respecto de la rotación de superficie), o lateralmente, lo cual provoca que la barrena recorra distancias más largas por revolu-ción que en un pozo calibrado. Estas acciones generan cargas de alto impacto sobre la barrena y el BHA. El movimiento en forma de remolino tam-bién crea una fuerza centrífuga que empuja la barrena hacia la pared que incrementa la fuerza de fricción; esto a su vez refuerza el remolino.4
Tradicionalmente, el perforador debe modifi-car el WOB o la velocidad de rotación de la tubería para contrarrestar las disfunciones de la perfora-ción, tales como los fenómenos de rebote, atasca-miento-deslizamiento, flexión, y los movimientos
> Diseños de barrenas de perforación. La selección comienza con la elección de una barrena cuyo mecanismo de corte se encuentra fijado al cuerpo de la barrena o bien con conos giratorios. A su vez, la selección de los cortadores fijos (izquierda) puede ser refinada posteriormente en base a la dureza de la formación; se opta por PDC o por diamantes naturales que se encuentran en las cuchillas de los cortadores o están impregnados en el cuerpo de la barrena. Los conos giratorios (derecha) constan de estructuras de corte de dientes fresados o insertos.
Cortador fijo
Cortador fijo Cono giratorio
Cono giratorio
Barrenas de perforación
Compuesto policristalinode diamante (PDC)
PDC Diente fresado InsertoDiamante natural Diamante impregnado
Diamante
Diamante natural Diamante impregnado
Diente fresado Inserto
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en forma de remolino de la barrena. El incre-mento del WOB puede inducir problemas de atascamiento-deslizamiento y el aumento de la velocidad de rotación puede generar movimien-tos en forma de remolino. Es posible que la res-tricción de ambas variables reduzca los cuatro tipos de vibraciones, pero a la vez genere una ROP inaceptablemente baja.
La tercera opción consiste en hallar una com-binación optimizada de las dos variables, lo que sólo puede lograrse si la barrena, el BHA, la sarta de perforación y el programa hidráulico se encuen-tran integrados como parte de un sistema de per-foración más que como componentes aislados. Si bien hace mucho tiempo que los ingenieros saben cómo modelar el sistema completo, el volu-men de cálculos necesarios para implementarlo requirió una inversión de tiempo que histórica-mente volvió la tarea económicamente insostenible. Por otro lado, los parámetros calculados fueron váli-dos sólo para un caso registrado en una formación específica y en un pozo determinado.
Estas limitaciones han sido superadas en los últimos años a través de la proliferación de com-putadoras poderosas y de alta velocidad, que per-mitieron a los diseñadores modelar el rendimiento de los sistemas de perforación para aplicaciones específicas. El resultado fue el incremento de la capacidad para minimizar las vibraciones axiales y laterales mediante la determinación del rango óptimo de WOB y rpm. Aún más importante es el hecho de que los ingenieros pueden diseñar los sistemas antes de su manufactura.
Este artículo examina las herramientas dispo-nibles para el diseño de las barrenas modernas e incluye los programas de simulación, modelado y análisis por elementos finitos. Algunos casos de estudio de las áreas marinas de África Occidental, Perú y EUA demostrarán el impacto que el incre-mento de la capacidad computacional está pro-duciendo en las operaciones de perforación.
El diseño de la sarta de perforación como un proceso iterativoEl objetivo del diseño de las barrenas de perforación es la creación de una barrena que, cuando se com-bine con el BHA, con la herramienta de fondo de pozo, con la formación a perforar y con los paráme-
tros de perforación correctos, exhiba un rendimiento óptimo como lo definen las siguientes variables:•ROP•durabilidad•estabilidad•orientabilidad•versatilidad.
Cada uno de estos parámetros métricos es considerado por el operador de acuerdo con las características específicas de la sección a perforar. Por ejemplo, si la obtención de una ROP alta es el factor principal en un intervalo dado, puede ser necesario sacrificar la durabilidad de la barrena para aumentar la velocidad de la perforación, lo que se traduce en un desgaste más rápido de la barrena. De un modo similar, si la orientabilidad es la preocupación principal, el operador puede verse obligado a utilizar una barrena menos agresiva y reducir la ROP.
Guiados por los objetivos del operador y las características de las formaciones a perforar, los diseñadores de barrenas consideran muchas opcio-nes para cada una de las facetas de estas herra-mientas. El diseñador debe optar primero entre una barrena de conos giratorios y una barrena de cortadores fijos (página anterior).
En las barrenas de conos giratorios, los conos giran en forma independiente al mismo tiempo que el BHA rota en el fondo del pozo. Cada cono posee estructuras de corte de acero cementado o insertos de carburo de tungsteno. Por su diseño, cortan y trituran como si fuesen cinceles, o pene-tran y rompen como si se tratara de palas, depen-diendo de la dureza de la formación.
Por el contrario, las barrenas de cortadores fijos, o barrenas de arrastre, poseen cuchillas inte-grales que giran juntas. Sus estructuras de corte de acero pueden incluir diamantes naturales sus-pendidos en la matriz de la cuchilla. El cuerpo de la barrena de cortadores fijos es una pieza colada de matriz de carburo de tungsteno o acero meca-nizado. Los cortadores fijos que consisten de un compuesto policristalino de diamante artificial (PDC), cizallan el fondo del pozo.5
Históricamente, las barrenas y los BHAs se escogían mediante un proceso de eliminación. Para un programa de perforación dado, los inge-nieros primero elegían una barrena en base a los
datos de pozos vecinos. El volumen y el valor de los datos varían de acuerdo con la localización, pero para los perforadores resultan de especial interés los registros de barrenas que incluyen el tipo y diseño de barrena utilizados, la ROP, los metros perforados por barrena y una clasificación exacta de barrenas de la Asociación Internacional de Contratistas de Perforación (IADC). Sobre la base de esta información, se escoge y se corre un tipo específico de barrena. Cuando el perforador determina que la barrena ha dejado de ser efec-tiva —por ejemplo, cuando la ROP se reduce por debajo de una tasa predeterminada— se extrae la sarta de perforación y se inspecciona la barrena. Hoy en día, este proceso empírico de selección de la barrena se mantiene en muchos programas de perforación.
Luego, la barrena se analiza para determinar el desgaste y la rotura de la estructura de corte. Históricamente, los perforadores aprendían a tra-vés de la experiencia cómo examinar una barrena usada, o barrena desgastada, para decidir qué tipo de barrena correr a continuación o qué modi-ficaciones efectuar al tipo de barrena en cuestión. En la década de 1950, la industria estableció directrices generales para relacionar los patro-nes de desgaste habituales de las barrenas con las posibles causas.6 En 1961, en respuesta a la necesidad de contar con un vocabulario en común y un método estándar de presentación de informes, la Asociación Americana de Contratistas de Perforación de Pozos Petroleros (AAODC) estableció el primer sistema de clasificación del desgaste de las barrenas. Este sistema clasificaba el desgaste de los dientes y los cojinetes en una escala de 1 a 4, en la que el número 4 indicaba la falta de un diente o la presencia de un diente totalmente romo (chato), o la falta o bloqueo de un cojinete. Al poco tiempo, el sistema se expan-dió para incluir una escala de 0 a 8 con un nivel adicional de detalle.7
En marzo de 1985, la IADC, sucesora de la AAODC, reconoció la necesidad de actualizar nue-vamente el sistema. Las barrenas han evolucio-nado desde la última actualización del sistema, sobre todo con la inclusión de los cojinetes de bancada y los insertos de carburo de tungsteno.8 El nuevo sistema fue adoptado en marzo de 1986.
3. Xianping et al, referencia 2.4. Brett JF, Warren TM y Behr SM: “Bit Whirl—A New
Theory of PDC Bit Failure,” SPE Drilling Engineering 5, no. 4 (Diciembre de 1990): 275–281.
5. Besson et al, referencia 1.
6. Bentson HG y Smith HC: “Rock-Bit Design, Selection and Evaluation,” artículo API 56-288, presentado en la Reunión de Primavera del Distrito de la Costa del Pacífico del API, División de Producción, Los Ángeles, Mayo de 1956.
7. Hampton SD, Garris S y Winters WJ: “Application of the 1987 Roller Bit Dull Grading System,” artículo SPE/IADC 16146, presentado en la Conferencia de Perforación de las SPE/IADC, Nueva Orleáns, 15 al 18 de marzo de 1987.
8. Hampton et al, referencia 7.
8 Oilfield Review
Por otro lado, un sistema de clasificación del des-gaste de las barrenas de cortadores fijos, creado en el año 1987, fue revisado en 1991 y presentado a la industria en 1992 (derecha).9
Con esta estandarización del análisis del des-gaste y la presentación de informes, fue posible crear registros de barrenas que pudieran utili-zarse para seleccionar las barrenas y los compo-nentes de la sarta de perforación para pozos similares. Smith, una compañía de Schlumberger, puso en marcha un Sistema de Registros de Perforación (DRS) en 1985. Hoy, esta base de datos de casi tres millones de carreras de barre-nas de perforación incluye registros de todos los campos de petróleo y gas del mundo. No obstante, aunque exhaustivos, estos registros contienen un componente de subjetividad que puede incidir en la vida útil y el rendimiento de la barrena entre un pozo y el siguiente. Por otra parte, el rendimiento de la barrena puede ser afectado por una signifi-cativa variación litológica dentro de un campo.
En las gestiones implementadas en el pasado para mejorar el rendimiento de perforación, los ingenieros utilizaron el diagrama de clasificación del desgaste de las barrenas para efectuar cam-bios en el diseño de la barrena, el BHA y los pará-metros de perforación después de cada carrera. Conforme se corría cada configuración nueva, los ingenieros analizaban el rendimiento de la barrena, la clasificaban y efectuaban los cambios perti-nentes en el sistema antes de perforar el tramo siguiente o el pozo siguiente. El proceso se reite-raba en sucesivos intentos para mejorar en forma incremental la ROP o la vida útil de la barrena.
En ciertos casos, estos cambios se traducían en un avance limitado entre un pozo y el siguiente, y el perforador tenía que reiniciar el proceso. Con frecuencia, el método iterativo experimen-taba al menos un éxito parcial ya que la ROP se incrementaba o bien la barrena lograba perforar más metros antes de ser reemplazada. Sin embargo, existen muchas historias de pozos en las que se observaron pocas mejoras después de muchas iteraciones, o, si el proceso iterativo demostraba ser exitoso, el éxito se lograba únicamente luego de muchos ciclos de tipo prueba y error. Un enfo-que iterativo es particularmente deficiente cuando el primer pozo incluye pocos datos de pozos veci-nos o el programa de perforación incluye sólo algu-nos pozos.
El proceso iterativo para el desarrollo de con-figuraciones óptimas de barrenas y BHA también es obstaculizado por diversos factores inherentes al proceso. Los ingenieros con experiencias dife-rentes extraen conclusiones disímiles a partir de patrones de desgaste esencialmente iguales; por
ejemplo, algunos ingenieros pueden descubrir la causa de un determinado patrón de desgaste luego de formular supuestos falsos. El más común de estos supuestos es que el peso de la sarta de perforación es transferido a la barrena de manera eficiente. El WOB incide directamente en la ROP. Un ingeniero puede asumir que la selección defi-ciente de la barrena está dificultando la ROP cuando en realidad el WOB, que es una función del diseño del BHA, es en efecto inferior al valor
calculado.10 Por el contrario, cuando el WOB es demasiado alto, la sarta de perforación y el BHA pueden flexionarse, lo que genera un pozo de mayor diámetro y produce vibraciones laterales destructivas ya que la barrena angular se acciona y corta la pared del pozo.
En 1987, se realizaron gestiones para corregir este posible escollo con la introducción del BHAP, un programa computacional para la pre-dicción del rendimiento del BHA. Las decisiones
> Clasificación de barrenas desgastadas. Mediante la utilización de una escala lineal que se extiende de 0 a 8, los ingenieros asignan un valor a los cortadores de las hileras internas y externas de las barrenas para indicar la magnitud del desgaste. Los números aumentan con la magnitud del desgaste; el 0 representa la falta de desgaste. El número 8 indica que no queda ningún cortador utilizable. El desgaste de los cortadores de PDC también se mide en una escala lineal que varía de 0 a 8 a través de la tabla de diamante —la sección de diamante por encima de la estructura de corte— sin importar la forma, tamaño, tipo o exposición del cortador. En la actualidad, el sistema de clasificación del desgaste de las barrenas adoptado por la IADC incluye códigos que clasifican tanto el desgaste de las barrenas de cortadores fijos (izquierda) como el desgaste de las barrenas de conos giratorios (derecha). El ingeniero que evalúa el daño de las barrenas utiliza un diagrama que incluye ocho factores asociados con las barrenas. Los primeros cuatro puntos de este diagrama (extremo superior) describen la estructura de corte. El tercero y séptimo espacios sirven para anotar las características de desgaste de la barrena, que son los cambios físicos más prominentes respecto de su estado en el momento de su manufactura. El cuarto espacio, la localización, indica la ubicación de las principales características de desgaste anotadas en el tercer espacio. Para las barrenas de cortadores fijos, se utiliza uno o más de los cuatro códigos de perfil para indicar la ubicación de la característica de desgaste detectada. El quinto punto, B, se refiere a los sellos de cojinetes y no es aplicable a las barrenas de cortadores fijos. Este espacio siempre se marca con una X cuando se clasifican las barrenas de cortadores fijos. El sexto punto, G, se refiere a la medición del calibre. El espacio correspondiente al calibre se utiliza para registrar el estado del calibre de la barrena. Si la barrena sigue estando en calibre, aquí se coloca la letra I. De lo contrario, se registra la magnitud de la condición de bajo calibre, redondeada a la décimo sexta parte de pulgada más cercana. Los últimos dos espacios, las observaciones, se utilizan para indicar las características del desgaste y el motivo por el que se extrajo la barrena.
Hilerasinternas
Hilerasexternas
Localiza-ción
Sellos decojinetes
Calibre1⁄16 pulgadas
Estructura de corte B G Observaciones
Motivo dela extracción
Característicadel desgaste
Otrascaracterísticas
Barrenas de conos giratorios
Código IADC para la clasificación del desgaste de barrenas
Barrenas de cortadores fijos
0
01
2 3
Hilerasinternas
Hilerasexternas
4
5
6
7
Cono 1
Cono 2
Cono 3
Estructura de corte interna(todas las hileras internas)
Estructura decorte externa
(hilera del calibresolamente)
1 2 3 4 5 6 7 8
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relacionadas con el diseño del BHA incluyen el tipo, localización, forma y tamaño de todos los componentes situados por encima de la barrena. Antes de la introducción del BHAP, los ingenieros se basaban en modelos matemáticos que utiliza-ban descripciones de los componentes del BHA para predecir el WOB. Estos modelos eran bidi-mensionales, estáticos y utilizaban una curvatura de pozo constante.11
Si bien fue diseñado para ser simple y de ese modo minimizar el tiempo de cómputo, el BHAP constituyó un avance respecto de las prácticas previas que tendían a considerar el rendimiento de la barrena en forma aislada. Para la implemen-tación de procesos de modelado más complejos fue preciso esperar a disponer de una capacidad computacional que permitiera manejar volúme-nes masivos de datos y cálculos a un costo y una velocidad razonables.
Una respuesta elementalCuando se introdujo el BHAP, los ingenieros dis-ponían de una herramienta poderosa para gene-rar una descripción más integral y más precisa de la sarta de perforación. En la década de 1940, científicos y matemáticos que procuraban anali-zar las vibraciones producidas en maquinarias complejas introdujeron al mundo el análisis por elementos finitos (FEA). El FEA involucra el modelado 2D o 3D y utiliza un sistema complejo de nodos para crear una cuadrícula denominada malla FEA. Esta malla se puebla con las propie-dades de los materiales y las propiedades estruc-turales, que definen cómo reaccionará el sistema a las condiciones de carga. En todo el material, la densidad de los nodos depende de los niveles de esfuerzo anticipados de un área determinada.
Para concentrar la capacidad computacional donde se necesita, las regiones que reciben gran-des cantidades de esfuerzos normalmente exhiben mayor densidad de nodos que las que experimen-tan esfuerzos escasos o nulos. Desde cada nodo, un elemento de la malla se extiende hasta cada uno de los nodos adyacentes (arriba).12
En la década de 1970, el análisis FEA era uti-lizado normalmente por los ingenieros mecáni-cos, si bien su aplicación se mantuvo limitada a unos pocos usuarios que podían disponer de la capacidad computacional necesaria. En conse-cuencia, la mayoría de los cómputos asociados con la optimización de la perforación se basaban más en datos de pozos vecinos que en las técnicas FEA para planificar los pozos. Las pruebas de estos programas para evaluar y predecir el com-portamiento de la sarta de perforación y de la barrena se limitaban al análisis estático o de estado estacionario, diseñado para entender una parte específica del sistema en un momento determinado. Estas evaluaciones resultaron más útiles como descripciones postmortem de las fallas del sistema de perforación y sólo identifica-ron una fracción del problema.13
Para optimizar la selección y la localización de los componentes de la barrena y de la sarta de
perforación, los ingenieros necesitaban entender la interacción dinámica de todos los compo-nentes a medida que avanzaba la perforación. Finalmente, esto fue posible con la difusión de las computadoras de alta velocidad y gran capacidad en la década de 1990. Los ingenieros comenzaron a recrear digitalmente y analizar los sistemas de perforación y su comportamiento con el tiempo, en forma relativamente rápida y a un costo razo-nable. En vez de efectuar pruebas de campo cos-tosas y prolongadas, los ingenieros —provistos ahora de capacidades de modelado dinámico— comenzaron a precisar la causa de la falla de los sistemas de perforación para luego probar las soluciones utilizando un prototipo virtual.
Los modelos dinámicos pueden ser corridos para analizar el comportamiento de los componen-tes individuales, tales como la barrena o el BHA, o pueden abordar todo el sistema en conjunto. Las fuerzas y momentos netos que actúan sobre una barrena se obtienen a partir de las sumas vectoriales de las contribuciones de los cortado-res individuales. Las fuerzas de las barrenas de cortadores fijos se obtienen a partir de datos de pruebas de laboratorio; las fuerzas de los insertos de las barrenas de conos giratorios se basan en modelos simples de trituración y cizalladura.
9. Brandon BD, Cerkovnik J, Koskie E, Bayoud BB, Colston F, Clayton RI, Anderson ME, Hollister KT, Senger J y Niemi R: “First Revision to the IADC Fixed Cutter Dull Grading System,” artículo IADC/SPE 23939, presentado en la Conferencia de Perforación de las SPE/IADC, Nueva Orleáns, 18 al 21 de febrero de 1992.
Brandon BD, Cerkovnik J, Koskie E, Bayoud BB, Colston F, Clayton RI, Anderson ME, Hollister KT, Senger J y Niemi R: “Development of a New IADC Fixed Cutter Drill Bit Classification System,” artículo IADC/SPE 23940, presentado en la Conferencia de Perforación de las IADC/SPE, Nueva Orleáns, 18 al 21 de febrero de 1992.
10. Williamson JS y Lubinski A: “Predicting Bottomhole Assembly Performance,” artículo IADC/SPE 14764, presentado en la Conferencia de Perforación de las IADC/SPE, Dallas, 10 al 12 de febrero de 1986.
11. Williamson y Lubinski, referencia 10.12. “Introduction to Finite Element Analysis,” http://www.
sv.vt.edu/classes/MSE2094_NoteBook/97ClassProj/num/widas/history.html (Se accedió el 8 de febrero de 2011).
13. Frenzel MP: “Dynamic Simulations Provide Development Drilling Improvements,” artículo OTC 19066, presentado en la Conferencia de Tecnología Marina, Houston, 30 de abril al 3 de mayo de 2007.
>Malla FEA. Una malla FEA representa un cuerpo modelado —en este caso una sarta de perforación— con los elementos de la malla que se conectan en los nodos (líneas negras) con los componentes críticos que afectan el desempeño de la perforación. Esta malla se utiliza en el programa IDEAS para optimizar las estructuras de corte de la barrena (cilindros negros). En este caso, los parches rojo y verde indican que las fuerzas laterales ejercidas sobre la barrena durante esta simulación están siendo impuestas sobre el calibre de una cuchilla (rojo), más que sobre las otras cinco cuchillas (verde).
10 Oilfield Review
Las ecuaciones de movimiento se integran utili-zando un procedimiento de incrementos de tiempo variable.14 Para el cuerpo de la barrena se consi-deran seis grados de libertad (DOF): tres trasla-ciones y tres rotaciones. Para las barrenas de conos giratorios, las funciones DOF pueden ser conmutadas para simular un cono atascado.15
El modelado dinámico Los ingenieros primero aplicaron el modelado dinámico a las operaciones de perforación para mejorar la eficiencia y proteger los componentes costosos de fondo de pozo de las vibraciones des-tructivas de la sarta de herramientas. Este método incluía la planeación, el monitoreo en tiempo real y el análisis detallado posterior a las tareas.
Durante la planeación, los ingenieros identifi-can las disfunciones dinámicas probables que
causan el rebote, el aplastamiento-deslizamiento de la barrena, y el movimiento en forma de remo-lino de la barrena y el BHA. Luego, se utilizan los modelos matemáticos para diseñar los BHAs en base al control direccional y la ROP deseada y para contrarrestar las disfunciones previstas. Los sensores de fondo de pozo y de superficie monitorean las vibraciones relacionadas con dis-funciones. Sobre la base de las mediciones obteni-das con los sensores, los resultados de los modelos y la experiencia previa en operaciones de perfora-ción en el campo, los ingenieros ajustan los pará-metros de perforación para optimizar la ROP y minimizar las vibraciones destructivas.16
Normalmente, la estabilidad dinámica de la barrena se establece a través de pruebas de labo-ratorio que determinan la ROP o el WOB que obli-gará a la barrena a volverse inestable a una
velocidad de rotación dada. El modelado de la dinámica de la barrena permite al fabricante eli-minar los diseños deficientes antes de la fabrica-ción de las barrenas y determinar los rangos óptimos de velocidad de rotación para un diseño y un ambiente de fondo de pozo dados.
Las simulaciones de la dinámica de la sarta de perforación se basan en métodos de elemen-tos finitos. Como los modelos de la dinámica de las barrenas, cada nodo del modelo BHA posee seis DOF y las ecuaciones de movimiento se inte-gran utilizando un procedimiento de incremen-tos de tiempo variable. Cuando los modelos de la dinámica de la sarta de perforación y la barrena se combinan, se pueden predecir y evitar así las disfunciones que obstaculizan el rendimiento de la perforación.
En la década de 1990, los científicos de Smith introdujeron un programa FEA integral destinado a modelar con precisión todo el sistema de perfo-ración. El sistema integrado de análisis dinámico de ingeniería IDEAS predice el rendimiento de la barrena de perforación como parte de todo un sis-tema de perforación (izquierda). Basado en datos físicos de entrada y de la mecánica de perfora-ción, obtenidos en laboratorios, este sistema uti-liza un equipo que caracteriza con precisión la mecánica interactiva de la estructura de corte durante los procesos de trituración y cizalladura, en una amplia gama de muestras de rocas.
Estos datos de entrada, obtenidos a partir de una serie de pruebas de indentación y raspado, son adquiridos bajo presiones controladas en un laboratorio para reflejar la interacción dinámica existente entre la estructura de corte de una barrena y una muestra de roca específica (próxima página). Los experimentos cuantifican las fuerzas reales de los cortadores y los recortes generados en términos de magnitud y orientación, tanto como una función de los mecanismos de falla de las rocas como de las tasas de remoción de las mismas. Estos datos se utilizan luego para el análisis de diseños, en litologías comparables con la aplicación de campo específica. En ciertos casos, estas pruebas se llevan a cabo en muestras de núcleos reales obtenidas en pozos vecinos cer-canos al pozo nuevo. El modelo de simulación puede incorporar barrenas de conos giratorios o bien barrenas de cortadores fijos.
También a comienzos de la década de 1990, Smith desarrolló el sistema de optimización de las barrenas de perforación DBOS, que permite a los ingenieros caracterizar cada intervalo de interés en términos de la resistencia a la compre-sión no confinada (UCS) de la roca, un índice de abrasión y un índice del impacto de la roca sobre los cortadores. Sobre la base de esta evaluación,
> Diseño de los cortadores. Los ingenieros especialistas en diseño de barrenas comienzan con una estructura de corte inicial (cilindros negros) modelada dentro del programa IDEAS. Cada cortador de cada cuchilla es analizado utilizando vectores de fuerza (líneas verdes y rojas), que representan los componentes del esfuerzo de corte. La longitud de los vectores representa la magnitud de la fuerza relativa. El color representa la profundidad del corte, de acuerdo con la escala. Los ingenieros utilizan esta información para posicionar cada estructura de corte en términos de altura por encima de la superficie de la cuchilla, su radio considerado desde el centro de la barrena, el ángulo superior de inclinación y el ángulo de inclinación lateral, el tamaño del cortador y su ángulo de perfil. El ángulo superior de inclinación es el ángulo de la cara del cortador con respecto al fondo del pozo, y el ángulo de inclinación lateral se refiere a su ángulo con respecto al radio de la cara de la barrena.
Baja
Profundidad del corte
Alta
Volumen 23, no. 2 11
el sistema define luego el tipo y las característi-cas de la barrena adecuada con la cual perforar cada cambio de intervalo de profundidad. A lo largo de los años, Smith ha creado una base de datos de estudios DBOS, que incluye los tipos de barrenas y las formaciones perforadas. La base de datos de caracterización de formaciones DBOS, combinada con las simulaciones IDEAS, permite que los ingenieros seleccionen los archivos de prue-bas de rocas correctos para una aplicación dada.
Los datos del laboratorio IDEAS sobre rocas y mecánica de cortadores se importan en un ambiente de perforación virtual junto con la infor-mación relacionada con la barrena de perforación específica a evaluar. Esta evaluación incluye los siguientes elementos:•localizaciónprecisa,propiedadesdelmaterial
y dimensiones de los cortadores•datos dimensionales de los componentes de
fondo de pozo y las características físicas de cada elemento del BHA
•geometríadelpozopropuesto•parámetrosoperativosplanificados.17
Por consiguiente, el rendimiento de la barrena puede ser examinado en un ambiente confinado durante la etapa inicial de desarrollo del diseño. El proceso predice además el rendimiento de la barrena y considera al mismo tiempo el BHA, la geometría del pozo, los parámetros de perforación y las variaciones litológicas. Todo esto se realiza en una simulación dinámica que considera las influen-cias sobre la barrena, lo más similares posibles a las que ésta encontrará durante la perforación.
Los datos de salida resultantes permiten que los diseñadores ajusten el rendimiento proyec-tado de la barrena a los objetivos de perforación, tales como la ROP, los metros perforados por barrena y las características direccionales especí-ficas. Los diseñadores utilizan el software IDEAS como una herramienta interactiva para compro-bar los efectos de los cambios iterativos de las
características de la barrena sobre el desempeño integral en aplicaciones específicas. Los progra-mas de modelado revelan cómo los cambios suti-les de la posición y la orientación de un cortador afectan significativamente el rendimiento de la perforación y la estabilidad dinámica de la barrena y el BHA. El ingeniero puede optimizar rápida-mente el diseño y utilizar luego el proceso de modelado para certificar las capacidades de rendi-miento de cada barrena a través de una metodolo-gía de modelado y simulación dinámicos.18
En busca de problemasEn el año 2004, Smith comercializó el sistema de perforación diseñado i-DRILL. Este servicio de inge-niería utiliza la plataforma del programa IDEAS con el fin de identificar cuantitativamente las fuerzas, las vibraciones y la ROP para un sistema de perfo-ración complejo específico a lo largo del tiempo.
El sistema prueba los efectos dinámicos del tipo de barrena, el diseño del BHA, el mecanismo de transmisión y los parámetros de perforación como una función del tamaño del pozo y de las caracte-rísticas de la formación. Este modelo de simula-ción de perforación FEA utiliza más de un millón de líneas de código para describir con precisión todo el sistema de perforación.
La simulación se crea mediante la combinación de un modelo de barrena-corte de roca, basado en extensivas pruebas de laboratorio, con el análisis FEA de la barrena y la sarta de perforación. Luego, los ingenieros de diseño evalúan el compor-tamiento de diversas combinaciones de barrenas, componentes y configuraciones de la sarta de per-foración, parámetros de superficie y presiones de sobrebalance. El comportamiento dinámico de todo el sistema de perforación puede ser analizado a través de múltiples formaciones geológicas con
14. Los algoritmos que utilizan un procedimiento con incrementos de tiempo variables monitorean la precisión de la solución en forma permanente, durante el transcurso del cómputo, y modifican de manera adaptativa el tamaño del incremento de tiempo para mantener un nivel de precisión consistente. El tamaño del incremento puede cambiar muchas veces durante el transcurso de los cómputos; se utilizan incrementos de tiempo más grandes cuando la solución varía lentamente e incrementos más pequeños cuando la solución varía rápidamente.
15. Dykstra MW, Neubert M, Hanson JM y Meiners MJ: “Improving Drilling Performance by Applying Advanced Dynamics Models,” artículo SPE/IADC 67697, presentado en la Conferencia de Perforación de las SPE/IADC, Ámsterdam, 27 de febrero al 1º de marzo de 2001.
16. Dykstra et al, referencia 15.17. Garrett I, Teggart B y Tetley N: “FEA Modeling System
Delivers High-Angle Well Bore Through Hard Formations,” E&P 83, no. 9 (Septiembre de 2010): 68–71.
18. Garrett et al, referencia 17.
> Pruebas de raspado e indentación. Un inserto de cono giratorio (extremo superior) raspa una muestra de roca —mármol de Carthage en este caso— con una resistencia a la compresión no confinada (UCS) de 3 000 lpc [20,7 MPa], en diversas profundidades de corte (DOC). En la gráfica (extremo inferior), la fuerza vertical medida (rojo) y las DOCs (verde) se registran para los diversos ángulos de los cortadores. Luego, se carga esta información en la aplicación IDEAS como un archivo de rocas, que es específico de esta combinación de roca y cortador.
Fuer
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adas12 000
10 000
8 000
6 000
4 000
2 000
00 60 120
Ángulo del cortador, grados
Variación de la fuerza vertical con los incrementos de las DOC
180 240
0,18
0,20
0,14
0,16
0,10
0,12
0,06
0,08
0,04
0
0,02
12 Oilfield Review
una resistencia a la compresión, ángulo de echado, homogeneidad y anisotropía variables, para lograr un rendimiento de la perforación óptimo a través de las transiciones formacionales.
El proceso i-DRILL integra datos de pozos veci-nos, mediciones de superficie y de fondo de pozo, y el conocimiento de los productos y aplicaciones disponibles, como parte del proceso de diseño. Además, considera parámetros geométricos deta-llados de entrada y datos de mecánica de las rocas. Estos datos de entrada permiten que los ingenie-ros simulen una operación de perforación espe-cífica y de ese modo evalúen y, a través del análisis dinámico corrijan, las causas raíces del comporta-miento ineficiente y perjudicial del BHA. El sis-tema i-DRILL crea simulaciones de perforación dinámicas que ayudan a los ingenieros a visuali-zar el ambiente de fondo de pozo antes de proce-der a la perforación; esto es lo opuesto a contar solamente con análisis estáticos, que proveen sólo un pequeño corte de datos para un punto fijo en el tiempo.
El proceso de modelado i-DRILL comienza mediante la utilización de los datos de pozos veci-nos disponibles para calibrar el software de simu-
lación para cada aplicación. El conjunto de datos puede incluir lo siguiente:•detalles sobre las características físicas de
toda la sarta de perforación, el BHA y la barrena de perforación
•levantamientos direccionales y registros decalibrador para caracterizar la geometría del pozo
•parámetrosoperativosdesuperficieydefondode pozo, tales como el WOB, el esfuerzo de tor-sión y las rpm
•datosderegistrosdelodoyderegistrosadquiri-dos con herramientas operadas a cable para eva-luar las formaciones que se están perforando.
Los diseñadores utilizan esta información para construir un modelo computacional del arreglo de perforación del pozo vecino, las forma-ciones y el pozo (arriba). El programa simula la operación del arreglo de perforación como una función del tiempo. Dado que permite el análisis de la litología específica de interés y del comporta-miento de cada componente del BHA, cualquier comportamiento sospechoso es identificado, cuan-tificado e ilustrado utilizando las capacidades gráficas avanzadas del sistema. Mediante piezas
cortas de video se ilustra con precisión lo que ocurriría en el fondo del pozo. El proceso identi-fica las disfunciones que producen daños y redu-cen la eficiencia, tales como las fuerzas de contacto altas de los sistemas de perforación rotativa direccional (RSS), el movimiento en forma de remolino de la barrena y los momentos flectores excesivos.
Una vez identificadas las causas subyacentes de las características de perforación indeseadas, el ingeniero puede reconfigurar el arreglo de per-foración modelado y utilizar los análisis de simu-lación para corregir los problemas. Las medidas correctivas pueden incluir la adopción de una barrena de perforación diferente, el intercambio de estabilizadores por rectificadores, el reposi-cionamiento de los componentes individuales del BHA, la modificación de los parámetros de opera-ción, o combinaciones de modificaciones que pro-ducirán mejoras significativas en el rendimiento.
Por último, el software genera un informe glo-bal que documenta los resultados y el proceso de análisis, que los diseñadores pueden presentar al operador. Ese informe contiene los resultados de cada simulación e identifica todos los cambios
>Modelado de la operación de una barrena de dientes fresados. Esta vista de la aplicación de una barrena de dientes fresados, generada con el software i-DRILL, incluye fuerzas de desplazamiento y contacto en los patines del sistema de perforación rotativa direccional (RSS) (rectángulos azules, extremo superior izquierdo). En este caso, un corte transversal del RSS orientado a lo largo del eje de la sarta de perforación muestra que la herramienta se encuentra centrada. Esto indica que no existe ninguna fuerza de contacto sobre los patines, lo que significa que la trayectoria del pozo no está siendo modificada en el instante en que se registran los datos. Se muestra el patrón producido por la barrena en el fondo del pozo (extremo inferior izquierdo) al igual que los puntos de contacto críticos entre el BHA y la pared del pozo a lo largo del BHA (líneas rojas, derecha).
Volumen 23, no. 2 13
potenciales que podrían efectuarse en el arreglo de perforación y el efecto que cada cambio pro-duciría en el rendimiento de la perforación. Luego, el operador puede seleccionar la mejor opción para satisfacer los objetivos de perforación, minimizar los problemas y mejorar el rendimiento.19
Los sistemas de modelado dinámico permiten a los ingenieros procesar una multitud de simulacio-nes que representan cualquier combinación de opciones en materia de barrenas de perforación, componentes del arreglo de perforación, diseño de sartas de perforación, localización de los compo-nentes y parámetros operativos. Dado que el método es altamente preciso, los ingenieros pueden eva-luar cuantitativamente diversos escenarios y luego optar por una solución en la que se logre un desem-peño específico en la operación de perforación. Este método ayuda a identificar los límites técni-cos operacionales, lo que evita el NPT, y elimina
las ineficiencias producidas por operar muy por debajo de los límites técnicos. Además, ayuda al operador a evitar viajes innecesarios para cam-biar las barrenas y los BHAs, que son el resultado de utilizar métodos de prueba y error para resolver desafíos de perforación determinados.
El proceso de modelado dinámico fue utili-zado en el año 2007, después de que Tullow Oil plc perforara los pozos de exploración exitosos —Mahogany-1, Mahogany-2 y Hyedua-1— en el área marina de Ghana, África Occidental, lo que con-dujo al descubrimiento del campo Jubilee. Los resultados de tres pozos de evaluación perforados en el año 2008 confirmaron que el campo corres-ponde a una trampa estratigráfica continua.
El campo Jubilee es uno de los pocos desarro-llos de aguas profundas del mundo que contiene formaciones duras y abrasivas a través de las sec-ciones de interés. Los ingenieros identificaron
estas formaciones desafiantes durante la perfora-ción de los primeros cuatro pozos de la región. Con los datos de registros de los primeros tres pozos de prueba, un programa de mecánica de rocas cuantificó la UCS de la formación entre 6 000 lpc y 10 000 lpc [41,4 MPa y 68,9 MPa] con intercalacio-nes de turbiditas de hasta 25 000 lpc [172 MPa] (arriba).
Debido a las dificultades observadas en los primeros cuatro pozos, el operador encargó la ejecución de un estudio i-DRILL completo, basado en todos los datos disponibles. Este estu-dio recomendó la utilización de una barrena ini-cial de PDC de siete cuchillas para perforar un punto de un núcleo planificado. Después de la operación de extracción de núcleos, se reco-
19. Garrett et al, referencia 17.
> Registros de pozos del campo Jubilee. Para determinar la litología y la UCS, se utilizaron las interpretaciones de los registros sónicos y de rayos gamma de cuatro tramos de 121/4 pulgadas de los pozos del campo Jubilee perforados a diferentes profundidades. El primer carril, correspondiente a la litología, incluye lutitas (verde), areniscas (rojo) y margas (azul). El segundo carril muestra la UCS (línea azul oscuro) y la porosidad (sombreado aguamarina).
3 300
psi 30 0000UCS
Prof.,m
Hyedua-1 Odum-1 Mahogany-1 Mahogany-2 J-02
3 350
3 400
3 450
3 500
3 550
3 600
3 650
3 700
3 750
3 800
2 100
2 150
2 200
2 250
3 500
3 550
3 600
3 650
3 700
3 750
3 800
2 500 3 600
3 650
3 700
3 750
3 800
3 850
3 900
3 950
4 000
4 050
4 100
4 150
4 200
2 550
2 600
2 650
2 700
2 750
2 800
2 850
2 900
2 950
3 000
3 050
3 100
3 150
3 200
3 250
3 300
3 350
3 400
2 300
2 350
2 400
2 450
2 500
2 550
2 600
2 650
2 700
2 750
2 800
2 850
2 900
2 950
3 000
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3 100
3 150
3 200
050 %% % % %Porosidad Prof.,
mProf.,
mProf.,
mProf.,
m
psi 30 0000UCS
050Porosidad
psi 30 0000UCS
050Porosidad
psi 30 0000UCS
050Porosidad
psi 30 0000UCS
050Porosidad
14 Oilfield Review
mendó una barrena de PDC más durable de nueve cuchillas. Cuando el operador perforó el primer pozo de evaluación —Hyedua-2— la pri-mera barrena se desgastó rápidamente una vez que comenzó a penetrar el yacimiento, reconfir-mando la naturaleza abrasiva del yacimiento.20
La barrena más durable fue corrida por debajo de la sección de la que se extrajo el núcleo, pero luego de perforar sólo una distancia corta, fue extraída en respuesta a una baja ROP. Una vez recuperada, también se observó que la barrena se encontraba intensamente desgastada. El proceso i-DRILL predijo con éxito qué barrenas confor-marían un sistema estable; esto permitió a los ingenieros centrar su atención más concreta-mente en la durabilidad de la barrena.
Mediante la utilización de un sistema de mode-lado basado en el análisis FEA, los ingenieros pusieron en marcha una serie de pruebas virtuales para identificar una barrena de PDC optimizada para la sección de interés. Mientras que los inge-nieros analizaron los resultados del pozo Hyedua-2 y desarrollaron un diseño mejorado de barrena y cortador, el operador perforó tres pozos de desa-rrollo más y probó diversos diseños de barrenas.
En el año 2009, se fabricó una barrena optimi-zada. Al mismo tiempo, Smith desarrolló el corta-dor patentado de PDC ONYX, altamente resistente a la abrasión, que fue incorporado en la barrena optimizada. En su primera aplicación en el pozo J-02, perforó toda la sección dura y abrasiva de 121/4 pulgadas en una sola carrera. La refinación posterior de la barrena mejoró el rendimiento. Luego, los ingenieros enfocaron su atención en el diseño del BHA en un esfuerzo para reducir los altos niveles de vibración que causaban la falla de la herramienta LWD, lo que a su vez obligó al ope-rador a obtener registros con herramientas opera-das con cable que demandan mucho tiempo.
El problema fue abordado mediante el análi-sis del pozo vecino más reciente, el J-02, en un estudio i-DRILL de seguimiento cuyo enfoque se centró en los fenómenos de atascamiento-desli-zamiento y vibraciones laterales. Primero, los ingenieros identificaron las condiciones existen-tes en el pozo, que producían fenómenos de atas-camiento-deslizamiento y movimientos de la barrena en forma de remolino; luego, reflejaron esas condiciones en una simulación. Después de entender mejor la dinámica de perforación del pozo, los ingenieros corrieron las simulaciones utilizando un BHA, un WOB y velocidades de rota-ción variables.
A partir de estos resultados, los ingenieros recomendaron cambios en la configuración del BHA y optimizaron los rangos de operación para el WOB y la velocidad de rotación; además, recomen-daron la misma barrena pero con un motor para asistir un sistema RSS de “empuje de la barrena.” Éste se utilizó con éxito en los tres pozos siguien-tes, J-05, J-11 y J-12. Los esfuerzos posteriores de optimización de la barrena, enfocados en los parámetros de perforación, permitieron a los ingenieros mantener estos éxitos utilizando el sistema RSS únicamente.
Estas recomendaciones fueron aplicadas en el pozo J-05, que requirió una sección tangente con una inclinación de 49° antes de alcanzar la TD a 4 192 m [13 753 pies]. Los resultados inclu-yen un mejoramiento de la ROP, que pasó de 8,9 a 21,1 m/h [29,2 a 69,2 pies/h] y un ahorro propor-cional del tiempo de equipo de perforación de aproximadamente USD 1 millón/día. Cuando se recuperaron, la barrena, la herramienta LWD y el sistema RSS se encontraban en buen estado debido a una reducción de la vibración respecto de los del pozo J-02. El desempeño de perforación de los tres pozos vecinos indicó que la nueva
barrena de PDC perforó un metraje 165% supe-rior, con un incremento del 122% de la ROP, en tanto que el intervalo de interés se perforó en una sola carrera (arriba).21
Este sistema fue utilizado en los dos pozos siguientes, J-11 y J-12. Los esfuerzos posteriores de optimización de las barrenas, enfocados en los parámetros de perforación, permitieron a los ingenieros mantener estos éxitos utilizando el sistema RSS únicamente.
Desde julio de 2009, con parámetros y un BHA optimizados, el operador utiliza barrenas del mismo diseño para perforar todas las secciones salvo una de 121/4 pulgadas, en una sola carrera.
Casos de necesidades especialesAlgunos escenarios de perforación son inheren-temente más difíciles de optimizar que otros. Por ejemplo, los pozos profundos a menudo plan-tean a los perforadores un escenario particular-mente desafiante en el que el agujero inicial, mientras es perforado, necesita ser agrandado o ensanchado, más allá del tamaño de la barrena. Para satisfacer esta necesidad, el BHA a menudo incluye una herramienta que incluye un rectifica-dor y un dispositivo para aumentar el diámetro del pozo (ensanchador), localizada por encima de la barrena (próxima página). Una vez iniciada la per-foración en un tramo de pozo a ensanchar, los inge-nieros envían una señal que expande las cuchillas del rectificador, lo cual crea una herramienta de corte de mayor diámetro que el diámetro interno de la sarta de revestimiento previa. El objetivo de la operación consiste en anticipar la reduc-ción del diámetro del pozo, cuando se instalan muchas sartas de revestimiento cada vez más pequeñas a lo largo de las zonas de transición encon-tradas durante la perforación de pozos profundos. Esta estrategia también se emplea extensiva-
> Detalles de las carreras en la sección de 121/4 pulgadas. En comparación con los promedios de los pozos vecinos (marrón), la barrena de PDC recién diseñada, corrida en los pozos J-05, J-11 y J-12 (verde), perforó 165% más metros, con un incremento de la ROP del 122%. La barrena se encontraba en buen estado al ser extraída.
Nombredel pozo Número
Fecha deinicio de laperforación
Tipo debarrena
Extracción,m
Perforado,m Horas
ROP,m/h
Inclinación,grados BHA I O C L #1
Clase de barrenas
#2 #3 G O R
Hyedua
Hyedua
Hyedua
Jubilee
Jubilee
Jubilee
Jubilee
02
02
02
02
05
11
12
25 de oct. de 2008
25 de oct. de 2008
25 de oct. de 2008
11 de abr. de 2009
22 de jul. de 2009
8 de ago. de 2009
31 de ago. de 2009
TCI = inserto de carburo de tungsteno. Código de clasificación de barrenas: I = estructura de corte interna; O = estructura de corte externa; C = cono; L = localización; S = faldón; A = todas las áreas; #1, #2, #3 = cojinete; E = efectividad del sello; X = sin cojinetes; G = calibre; O = otras características de desgaste; LT = pérdida de cortador; NO = sin características de desgaste; WT = cortadores gastados; RO = remoción del anillo; R = motivo de la extracción; CP = punto de extracción del núcleo; PR = velocidad de penetración; TD = profundidad total, profundidad de entubación.
PDC 6
PDC 4
TCI 527
PDC 5
PDC 5
PDC 5
PDC 5
3 393
3 565
3 663
4 215
4 192
4 213
4 292
996
57
98
1 135
1 702
1 481
1 349
56,0
18,5
48,5
126,6
80,5
90,5
71,1
17,8
3,1
2,0
9,0
21,1
16,4
19,0
14
Vertical
Vertical
38
49
40
44
BHA 8
Rotativo
Rotativo
BHA 8
BHA 12
BHA 12
BHA 12
2
1
5
3
1
2
3
8
2
4
4
2
3
8
RO
WT
BT
WT
WT
WT
WT
S
S
A
A
S
S
S
X
X
E
X
X
X
X
X
X
E
X
X
X
X
X
X
E
X
X
X
X
1
1
2
1
1
1
2
LT
NO
WT
CT
NO
NO
RO
CP
PR
TD
TD
TD
TD
TD
Volumen 23, no. 2 15
mente en operaciones de aguas profundas, en las que deben utilizarse muchas sartas de revesti-miento para controlar las pérdidas de fluido de perforación ya que la ventana de presión de poro y gradiente de fractura se estrecha rápidamente. Con un pozo de mayor diámetro también se puede abordar el desafío que plantean las ventanas de perforación pequeñas mediante las caídas de pre-sión por fricción reducidas en el espacio anular, lo que genera una densidad de circulación equiva-lente (ECD) más baja. El resultado buscado es un huelgo interno suficientemente grande, a través de la sarta de la tubería de revestimiento de pro-ducción, para admitir todo el equipamiento de terminación necesario.
El ensanchamiento del pozo durante la perfo-ración puede ser problemático en ciertas situa-ciones. En combinación con los motores de fondo de pozo o los arreglos de sistemas de perforación rotativa direccional, el rectificador debe ser sufi-cientemente sólido para soportar el peso adicio-
nal del arreglo direccional suspendido por debajo de éste y, así y todo, mantener una flexibilidad suficiente para producir un pozo de calidad a tra-vés de los cambios de trayectoria que a veces son significativos. No obstante, quizás los desafíos más grandes para el diseñador del BHA y de la barrena son las dificultades que surgen cuando el rectificador y la barrena están penetrando forma-ciones de diferente dureza. Esta diferencia puede hacer que se perfore a velocidades diferentes, lo cual genera vibraciones torsionales y laterales en la sarta de perforación.
En el campo Pagoreni, la compañía operadora Pluspetrol estaba experimentando problemas de vibraciones que producían una ROP inaceptable-mente baja y la destrucción de las costosas herra-mientas de obtención de mediciones de fondo de pozo. El campo Pagoreni se encuentra ubicado en tierra firme, en una faja plegada y corrida andina, en la porción sur de la cuenca del río Ucayali de Perú. Pluspetrol comenzó a desarrollar el campo
en mayo de 2006. El pozo desviado Pag1001D alcanzó la profundidad de 3 139 m [10 300 pies] a aproximadamente 1,6 km [1 mi] al sudeste de la localización de superficie y confirmó la presencia de cantidades comerciales de gas húmedo en la formación Nía Superior. Esta situación condujo a la compañía operadora a lanzar un programa de desarrollo de seis pozos, destinados a recuperar un volumen estimado de reservas recuperables proba-das y probables de 99 100 millones de m3 [3,5 Tpc].
En los primeros tres pozos se desarrollaron problemas de vibraciones, mientras la compañía operadora estaba perforando un agujero piloto de 105/8 pulgadas que fue ensanchado hasta alcanzar 121/4 pulgadas, utilizando un rectificador expansible. En estos pozos se planteaban problemas de atas-camiento-deslizamiento y altas vibraciones axiales y laterales durante la perforación de las secciones tangentes. Los enfoques de tipo prueba y error respecto de los cambios del BHA permitían ali-viar levemente las vibraciones axiales y laterales, pero exacerbaban la severidad del fenómeno de atascamiento-deslizamiento.22
La sección problemática incluía la siguiente secuencia estratigráfica:•La formación Vivián: una arenisca cuarzosa
friable dura, fina a muy fina, con una UCS de 11 000 lpc [75,8 MPa]
•Chonta Superior: una formación de arcilla ylutita de naturaleza blanda y calcárea con una UCS de 5 000 lpc [34,5 MPa]
•ChontaInferior:capasdecalizaduraconunaUCS de 14 000 lpc [96,5 MPa].
Imposibilitada de superar las disfunciones de perforación a través de procesos iterativos, la compañía operadora solicitó al equipo de inge-niería i-DRILL de Smith la optimización del diseño del BHA y la selección de la barrena de PDC para su cuarto pozo Pag1004D. El equipo de trabajo comenzó organizando los datos y la infor-mación de pozos vecinos sobre las prácticas de perforación de los tres pozos problemáticos pre-vios: Pag1001D, Pag1002D y Pag1003D.
20. Murphy D, Tetley N, Partin U y Livingston D: “Deepwater Drilling in Both Hard and Abrasive Formations; The Challenges of Bit Optimisation,” artículo SPE 128295, presentado en la Conferencia Técnica de África Septentrional de la SPE, El Cairo, 14 al 17 de febrero de 2010.
21. Murphy et al, referencia 20. 22. Cassanelli JP, Franco M, Pérez J, Páez LC, Pinheiro C
y Frenzel M: “Dynamic Simulation: Solving Vibration/Stick-Slip Issues Achieves Record ROP, Pagoreni Field, Perú,” presentado en el Sexto Seminario Internacional sobre Exploración y Explotación de Hidrocarburos (INGEPET), Lima, Perú, 13 al 17 octubre de 2008.
> Rectificador–ensanchador del pozo. Un rectificador está diseñado de manera tal que su estructura de corte puede expandirse hasta alcanzar un tamaño mayor que el diámetro de la barrena piloto, una vez que ambos salieron de la zapata de entubación e ingresaron en el intervalo a ensanchar. Este rectificador concéntrico incluye un diseño de tipo mecanismo de extensión y bloque de cortador de una sola pieza. El sistema de accionamiento de tipo machihembrado pasa por debajo de los bloques de la estructura de corte de la formación de PDC y la ensancha hasta que alcanza un diámetro preseleccionado, que es mantenido por el patín del estabilizador-calibre abiertos simultáneamente. Al mismo tiempo, existen tres estructuras de corte rectificadoras bloqueadas en su lugar para permitir que el rectificador ensanche el pozo durante el viaje de salida, si se requiere. Los bloques se traban en su lugar con el sistema hidráulico de la herramienta. El diseño del cuerpo de una sola pieza incrementa el esfuerzo de torsión (torque) de la herramienta y su capacidad de carga, lo que asegura que manipule en forma eficiente el gran peso del BHA del sistema rotativo direccional.
Estructura de corterectificadora
Patín deestabilizador–calibre
Estructura de cortede la formación
Controlador ZSistema de accionamiento
tipo machihembrado
16 Oilfield Review
Estos datos de pozos vecinos fueron ingresados en el programa de modelado del BHA. El modelo incluyó la barrena de PDC, el sistema RSS, la uni-dad LWD, el rectificador expansible y la sarta de perforación operada con el sistema de comando
de superficie. Todas las dimensiones y materiales de la sarta de perforación de los pozos vecinos, además de una medición del calibrador de los pozos vecinos, fueron incorporadas en el modelo. Luego, el modelo se calibró utilizando otros datos
de pozos vecinos; éstos incluían la velocidad de rotación, el WOB, el esfuerzo de torsión en la superficie y la carga en el gancho, además de datos derivados de las mediciones de fondo de pozo.
Las simulaciones fueron corridas y ajustadas reiteradas veces hasta que se duplicaron las con-diciones de los pozos vecinos para lograr un ajuste estadístico. Las simulaciones permitieron que los ingenieros visualizaran la interacción de los sistemas previos y los pozos, y determinaran la causa raíz de los rendimientos de perforación deficientes en los primeros tres pozos. Luego se probó el modelo virtual resultante para predecir los efectos de los diferentes tipos de barrenas, diseños de BHA, mecanismos de empuje y pará-metros de operación, como una función del tamaño del pozo y la litología.
Para determinar perfil de la barrena de PDC, el número de cuchillas y cortadores, la longitud del calibre, los patrones de fondo de pozo y el balance de fuerzas óptimos ejercidas sobre las cuatro barrenas, se corrió una serie de casos virtuales. Las pruebas de laboratorio ayudaron a determi-nar las estructuras de corte más adecuadas en términos de agresividad, cuando se utilizan en combinación con la barrena de 121/4 pulgadas con cortadores de 13 mm [0,51 pulgada]. Los técnicos de Smith pudieron efectuar esta determinación utilizando el laboratorio IDEAS para simular la presión de confinamiento de las formaciones específicas a perforar. Luego se calculó la ROP potencial utilizando un modelo FEA que consi-dera las dimensiones precisas y las propiedades de la estructura de corte, la dureza de la roca, o la UCS, la litología y la presión confinada en base a las pruebas de laboratorio.
Los ingenieros modelaron los componentes del BHA para probar diversos escenarios destinados a reducir las vibraciones. Para el campo Pagoreni, el equipo de trabajo i-DRILL identificó cuatro esce-narios críticos con potencial de inducción de vibraciones, que podrían plantearse durante la perforación de las zonas de transición entre las formaciones Vivián, Chonta Superior y Chonta Inferior (izquierda, extremo superior). Estos esce-narios incluyeron las siguientes situaciones:•barrenayrectificadorenVivián•rectificador en Vivián, barrena en Chonta
Superior•barrenayrectificadorenChontaSuperior•rectificador en Chonta Superior, barrena en
Chonta Inferior.
> Cuatro escenarios críticos. Los ingenieros identificaron cuatro situaciones críticas encontradas durante la perforación de la sección tangente a través de las formaciones Vivián, Chonta Superior y Chonta Inferior con un rectificador de 121/4 pulgadas y una barrena piloto de 105/8 pulgadas. Los escenarios críticos —durante los cuales es más probable que se produzcan vibraciones perjudiciales— tienen lugar cuando la barrena y el rectificador se encuentran en la formación Vivián (1), el rectificador se encuentra en la formación Vivián mientras la barrena está en la formación Chonta Superior (2), la barrena y el rectificador se encuentran en Chonta Superior (3) y mientras el rectificador se encuentra en Chonta Superior y la barrena en Chonta Inferior (4).
FormaciónVivián
UCS, 11 000 lpc
FormaciónChonta SuperiorUCS, 5 000 lpc
FormaciónChonta InferiorUCS, 14 000 lpc
Rectificador
Barrena
1Rectificador
Barrena
2
Rectificador
Barrena
3
Rectificador
Barrena
4
Prof
undi
dad
med
ida
> Conclusiones de las operaciones de perforación en zonas de transición. En base a su análisis, los ingenieros llegaron a la conclusión de que el escenario 2, en el que la barrena se encuentra en la formación relativamente blanda, Chonta Superior, y el rectificador en la formación dura, Vivián, es el más crítico de todos los escenarios. El escenario 2 es también el menos eficiente para el rectificador. El peor escenario para la barrena se genera cuando el rectificador se encuentra en la formación blanda Chonta Superior y la barrena, en la formación dura Chonta Inferior. En base a los puntajes resultantes, el modelado indicó la mejor barrena para cada escenario. El estudio se basó en una ecuación de resultados normalizados, en la que a cada parámetro de perforación seleccionado se le asignó un peso específico de acuerdo con la importancia del operador. En este proyecto específico, se efectuó una distribución equitativa del peso para la ROP promedio, la barrena, el rectificador y el fenómeno de atascamiento-deslizamiento (stick-slip) de superficie, la barrena y las vibraciones laterales del rectificador, y el cambio de la velocidad de rotación en el fondo del pozo.
FormaciónVivian
UCS, 11 000 lpc
FormaciónChonta SuperiorUCS, 5 000 lpc
FormaciónChonta InferiorUCS, 14 000 lpc
Prof
undi
dad
med
ida
Rectificador
Barrena
1Rectificador
Barrena
2
Rectificador
Barrena
3
Rectificador
Barrena
4
Peor escenario para la barrena
Peor escenario para el rectificador
Volumen 23, no. 2 17
Para entender mejor la dinámica involucrada en los cuatro escenarios, los ingenieros efectuaron cinco análisis virtuales en profundidad, utilizando las cuatro barrenas candidatas en combinación con el rectificador:•distribucióndelpeso(WOBypesosobreelrec-
tificador) versus ROP•vibración lateral (barrena y rectificador) ver-
sus ROP•vibración por esfuerzo de torsión (barrena y
rectificador) versus ROP•esfuerzodetorsiónpromedio(barrenayrectifi-
cador) versus ROP•riesgo de atascamiento-deslizamiento versus
ROP.Sobre la base de estos análisis, los ingenieros
llegaron a la conclusión de que el escenario más crítico era aquél en el que la barrena se encon-traba en la formación blanda Chonta Superior y el rectificador en la formación dura Vivián. Ésa era además la sección en la que el rectificador resul-taba menos eficiente. No obstante, el peor caso para la barrena se daba cuando el rectificador se encontraba en la formación Chonta Superior y la barrena en la formación Chonta Inferior, más dura (página anterior, abajo).23 En conjunto, el método óptimo para balancear los requerimientos de ROP máxima y reducción de las vibraciones, considerando los cuatro escenarios desafiantes, implicó el empleo de un diseño de barrena de seis cuchillas compatibles con el sistema rotativo direccional.
Los desafíos asociados con la perforación de lutitas gasíferas En las formaciones arcillosas de todo el mundo se están descubriendo recursos masivos de gas. Debido a su permeabilidad extremadamente baja, a estos yacimientos de lutitas se accede utili-zando pozos horizontales largos, perforados usualmente con barrenas de PDC con insertos de carburo de tungsteno. Luego, la formación se abre a través de múltiples fracturas hidráulicas.
En la lutita Marcellus del noreste de EUA, los operadores observaron que la perforación de pozos laterales largos con barrenas de PDC convenciona-les producía fallas prematuras de las barrenas y carreras cortas debido a problemas de empasta-miento de las barrenas, un comportamiento direc-cional deficiente y la pérdida de control de la orientación de la herramienta. El fenómeno de empastamiento taponaba las boquillas de las barrenas y empacaba los cuerpos de estas herra-mientas (arriba, a la derecha). Los recortes no
eran transportados de regreso por el espacio anu-lar, sino que se acumulaban alrededor de la barrena, lo cual generaba el posible atascamiento de la columna de perforación. Todo esto reducía significativamente la ROP e incrementaba el atas-camiento-deslizamiento de la sarta de perforación.
Dado que la lutita Marcellus corresponde a una extensión productiva relativamente nueva, los ingenieros de Smith debieron diseñar una barrena con pocos datos de pozos vecinos a mano. La historia disponible daba cuenta de numerosos operadores con configuraciones diversas de sar-tas de perforación, BHA y barrenas, lo que dificul-taba el análisis. No obstante, basándose en el sistema IDEAS, estos ingenieros proveyeron un diseño que mejoró efectivamente la ROP pero no abordó en su totalidad el problema del control de la orientación de la herramienta y el tapona-miento de las boquillas.
En el primer intento, se creó una línea base a partir de la cual los ingenieros pudieron diseñar una segunda barrena. Esta segunda iteración satisfizo los requerimientos de orientabilidad de los perforadores direccionales y produjo una ROP aceptable a través de la sección de incremento angular, lo que hizo más fácil, más rápida y menos costosa la construcción de una curva en el tra-yecto del pozo con el ángulo, el azimut y la tasa de incremento angular deseados.
No obstante, las ROPs logradas a través de los tramos laterales de 610 a 914 m [2 000 a 3 000 pies], que representaron la porción más grande del costo de perforación, fueron menos que satisfactorias. Los ingenieros sabían que las operaciones de per-foración con los equipos normalmente disponibles en América del Norte estaban siendo retrasadas por problemas de limpieza deficiente de los pozos como consecuencia de la baja energía hidráulica disponible en la barrena, lo que es común a la hora de perforar pozos horizontales en formaciones arcillosas. Las iteraciones del diseño, que reorien-taron y reposicionaron las boquillas de las barre-nas, no ayudaron demasiado a aliviar el problema.
Los técnicos del laboratorio IDEAS de Smith no lograron obtener muestras reales de la roca a perforar, pero pudieron utilizar el análisis DBOS para equiparar las rocas Marcellus con las lutitas Wellington y Mancos almacenadas en su biblioteca. El propósito de su diseño era el logro de una buena orientabilidad a través de la curva para mantener un buen control de la orientación de la herramienta y efectuar menos correcciones del curso, y al mismo tiempo generar tasas de incre-mento angular oscilantes entre 8° y 12° cada 30 m [100 pies]. Además, los técnicos procuraban lograr un incremento significativo de la ROP en los tra-
> Taponamiento de las boquillas. Un problema común en la perforación de pozos de alcance extendido en formaciones de lutita es la tendencia de los recortes a acumularse frente a la cara de la barrena porque la sarta de perforación se encuentra inactiva mientras los perforadores realizan conexiones y las bombas están desactivadas. Si el diseño del cuerpo y de las ranuras para detritos no permite el movimiento eficiente de los recortes más allá de la barrena, cuando se reanuda la circulación después de volver a accionar las bombas, puede producirse una acumulación de recortes que se introducen en las boquillas y las taponan (izquierda). Del mismo modo, es posible que los recortes queden estrangulados entre el agujero y el calibre de la barrena, lo que impide la limpieza adecuada del pozo (derecha).
Boquillas
Ranuras paradetritos
Cara de labarrena Capa de recortes
Cara de labarrena
Cuerpo dela barrena
Estructurasde corte
Pared del pozo horizontal
23. Cassanelli et al, referencia 22.
18 Oilfield Review
> Solución para la lutita Marcellus. Dado que la erosión del cuerpo de la barrena genera menos preocupación durante la perforación de lutitas que durante la perforación de arenas más abrasivas, el cuerpo de la barrena pudo fabricarse en acero. Esto permitió a los diseñadores utilizar un cuerpo más aerodinámico (extremo superior derecho) porque las cuchillas de acero menos frágil pudieron hacerse más largas y más delgadas sin estar sujetas a las fallas producidas por episodios de rotura por impacto. Además, el acero permite la construcción de barrenas más cortas (extremo inferior derecho) que las que son posibles en el caso de las barrenas con cuerpo de matriz (extremo inferior izquierdo), lo que mejora su capacidad para atravesar ángulos con cambios extremos utilizando un motor de perforación.
Cuerpo de matrizRanuras
para detritos
Diferencia en la longitud de enrosque
Cuerpo de acero
mos laterales. Las pruebas IDEAS indicaron que las estructuras de corte con perfiles más planos proporcionan menos resistencia a los cambios de inclinación; por ende, estas estructuras fueron adoptadas en el diseño. Además, los técnicos optaron por cortadores con un diámetro oscilante entre 11 y 13 mm [0,43 y 0,51 pulgada] porque las pruebas demostraron que exhibían menos profun-didad de corte (DOC) que los cortadores más grandes cuyo diámetro variaba entre 16 y 19 mm [0,63 y 0,75 pulgada]. El incremento de la DOC genera una respuesta instantánea de mayor esfuerzo de torsión, que puede producir la pér-dida del control de la orientación de la herra-mienta y de ese modo obstaculizar la respuesta
direccional. Por otro lado, se efectuaron mejoras de los materiales con endurecimiento superficial de las barrenas de perforación para proteger el acero contra la acción erosiva del fluido de perforación.
Los diseñadores llegaron a la conclusión de que los recortes no estaban siendo desplazados de la barrena porque las áreas de flujo existentes entre las cuchillas de los cortadores y el espacio anular, denominadas ranuras para detritos, eran demasiado estrechas. Para incrementar estas áreas de flujo, los ingenieros podían aumentar la altura de las cuchillas de la barrena y al mismo tiempo reducir su ancho, pero eso planteaba un problema. Los diseños de las matrices de las barrenas actuales son limitados por la relación
de aspecto (relación entre la altura y el ancho de la cuchilla) ya que la matriz de carburo de tungs-teno es relativamente frágil y las cuchillas que exceden una cierta relación a menudo se rompen ante el impacto con la formación. Con el tiempo, las barrenas que previamente se fabricaban con acero fueron reemplazadas por las barrenas de carburo de tungsteno, lo que permitió que tolera-ran las fuerzas erosivas generadas por la arena de las formaciones abrasivas y los fluidos de perfora-ción que fluían más allá del cuerpo de la barrena. En consecuencia, el uso de barrenas de PDC con cuerpo de acero raramente se considera en nues-tros días, salvo para perforar tramos relativa-mente cortos y de bajo costo.
La solución se halló en una práctica previa. Dado que la lutita se caracteriza por su baja capa-cidad abrasiva, el acero es suficientemente dura-dero como para perforar estas formaciones sin preocuparse por la erosión. Y, dado que el acero es menos frágil que la matriz de carburo de tungs-teno, las cuchillas pueden ser extendidas a más distancia respecto del cuerpo de la barrena con mucho menos potencial de rotura por impacto (izquierda). Mediante el incremento de la altura y la reducción del ancho de la cuchilla, el área de flujo existente entre el cuerpo de la barrena y la pared del pozo se incrementó significativamente y los recortes de perforación pudieron pasar con más libertad al espacio anular, lejos de la estruc-tura de corte. La roca fresca quedó expuesta y la ROP se incrementó.
Mediante la utilización de acero, los diseñado-res lograron perfeccionar el cuerpo de la barrena para facilitar el barrido de los recortes desde el centro de la barrena hacia el interior de las ranu-ras para detritos. El diámetro del cuerpo de la barrena también pudo reducirse, con lo cual se incrementó la distancia existente entre el pozo y el cuerpo de la barrena en la ranura para detritos.
Además, se calculó la dinámica de fluidos para simular el régimen de flujo en la barrena. Esto permitió emplazar y orientar las boquillas para minimizar la recirculación en la cara de la barrena, lo que aseguró la remoción eficiente de los recortes y la eliminación de los fenómenos de empastamiento y taponamiento. Los ángulos de contorno de las cuchillas también fueron diseña-dos para optimizar el flujo de fluidos en la barrena, y a lo largo y por encima de ésta, con el fin de minimizar la erosión del acero por la acción del lodo de perforación que acarrea los recortes (próxima página). La hidráulica resultante, exis-tente en la cara de la barrena, también incre-
Volumen 23, no. 2 19
> Trayectos de flujo de fluidos. Una vez que los ingenieros seleccionaron el diseño óptimo de la barrena Spear para la perforación de la lutita Marcellus, se utilizó un programa computacional de dinámica de fluidos para determinar cómo se limpiaba y se refrigeraba la cara de la estructura de corte, cuán efectivamente se limpiaba el pozo y cómo los recortes se evacuaban del área de la barrena y pasaban a lo largo del espacio anular. Cada color representa el trayecto del flujo desde una boquilla específica. El modelado del flujo de fluidos a través de la cara de la herramienta (izquierda) indicó la existencia de una buena cobertura total sin puntos muertos. Una perspectiva lateral (derecha) indicó que el flujo dirigía los recortes lejos de la barrena en vez de recircularlos alrededor del cuerpo de ésta. Para ajustar el número, tamaño, localización y orientación de las boquillas hasta lograr un diseño optimizado se utiliza un programa computacional de dinámica de fluidos.
mentó la estabilidad y redujo las vibraciones, lo que mejoró la ROP y la orientabilidad.
Esta barrena Spear de PDC con cuerpo de acero recién desarrollada, optimizada para ser utilizada con lutitas, ha sido empleada con éxito en las for-maciones arcillosas Bakken, Barnett, Marcellus e Eagle Ford de América del Norte. En la aplicación correspondiente a la formación Marcellus, la ROP objetivo para la perforación del tramo hori-zontal con una barrena de 83⁄4 pulgadas era de 15,2 m/h [50 pies/h]. La barrena Spear alcanzó ROPs superiores a 19,8 m/h [65 pies/h]. En el área de la lutita Marcellus, una barrena Spear de 63⁄4 pulgadas perforó consistentemente el tramo horizontal en una sola carrera, con ROPs entre un 10% y un 20% más altas que el rendimiento del mejor pozo vecino.
La perfección futuraSi bien en algún momento la preocupación de la industria del petróleo y el gas giró en torno del descubrimiento de hidrocarburos en cantidades económicas, hoy gran parte de su atención se centra en la producción de las reservas remanen-tes y no convencionales. Eso puede traer consigo la minimización de la huella superficial, a la vez que se perforan pozos horizontales para alcanzar objetivos ubicados a varios kilómetros de distan-cia y a cientos de metros por debajo de zonas
pobladas o ambientalmente sensibles. O tal vez el desafío consista simplemente en perforar pozos a través de litologías complejas con ROPs que no destruyan la economía de los proyectos.
Cualquiera sea el motivo, el acceso a los numerosos yacimientos potenciales de petróleo y gas de nuestros días requiere el mejoramiento de las eficiencias de perforación para mantener la viabilidad económica. Muchos de las obstáculos que interfirieron en la implantación de las mejo-res prácticas de perforación están siendo afecta-dos por la revolución planteada en materia de la rápida recolección, organización e implementación de vastas cantidades de datos. Las limitaciones impuestas por la incapacidad humana para utilizar los inmensos volúmenes de datos disponibles de fuentes numerosas y disímiles han sido superadas en gran parte gracias a los avances espectaculares registrados recientemente en materia de capaci-dad computacional.
El análisis FEA es quizás una de las más visi-bles de estas nuevas herramientas diseñadas para mejorar la eficiencia de perforación, pero se vislumbran otras en el horizonte. Por ejemplo, si bien ya se han instrumentado los medios para acumular grandes cantidades de datos sobre ope-raciones de perforación, los operadores no siem-pre conocen la mejor manera de apalancar los datos para mejorar el nivel de desempeño de per-
foración en los pozos futuros. Un esfuerzo actual-mente en curso, que está experimentando éxito en las pruebas de campo, aborda esta necesidad mediante el empleo de redes neuronales para aprender cómo perforar las formaciones de un campo dado de manera óptima. El primer paso de este proceso consiste en entrenar la red neuronal con datos de pozos vecinos y utilizar un proceso que incluye la caracterización de los intervalos. Luego, el sistema presenta predicciones en tiempo real al perforador acerca del WOB y la velocidad de rotación que permitirán maximizar la vida útil de la barrena.
La industria de perforación ha analizado por mucho tiempo la automatización de la perfora-ción. Bajo esa categoría general, las operaciones de perforación experimentaron innovaciones parciales en el piso de perforación, tales como las llaves doble automáticas y los malacates automa-tizados para ejecutar las tareas que antes se rea-lizaban a mano con menos eficiencia. Pero un sistema de perforación verdaderamente automa-tizado será aquel que pueda entender y reaccio-nar en tiempo real a las interacciones dinámicas complejas existentes entre la barrena, el BHA, la sarta de perforación y la formación. Eso podrá hacerse realidad pronto, pero tendrá mucho menos valor si no comienza con una barrena correcta-mente diseñada. —RvF