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El manejo de la presión durante las operaciones de perforación

Por generaciones, los ingenieros de perforación prudentes mantuvieron la densidad

del lodo en los pozos de manera tal que su presión hidrostática fuera más alta que la

presión de poro de las formaciones que se estaban perforando. Hoy, los ingenieros

están aprendiendo las ventajas de manejar la presión en la superficie para controlar

las condiciones de perforación en el fondo del pozo, con lo cual hacen retroceder los

límites que alguna vez les fueron impuestos por la estabilidad del pozo y los gradientes

de fractura de la formación.

Dave ElliottShell E&PLa Haya, Países Bajos

Julio MontilvaShell E&PHouston, Texas, EUA

Paul FrancisLa Haya, Países Bajos

Don ReitsmaJaye SheltonHouston, Texas

Vincent RoesTalisman EnergyCalgary, Alberta, Canadá

Traducción del artículo publicado en Oilfield Review, Primavera de 2011: 23, no. 1.Copyright © 2011 Schlumberger.Por su colaboración en la preparación de este artículo, se agradece a Sonny Espey, Paul Fredericks, Wayne Matlock, Marie Merle, Mike Rafferty, Roger Suter y Eric Wilshusen, Houston.HOLD es una marca de Schlumberger.AutoChoke y WARP son marcas de M-I L.L.C.

Las operaciones de perforación existen en un mundo circunscripto por presiones altas y bajas. La aparición inesperada de cualquiera de ambas puede generar demoras, incrementos de costos e incluso operaciones fallidas. Con frecuencia cre-ciente, los operadores se están armando contra las consecuencias de las sorpresas relacionadas con la presión, con técnicas diferentes a las utilizadas en el pasado. Una de esas desviaciones respecto de los procesos tradicionales se denomina manejo de la presión durante la perforación (MPD).

Las prácticas de perforación tradicionales con-sisten en el mantenimiento de la presión hidrostá-tica en el espacio anular para evitar que los fluidos de formación ingresen en el pozo. Idealmente, cuando se hace circular fluido de perforación, o lodo, en forma descendente por la sarta de perfo-ración y ascendente por el espacio anular, se crea

una densidad de circulación equivalente (ECD) que es mayor que la presión de poro, pero menor que la presión necesaria para fracturar la forma-ción que se está perforando.1 Los especialistas en perforación a menudo denominan a esta presión gradiente de fractura. El rango de presión por encima de la presión de poro y por debajo de la presión de iniciación de la fractura es el margen de perforación, o la ventana de presión de poro–gradiente de fractura. Si en algún momento la ECD sobrepasa estos límites, los operadores deben asentar la tubería de revestimiento y continuar perforando con un menor tamaño del pozo.

La práctica consistente en mantener una pre-sión de pozo superior al gradiente de presión de poro se denomina perforación en condiciones de sobre balance (OBD). Éste ha sido el método ele-gido para la mayoría de los pozos perforados

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desde comienzos del siglo XX. Pero la OBD posee sus desventajas. La más importante es la utiliza-ción de múltiples sartas de revestimiento para prevenir las pérdidas de fluidos a medida que se incrementa la densidad del fluido requerida para contener la presión de formación y la ECD se aproxima a la presión de iniciación de la fractura. En ciertos casos, particularmente en los pozos de aguas ultraprofundas, las presiones de poro pue-den ser elevadas en relación con la resistencia de la formación, incluso en las porciones más some-ras del pozo, lo que obliga al operador a instalar numerosas sartas de revestimiento para alcanzar la formación objetivo. El resultado puede ser un pozo cuyo diámetro en la profundidad total (TD) sea demasiado pequeño para admitir una tubería de producción lo suficientemente grande como para producir volúmenes rentables de hidrocarbu-ros (derecha). El agregado de sartas de reves-timiento adicionales normalmente eleva el costo final del pozo muy por encima de las estimaciones iniciales.

Además de estas consideraciones a la hora de perforar en condiciones de sobre balance, el fil-trado del lodo y los sólidos del lodo pueden dañar la formación. Cuando los sólidos invaden los espacios porosos y se depositan en éstos, pueden deteriorar la productividad y reducir la recuperación final. Por otro lado, la existencia de una presión de sobre balance elevada durante la perforación puede pro-ducir atascamiento diferencial y otros problemas relacionados con la limpieza del pozo.2 Los esfuer-zos para liberar la tubería atascada en forma ruti-naria se traducen en horas o incluso días de tiempo no productivo (NPT). En los peores casos, particu-larmente en presencia de otras condiciones agra-vantes, tales como las capas de recortes que forman un empaque a su alrededor, puede suceder que la sarta de perforación quede atascada permanente-mente y que el pozo se pierda o requiera la desvia-ción de su trayectoria (derecha).

La industria de los fluidos de perforación ha desarrollado aditivos químicos y prácticas opera-tivas tendientes a reducir la severidad y la fre-cuencia de los episodios de daño de la formación inducido por el lodo y atascamiento de la tubería. Pero en la década de 1980, cuando perforaban las secciones horizontales para exponer áreas de for-mación suficientes para hacer rentables sus pozos, a los operadores les resultaba imposible mantener la ECD por debajo del gradiente de fractura. Eso sucede porque si bien el gradiente de fractura se incrementa con la TVD, permanece virtualmente sin modificaciones desde el talón hasta la punta de los pozos horizontales; no obs-tante, a medida que aumenta la longitud del pozo, las pérdidas de presión por fricción aumentan. Por consiguiente, la presión de bombeo debe incrementarse con el fin de mantener velocidades de circulación suficientes para llevar los recortes a la superficie a través del espacio anular. Con una sección horizontal de longitud suficiente, la ECD se traducirá en una presión de fondo de pozo (BHP) que iguala y luego supera a la presión de iniciación de la fractura, con niveles inaceptables e inevitables de pérdida de fluido.

En pozos o secciones de pozos con márgenes de perforación muy estrechos, los operadores encararon el problema de pérdida de fluido a tra-vés de la práctica de perforación en condiciones de bajo balance (UBD), durante la cual la ECD se mantiene por debajo de la presión de poro de la

1. ECD es la densidad efectiva ejercida por un fluido de circulación contra la formación. La ECD se calcula como: ECD = d + P/ (0.052*D), donde d es la densidad del lodo en libras por galón (lbm/galón). P es la caída de presión (lpc) producida en el espacio anular entre la profundidad D y la superficie, y D es la profundidad vertical verdadera (pies).

2. El fenómeno de atascamiento o aprisionamiento diferencial se produce cuando la sarta de perforación no puede ser movida (rotada o invertida) a lo largo del eje del pozo. El atascamiento diferencial tiene lugar habitualmente cuando se ejercen fuerzas de contacto altas, causadas por las presiones bajas del yacimiento, las presiones altas del pozo, o ambas, sobre un área suficientemente grande de la sarta de perforación. La fuerza de atascamiento es el producto entre la presión diferencial, existente entre el pozo y el yacimiento, y el área sobre la que actúa la presión diferencial. Esto significa que una presión diferencial relativamente baja, aplicada sobre un área de trabajo grande, puede ser tan efectiva para el atascamiento de la tubería como una presión diferencial alta aplicada sobre un área pequeña.

> Perforación convencional. En respuesta al incremento de la presión de poro (golpes de presión), producido en las zonas A y B cuando se perfora en condiciones de sobre balance, la ECD (línea azul) se incrementa mediante el aumento de la densidad del lodo, lo que hace que la BHP se aproxime a la presión de iniciación de la fractura (línea púrpura). En respuesta, se debe instalar una sarta de revestimiento para proteger la formación, lo que puede traducirse en tuberías de revestimiento adicionales y el subsiguiente estrechamiento del diámetro del pozo (triángulos negros). En los pozos de aguas profundas, la ventana entre la presión de iniciación de la fractura y la presión de poro es a menudo muy estrecha. En este ejemplo, el operador se vio obligado a colocar seis sartas de revestimiento de diámetro interior (ID) cada vez más pequeño, lo que resultó en un pozo demasiado pequeño para admitir volúmenes rentables de petróleo y gas.

MPD Figure 1_7

Presión de iniciación de la fracturaGradientes de presión

lbm/galón

Presión de poro derivada de la resistividadPresión de poro derivada de la sísmica

ECD

Zona A

Prof

undi

dad

Zona B

Golpe de presión

Golpe de presión

20 pulgadas

16 pulgadas

133/8 pulgadas

113/4 pulgadas

95/8 pulgadas

7 pulgadas

10 11 12 13 14 15 16 17

> Capas de recortes. Si bien pueden tener lugar en cualquier configuración de pozo, las capas de recortes, o sólidos (marrón claro), prevalecen particularmente en los pozos desviados, donde los recortes y los derrumbes precipitan en el lado bajo del pozo. Si las bombas se desconectan, el BHA puede atascarse en estas capas cuando los recortes y los derrumbes (que no se muestran en esta gráfica) se deslizan por el espacio anular y obturan la sarta de perforación. Este fenómeno, denominado avalancha, también puede tener lugar mientras las bombas se encuentran en funcionamiento.

MPD Figure 2

APPROVED

Capas de recortes

formación que se está perforando. En consecuen-cia, el fluido proveniente de las formaciones expuestas se deja fluir hacia el interior del pozo durante las operaciones de perforación. Esto evita que los fluidos de perforación ingresen incluso en zonas subpresionadas.

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Pero a medida que la industria fue perfeccio-nando su capacidad para perforar pozos muy lar-gos de alcance extendido, surgieron otros desafíos aparte de la pérdida de fluido. Los operadores debieron enfrentar diversos retos asociados con la presión durante la perforación de estos pozos, los cuales incluían problemas de inestabilidad y control. Los esfuerzos realizados para superar estos desafíos condujeron al desarrollo de la téc-nica MPD.3 Esta técnica se utiliza principalmente para perforar pozos que no se adecuan a los méto-dos convencionales de perforación en condiciones de sobre balance o de bajo balance, tal es el caso de las áreas en las que están prohibidas las opera-ciones de quema en antorcha, o durante la pene-tración de formaciones de alta permeabilidad.

En pozos con márgenes de perforación sufi-cientemente grandes, las pérdidas de presión también pueden controlarse a través de la mani-pulación de las propiedades del fluido de perfora-ción, las tasas de flujo y las velocidades de penetración. Los especialistas en fluidos de per-foración de M-I SWACO, una compañía de Schlumberger, han desarrollado un agente densi-ficante micronizado y un sistema de fluidos ela-borado en torno al primero. El sistema WARP utiliza un agente densificante compuesto de partí-culas molidas, diez veces más pequeñas que la barita convencional, de las que el 60% posee un

diámetro de menos de 2 um. Y, si bien de acuerdo con la teoría generalmente aceptada esas partícu-las finamente molidas proporcionarían un fluido altamente viscoso, debido al proceso de manufac-tura, los sistemas de fluidos WARP se caracterizan por las bajas viscosidades, las bajas resistencias de gel y el bajo potencial de asentamiento.4

Dado que estas características minimizan la ECD, a la vez que mantienen una buena capaci-dad de transporte de los recortes, los sistemas de fluidos WARP resultan particularmente adecua-dos para ser utilizados con la técnica MPD en pozos de alcance extendido. Un operador impor-tante del Golfo de México utilizó el sistema para perforar 13 de sus 16 pozos MPD.

Este artículo analiza el desarrollo y la prác-tica del método MPD, y las técnicas y equipos requeridos para ejecutarlo. Algunos casos reales de pozos terrestres y marinos de EUA y Australia demuestran su aplicación en campos maduros, en ambientes de alta presión y alta temperatura, y en formaciones fracturadas.

Recipientes cerradosLos pozos perforados convencionalmente son sis-temas abiertos. A medida que se perfora un pozo, se bombea fluido por la columna de perforación, a través de la barrena y de regreso a la superficie, a través del espacio anular existente entre la

sarta de perforación y el pozo. La línea de retorno situada en la superficie —que conduce a la zaranda vibratoria (temblorina) y a las piletas de lodo donde el fluido de perforación se procesa y se almacena para ser reutilizado— está abierta a la atmósfera.

Aunque completamente diferentes, los méto-dos UBD y MPD utilizan sistemas cerrados que despliegan un dispositivo de control rotativo (RCD) para desviar el flujo de fluido de formación y de perforación hacia un separador. Entre los operadores que requieren dos barreras entre el pozo y la superficie, el RCD y los fluidos de perfo-ración se consideran las barreras primarias, y el preventor de reventones (BOP) es un equipa-miento de apoyo. En las operaciones MPD se uti-liza el RCD para crear un sistema cerrado, y un colector múltiple de estrangulamiento y una bomba de contrapresión para controlar la presión de fondo de pozo. De ese modo, los ingenieros pueden mantener una BHP constante durante las operaciones de perforación, mientras las bombas de lodo se encuentran en funcionamiento y cuando se desactivan para efectuar conexiones.

Una vez definido el ambiente de presión de fondo de pozo por las presiones de poro, los gra-dientes de fractura y las presiones para mantener la estabilidad del pozo —a menudo mediante mediciones del flujo de retorno (contraflujo), con reducciones de la presión anular para inducir el flujo o incrementos para inducir las pérdidas— se utiliza la técnica MPD para mantener un perfil adecuado de presión hidráulica anular. Por consi-guiente, la técnica MPD permite que los operado-res mantengan la ECD dentro de una ventana estrecha de presión de poro–gradiente de frac-tura, a la vez que mantienen las presiones condu-centes a la estabilidad del pozo. Esto se logra fundamentalmente a través de la manipulación de la contrapresión en el espacio anular, a la vez que se toman en cuenta los factores que afectan la ECD, tales como la densidad de los fluidos, la reología de los fluidos, la velocidad del fluido anu-lar, la fricción de circulación y la geometría del pozo (arriba, a la izquierda).5

El hecho de mantener una presión de fondo de pozo constante dentro de los límites prescriptos minimiza el daño de formación, previene la pérdida de lodo, inhibe el influjo de fluido de formación y a menudo se traduce en velocidades de penetración más altas. El método MPD permite que el operador extienda la profundidad de asentamiento de la tubería de revestimiento o incluso que elimine una sarta de revestimiento. Además, ofrece a los ope-radores la capacidad para reaccionar en forma instantánea ante las variaciones de la presión de fondo de pozo, lo que puede utilizarse para mini-

>Manejo de la presión. Los métodos de perforación convencionales se centran fundamentalmente en la contención del influjo del fluido de formación durante la perforación. Este método de perforación en condiciones de sobre balance (OBD) utiliza los fluidos de perforación para generar una ECD que se traduce en una BHP más alta que la presión de poro (línea púrpura), pero más baja que la presión de iniciación de la fractura (línea roja) de la formación que se está penetrando. La técnica de perforación en condiciones de bajo balance (UBD) se centra en la prevención de la pérdida de fluido de perforación en la formación y, por consiguiente, mantiene una ECD que es menor que la presión de poro pero mayor que la presión requerida para mantener la estabilidad del pozo. Esto permite que el fluido de formación fluya fuera de la formación, lo cual impide que el fluido de perforación fluya hacia el interior de la formación. El objetivo del manejo de la presión durante la perforación (amarillo) consiste en superar los problemas de perforación mediante la utilización de la presión de superficie para mantener una presión de fondo de pozo constante que impida el flujo de los fluidos de perforación en el pozo, al mismo tiempo que se mantiene la presión bien por debajo de la presión de iniciación de la fractura. Durante las operaciones de perforación, la ECD de la perforación OBD y la ECD de la perforación MPD pueden ser equivalentes en ciertas profundidades.

MPD Figure 4_5

Prof

undi

dad

Presión

UBD

MPD

OBD

Presión de poro

Presión paramantener laestabilidad

del pozo

Presión deiniciación dela fractura

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mizar los influjos provenientes de la formación o las pérdidas de lodo sin interrumpir la perfora-ción. Por otro lado, dado que su densidad se man-tiene inalterada, no existe necesidad de hacer circular el lodo durante estos eventos, por lo que las prácticas de MPD permiten ahorrar tiempo de equipo de perforación.6

Las partes que componen el pozoEl método MPD se basa en la capacidad del perfo-rador para mantener una presión de fondo de pozo objetivo precisa, ya sea en forma manual o automáticamente. La clave para esta capacidad es la creación de un sistema cerrado, posibilitado a través del uso del RCD, a veces denominado cabezal rotativo. El RCD provee un sello alrededor de la columna de perforación durante las opera-ciones de perforación rotativa y desvía los fluidos de perforación a un colector múltiple de estrangu-lamiento y a las piletas de lodo (arriba). El estran-gulador permite que los perforadores ajusten la contrapresión en el espacio anular mientras las bombas se encuentran en funcionamiento y se está

circulando el fluido de perforación. Cuando las bom-bas de lodo se desactivan, por ejemplo durante las conexiones, una bomba dedicada suministra al sis-

tema el fluido requerido para compensar la pérdida de ECD cuando el sistema pasa del modo dinámico al modo estático.

3. Malloy KP, Stone CR, Medley GH Jr, Hannegan D, Coker O, Reitsma D, Santos H, Kinder J, Eck-Olsen J, McCaskill J, May J, Smith K y Sonneman P: “Managed-Pressure Drilling: What It Is and What It Is Not,” artículo IADC/SPE 122281, presentado en la Conferencia y Exhibición sobre Operaciones con Manejo de la Presión Durante la Perforación y en Condiciones de Bajo Balance de las IADC/SPE, San Antonio, Texas, EUA, 12 al 13 de febrero de 2009.

4. Taugbøl K, Fimreite G, Prebensen OI, Svanes K, Omland TH, Svela PE y Breivik DH: “Development and Field Testing of a Unique High-Temperature/High-Pressure (HPHT) Oil-Based Drilling Fluid With Minimum Rheology and Maximum Sag Stability,” artículo SPE 96285, presentado en la reunión del Área Marina de Europa, Aberdeen, 6 al 9 de septiembre de 2005.

La unidad AutoChoke (derecha) utiliza un conjunto de lanzadera posicionado dinámicamente, que se desliza dentro del cuerpo de dicha unidad. La guarnición dinámica se conecta al conjunto de lanzadera y se desliza dentro de la guarnición estática para formar un orificio circular. La presión hidráulica de la consola AutoChoke (que no se muestra en esta figura) se aplica en el extremo posterior de la lanzadera, dentro de la cámara del punto de ajuste hidráulico, y la presión de la tubería de revestimiento se aplica en el extremo anterior de la lanzadera. Si la presión de la tubería de revestimiento es mayor que la presión del punto de ajuste hidráulico, la lanzadera retrocede, lo cual incrementa el tamaño del orificio y reduce la presión de la tubería de revestimiento. Si la presión de la tubería de revestimiento es menor que la presión del punto de ajuste hidráulico, la lanzadera avanza, mediante lo cual se reduce el tamaño del orificio e incrementa la presión de la tubería de revestimiento. A medida que retrocede y avanza, la lanzadera regula el flujo de fluido o gas proveniente del pozo mediante el ajuste automático del tamaño del orificio al crearse el balance de las dos presiones.

MPD Figure 5_6

Conjunto del bujede transmisión

Elementode sello

Sellos dealta presión

Perno del indicador visual

Orejeta de retención

Conjuntode cojinete

Camisa de desgaste

Orificio

Guarnición estática

Cuerpo de la unidad AUTOCHOKE

Guarnicióndinámica

Cámara de presión depunto de ajuste hidráulico

Conjunto de lanzadera

Brida de montaje

Alestrangulador

Flujo de salida

Flujo deentrada

provenientede la tubería

de revestimiento

Brida de admisión

Preventor de reventones (BOP)

> RRCD y estrangulador automático. El dispositivo RCD HOLD (centro) se monta por encima del conjunto preventor de reventones (BOP) (rojo, izquierda y provee un sello que convierte el pozo de perforación de un sistema normalmente abierto a un sistema cerrado. El buje de transmisión, instalado en el interior del RCD o removido de este dispositivo a través de la sarta de perforación, contiene el elemento de sello, que provee el sello entre el espacio anular y la sarta de perforación. Un sello de alta presión constituye una barrera que impide que los fluidos del pozo ingresen en la cámara de cojinetes del RCD y contaminen el sistema de lubricación, lo que destruiría los cojinetes. Un indicador visual permite que el perforador sepa que el sistema de cierre que sostiene el elemento de sello del buje de transmisión se encuentra trabado en su lugar. La brida de montaje conecta el RCD con el conjunto BOP y el receptáculo del conjunto de cojinetes, y con la línea de flujo que transporta los retornos fuera del piso de perforación.

El término “asentamiento” (sag, en inglés) se refiere a las partículas de material densificante que precipitan del lodo de perforación.

5. La ECD se transforma a menudo en la densidad del lodo equivalente, expresado en lbm/galón, y es igual a la densidad del lodo requerido para generar presión en la profundidad durante las operaciones estáticas.

6. van Riet EJ y Reitsma D: “Development and Testing of a Fully Automated System to Accurately Control Downhole Pressure During Drilling Operations,” artículo SPE/IADC 85310, 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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Esta manipulación de la contrapresión en la reacción a las variaciones de presión causadas por las operaciones de perforación se conoce frecuen-temente como control de la presión dinámica. La presión de fondo de pozo es igual a la presión de superficie más la presión anular, que en sí consta de un componente estático y un compo-nente dinámico.

La presión dinámica incluye las pérdidas de presión por fricción, y su valor es una función de

las condiciones de circulación. Por consiguiente, cuando las bombas están fuera de funciona-miento, la presión dinámica es igual a cero, y sólo la presión hidrostática del fluido actúa sobre la formación. Además, durante las operaciones de perforación con las bombas de lodo en funciona-miento, la presión dinámica puede fluctuar debido a las variaciones de la velocidad de bom-beo del lodo o de la densidad del lodo, o en res-puesta a eventos tales como bloqueos del motor de perforación, la carga de recortes y la rotación de la tubería (izquierda).7

Con la capacidad para reaccionar a las varia-ciones de la presión anular, el operador puede perforar con un fluido que crea una ECD sufi-ciente para contener las formaciones desde la barrena hacia la superficie, aunque el pozo puede pasar a una condición de bajo balance cuando se encuentra estático. Mediante la utilización de las técnicas MPD, el perforador puede detener las bombas en forma segura mientras se realizan las conexiones, aunque la presión hidrostática de la columna de lodo sola sea menor que la presión de poro de la formación.

Cuando los pozos se perforan a través de for-maciones relativamente estables, con una presión de poro y una presión de iniciación de la fractura muy separadas, puede generarse un margen sufi-ciente para dar cabida a la diferencia entre la pre-sión dinámica y la presión estática de fondo de pozo. En estos casos, la reacción a las condiciones cam-biantes no necesita ser extremadamente precisa. Es posible mantener una BHP constante a través de la manipulación manual del estrangulador, las bombas de lodo y la bomba dedicada.

No obstante, los márgenes de perforación estrechos, las altas presiones y las altas tempera-turas, los yacimientos considerablemente permea-bles o fracturados y los problemas de inestabilidad de los pozos son situaciones para las cuales la téc-nica MPD resulta particularmente adecuada. Estas condiciones exigen que los ajustes se efec-túen con una precisión y frecuencia que sólo es posible a través de un sistema MPD automatizado.

A comienzos del año 2000, los ingenieros de Shell International E&P desarrollaron y probaron un sistema MPD automatizado que tenía incorpo-rado un colector múltiple de estrangulamiento operado hidráulicamente y conectaba una bomba de desplazamiento positivo al espacio anular.8 Dos sistemas de computadoras —uno para correr un simulador hidráulico y el otro para la interfaz del usuario— y un controlador lógico programa-ble realizan el ajuste del colector múltiple de estrangulamiento. El objetivo del sistema MPD automatizado era triple: calcular automática-mente en tiempo real la contrapresión requerida

para mantener una presión de fondo de pozo constante, controlar en todo momento el estran-gulador y la bomba que generan la contrapresión y proveer un proceso automático de detección de golpes de presión.

El sistema resultante de control de la presión dinámica anular (DAPC) calcula en tiempo real la contrapresión, o punto de ajuste, requerido para mantener una presión de fondo de pozo deseada. El sistema impone esta contrapresión en el espa-cio anular mediante el ajuste continuo de la confi-guración del estrangulador y la bomba controlados hidráulicamente, en base a la adquisición de los datos en tiempo real (próxima página).

El sistema de control varía con cada aplica-ción, pero consta esencialmente de cinco partes:•elmodelodehidráulicamonofásica•lainterfazdecomunicacióndedatosylabase

de datos históricos•lainterfazgráficadelusuario(GUI)•elcontroladorproporcional,integral,derivativo

(PID)•elcontroladorlógicoprogramable(PLC),lossen-

sores y los controles.Los ingenieros de perforación utilizan el

modelo hidráulico para calcular el punto de ajuste de la presión de superficie, que proporcionará la presión de fondo de pozo deseada. Los datos de entrada del modelo incluyen aquellos datos que cambian con frecuencia, tales como la velocidad de bombeo; valores estáticos, tales como la geo-metría de la sarta de perforación del pozo; y las propiedades que se modifican lentamente, tales como la densidad y la viscosidad del lodo.

Los datos son entregados utilizando el proto-colo de especificaciones de transferencia de infor-mación en el pozo (WITS), Nivel II, y pueden ser medidos internamente y registrados en una base de datos históricos.9LainterfazGUIpermitequelos operadores configuren el sistema con límites sobre las variables, de manera que se emitan advertencias cuando esos límites se sobrepasan. LainterfazGUIestádisponibleparalaoperaciónmanual de los estranguladores y las válvulas. El sistema de control, que utiliza un controlador PID, determina la posición óptima del estrangu-lador para controlar la contrapresión.10 Un PLCopera los controladores PID y el otro se utiliza como una interfaz de sensor y para el posiciona-miento del estrangulador.

Shell probó el sistema DAPC en una instala-ción de simulación de pozos que incluía un equipo de perforación completamente equipado y un pozo vertical de aproximadamente 1 530 m [5 020 pies] de profundidad, con una tubería de revestimiento de 51/2 pulgadas y una sarta de perforación de 27/8 pulgadas bajada hasta el fondo.

> Densidades de los fluidos y BHP. Para mantener la BHP entre la presión de poro (línea negra) y la presión de iniciación de la fractura (línea azul) cuando se utilizan métodos de perforación convencionales por debajo de la zapata de la tubería de revestimiento, la BHP resultante de la densidad del lodo debe ser mayor que la presión de poro de manera de poder contener la presión de formación cuando las bombas del equipo de perforación están detenidas (línea roja sólida) y menor que la presión de iniciación de la fractura cuando las bombas se encuentran en funcionamiento (línea roja de guiones). La técnica MPD permite que el operador utilice un fluido de perforación que genera una presión hidrostática menor que la presión de poro cuando las bombas están detenidas (línea verde sólida). Cuando las bombas están detenidas, la presión de formación es contenida mediante el agregado de contrapresión (línea verde de guiones cortos) para incrementar la BHP sin incrementar la densidad del lodo. Cuando las bombas se encuentran en funcionamiento (línea verde de guiones largos), la contrapresión se reduce hasta un punto en que se genera una BHP superior a la presión de poro pero inferior a la presión de iniciación de la fractura.

MPD Figure 6_5

Perforación convencional Presión hidrostáticaPresión dinámica

Zapata dela tubería derevestimiento

MPDPresión hidrostáticaPresión hidrostática + contrapresiónPresión dinámica + contrapresión

Ventana de perforación

Prof

undi

dad

Presión

Presión de poro

Presión de iniciación de la fractura

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7. Reitsma D y van Riet E: “Utilizing an Automated Annular Pressure Control System for Managed Pressure Drilling in Mature Offshore Oilfields,” artículo SPE 96646, presentado en la reunión del Área Marina de Europa, Aberdeen, 6 al 9 de septiembre de 2005.

8. van Riet y Reitsma, referencia 6.9. WITS es un formato de comunicaciones estándar de la

industria petrolera utilizado para la transferencia de una amplia variedad de datos de pozos de un sistema de computadoras a otro. Una corriente de datos WITS consta de distintos tipos de registros de datos discretos, cada uno de los cuales puede ser activado y desactivado por el operador del equipo de perforación y a cada uno

El pozo fue configurado de manera tal que pudiera inyectarse nitrógeno en el espacio anular para simular amagos de surgencia (manifestacio-nes) de gas. Las presiones de fondo de pozo se registraron en tiempo real.

Con el fin de determinar la configuración óptima, se modificó un solo parámetro operacional para cada prueba. Los resultados indicaron que el sistema pudo reducir significativamente las varia-ciones de presión en el fondo del pozo, y a través de un proceso de ajuste, los ingenieros lograron mejorar aún más esa capacidad. Los resultados de

las pruebas indicaron además que el funciona-miento cíclico más rápido de las bombas produjo variaciones de presión más grandes. Las pruebas de maniobras (viajes) y de perforación demostra-ron que el sistema pudo compensar las variacio-nes de presión a través de una amplia gama de condiciones.

Además, el equipo de trabajo simuló proble-mas de perforación tales como el taponamiento del estrangulador, el taponamiento del pozo y la pérdida de fluidos. En todos los casos, el sistema compensó estos eventos y mantuvo presiones de

fondo de pozo constantes. Por otro lado, el contro-lador pudo utilizar el estrangulador automatizado y la bomba para eliminar los amagos de surgencia de gas simulados. Esto se logró mediante el incre-mento de la contrapresión en la superficie para compensar la reducción de la presión estática causada cuando el nitrógeno bombeado en el espacio anular redujo la densidad de la columna de fluido.11

Traslado a la plataforma MarsEl sistema DAPC de Shell fue utilizado por primera vez en aguas profundas en la plataforma Mars del Golfo de México de la compañía, localizada a unos 209 km [130 mi] al sudeste de Nueva Orleáns en un tirante de agua (profundidad del lecho marino) de aproximadamente 914 m [3 000 pies]. Como en la mayoría de los campos de aguas profundas, la diferencia entre la presión de poro y la presión de iniciación de la fractura a menudo es pequeña. En el caso de la plataforma Mars, el campo había experimentado un nivel considerable de agota-miento zonal. Esto dificultaba y tornaba aún más crítico el control de la ECD porque los desarrollos de aguas profundas habitualmente utilizan pozos de alto ángulo y gran longitud para acceder a las reservas descubiertas pero no desarrolladas o secundarias. En consecuencia, el pozo a menudo debe atravesar reiteradamente zonas agotadas de baja presión y arenas vírgenes de alta presión.

Por otro lado, la extracción de hidrocarburos puede modificar las características de los esfuer-zos presentes en las rocas. Dado que los pozos se encuentran en producción desde el año 1996, se redujo la resistencia de la formación de rocas prospectivas y no prospectivas. Por consiguiente, la reducción de la densidad del lodo produjo pro-blemas de inestabilidad en los pozos. No obstante, durante los intentos para desviar la trayectoria del pozo Mars A-14, el empleo de fluidos de perfo-ración de alta densidad ocasionó problemas de pérdida de circulación en las zonas agotadas.

El pozo A-14 apuntó como objetivo al yaci-miento M1/M2, que contenía la mayor parte de las reservas del campo y había sido sometido a un proceso de inyección de agua. En mayo de 2003, se había cerrado debido a la producción de arena; las operaciones de desviación de la trayectoria para reingresar en el yacimiento M1/M2 comenza-ron en el año 2004. El primer intento fracasó cuando el BHA se perdió a una profundidad medida (MD) de 6 445 m [21 144 pies], una TVD de 4 980 m [16 340 pies], por problemas de pérdida de circulación y estabilidad del pozo. Un intento para desviar su trayectoria desde la zapata de la

> Sistema DAPC automatizado. Para mantener la BHP constante, durante la transición del proceso de perforación al proceso de ejecución de conexiones cuando las bombas se encuentran detenidas, el sistema DAPC estabiliza la contrapresión mediante el bombeo del fluido de perforación en el colector múltiple de estrangulamiento regulado a través del estrangulador AC-1. La contrapresión se reduce o no se aplica cuando las bombas reanudan su funcionamiento para la operación de perforación. El sistema de control del DAPC, que se vincula directamente con el análisis hidráulico en tiempo real y el proceso de detección continua de golpes de presión, estabiliza y controla la BHP a través del ajuste de la bomba de contrapresión del sistema DAPC y de los estranguladores AC-2 y AC-3. Un medidor de flujo (óvalo de guiones) conectado al lado de baja presión del colector múltiple de estrangulamiento provee el flujo de salida, que el administrador de presión monitorea continuamente y compara con el flujo de entrada para la detección de golpes de presión.

RCD

Respiraderode gases

Tanque demaniobras

Controladorprincipal

Controladorauxiliar

Sistema de control del DAPC

AC-2

AC-3

Colector múltiplede estrangulamiento

del DAPC

Bomba de contrapresióndel DAPC

Bomba del equipode perforación

AC-1

Separador

Zarandavibratoria

(temblorina)

Pileta de lodo

MPD Figure 7_4

Medidorde flujo

Conjuntopreventor de reventones(BOP)

de los cuales se le pueden asignar velocidades de muestreo. El formato WITS permite además que las computadoras de localizaciones remotas envíen instrucciones a otras computadoras para modificar parámetros, tales como el tipo de datos y la velocidad de muestreo.

10. El controlador PID es utilizado en muchas aplicaciones industriales para calcular la diferencia entre una variable medida y un punto de ajuste deseado, tal como la presión de superficie. El controlador PID procura minimizar las diferencias existentes entre ambos valores mediante el ajuste de los datos de entrada de proceso.

11. van Riet and Reitsma, referencia 6.

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22 Oilfield Review

tubería de revestimiento previa fracasó cuando los mismos problemas impidieron que los ingenieros bajaran una tubería de revestimiento corta (liner) expansible hasta la profundidad requerida.

Shell recurrió al sistema DAPC desarrollado por su sector de investigación de E&P. En la pla-taforma Mars, el sistema de control DAPC fue modificado para comunicarlo con un sistema con-trolador del estrangulador de un tercero. Por lo tanto, el controlador DAPC fue limitado para determinar la contrapresión necesaria y transmi-tirla al sistema controlador del estrangulador.

La BHP fue calculada en tiempo real con un modelo hidráulico en estado estacionario de Shell que contenía datos estáticos, tales como la densidad del lodo, la configuración del BHA, la geometría del pozo y datos direccionales, que se actualizaba cada un segundo con datos del equipo de perforación. Si bien en general existía buena concordancia entre el modelo y las BHP medidas, la rotación de la sarta no era compen-sada adecuadamente, lo que hacía que la densidad equivalente fuera aproximadamente 0,024 g/cm3 [0,2 lbm/galón] mayor que la correspondiente a

la BHP del modelo. Para encarar este tema, el modelo se ajustó manualmente con los valores corregidos.

El pozo se perforó hasta la TD con una densi-dad de lodo de 1,57 g/cm3 [13,1 lbm/galón], que es 0,036 g/cm3 [0,3 lbm/galón] menor que en los dos intentos previos. Esto fue posible gracias a la utilización del sistema DAPC para mantener un punto de ajuste de la BHP equivalente a 1,64 g/cm3 [13,7 lbm/galón] (izquierda). Mediante la aplica-ción de estas especificaciones, no existió indicación alguna de problemas de inestabilidad o de pérdida de circulación y el liner fue bajado sin incidentes.12

Luego de este éxito, Shell optó por utilizar el método MPD en 11 pozos más. En un campo, al cabo de varios intentos fallidos para alcanzar la TD con métodos convencionales, los ingenieros llegaron a la profundidad del objetivo en seis de seis intentos utilizando el método MPD. El pro-grama tuvo tanto éxito en el campo en proceso de maduración, que las instalaciones de producción colmaron su capacidad.

El método MPD demostró ser la solución en otros dos campos de aguas profundas operados por Shell y en seis pozos más con relaciones desa-fiantes similares entre la presión de iniciación de la fractura, la presión de poro y la estabilidad de los pozos. Shell también está aplicando la técnica en otras circunstancias desafiantes, las cuales incluyen la cementación de pozos que resultan complejos debido a procesos de agotamiento, la penetración segura de secciones de alta presión y alta temperatura (HPHT), y la perforación de pozos que de lo contrario serían imposibles de per-forar de conformidad con los estándares de salud, seguridad y medioambiente (HSE) existentes.

Alta presión, agotamiento y cementaciónEl método MPD resulta particularmente ade-cuado para pozos que apuntan a las formaciones de alta presión como objetivo. El subsuelo en el que se encuentran las localizaciones de estos pozos a menudo se caracteriza por presiones inciertas, una litología compleja y un flujo de retorno indetermi-nado, que es el volumen de fluido de perforación que fluye desde el espacio anular después de des-conectadas las bombas de lodo. Por otra parte, en las formaciones altamente presionadas, los golpes de presión aparentes, si se diagnostican o se mani-pulan incorrectamente, tienen más posibilidades de convertirse en eventos de control de pozos que en los ambientes con presiones normales.

12. Roes V, Reitsma D, Smith L, McCaskill J y Hefren F: “First Deepwater Application of Dynamic Annular Pressure Control Succeeds,” artículo IADC/SPE 98077, presentado en la Conferencia de Perforación de las IADC/SPE, Miami, Florida, EUA, 21 al 23 de febrero de 2006.

> Perforación convencional y MPD en aguas profundas. Los diagnósticos de dos pozos de re-entrada fallidos de la plataforma Mars operada por Shell condujeron a una prognosis según la cual la perforación convencional (extremo superior) se traduciría en una ECD con una aproximación de 0,006 g/cm3 [0,05 lbm/galón] respecto de la densidad de lodo equivalente (EMW) del valor de la prueba de integridad de la formación (FIT) (puntos rojos, extremo superior). Con los métodos MPD (extremo inferior), el EMW podría reducirse (verde) y, mediante el agregado de una presión anular de 525 lpc [3,62 MPa], la brecha entre la FIT (puntos rojos) y la ECD se expandiría a 0,036 g/cm3 [0,3 lbm/galón] equivalente (puntos rojos, extremo inferior). (Adaptado de Roes et al, referencia 12.)

MPD Figure 8_4

TVD,

pie

sTV

D, p

ies

Perforación convencional: prognosis del pozo de re-entrada Mars A-1412 000

12 500

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6,0

13 500

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15 500

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16 500

12 000

12 500

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14 500

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15 500

16 000

16 500

7,0 8,0 9,0 10,0 11,0 12,0 13,0 14,0 15,0 16,0 17,0

5,0 6,0 7,0 8,0 9,0 10,0 11,0 12,0 13,0 14,0 15,0

FIT

16,0 17,0

5,0

Perforación con presión controlada: prognosis del pozo de re-entrada Mars A-14

FIT

Presión de poroMW estáticoEMW estático, MPDEMW dinámicoGradiente de fractura

Presión de poroMW estáticoEMW estático, MPDEMW dinámicoGradiente de fractura

Presión de poro–gradiente de fracturaDensidad de lodo equivalente, lbm/galón

Presión de poro–gradiente de fracturaDensidad de lodo equivalente, lbm/galón

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Volumen 23, no. 1 23

Habitualmente, los pozos HPHT se complican aún más por la existencia de márgenes de perfo-ración más estrechos y por la poca disponibilidad de información de pozos vecinos. Ante una de estas dos situaciones o ambas, los perforadores deben estar preparados para las consecuencias de la presencia de presiones más altas que las anticipadas, aún cuando se trate de situaciones rutinarias. Por ejemplo, durante las operaciones de perforación tradicionales, existen múltiples métodos de predicción y detección que ayudan a reducir la incertidumbre asociada con la presión. No obstante, algunos operadores se niegan a uti-lizar la práctica de predicción de la presión de poro en los pozos HPHT.

Shell utiliza los equipos MPD en pozos que se caracterizan por una alta incertidumbre asociada con la presión. Mediante la inducción rutinaria e intencional del flujo durante las operaciones MPD —utilizando esencialmente tanto el método UBD como el método MPD en diferentes secciones del pozo— los ingenieros pueden determinar la pre-sión de poro en tiempo real. Provisto de datos pre-cisos de presión de poro, el operador puede continuar la perforación a la vez que mantiene una presión de fondo de pozo constante para per-manecer dentro de la ventana de perforación. Por otro lado, Shell manipula los sistemas de flui-dos de perforación para reforzar el pozo, mediante lo cual altera efectivamente el gradiente de frac-tura y expande el rango apto para perforación.

Los volúmenes inusuales de flujo de retorno a menudo constituyen una indicación del fenómeno que se conoce como surgencia (flujo natural) intermitente (wellbore breathing o ballooning).

Este fenómeno se produce cuando las fracturas inducidas por la perforación absorben un volu-men de fluido de perforación. Cuando las bombas se desconectan y la ECD se reduce, estas fracturas se cierran y expulsan el fluido, lo que produce flujo de retorno en la superficie. Mediante el registro del volumen de flujo de retorno antes e inmedia-tamente después de atravesar la zapata de la tubería de revestimiento —proceso denominado

fingerprinting— los perforadores pueden esta-blecer un volumen de flujo de retorno de referen-cia esperable en un pozo determinado cuando las bombas se encuentran desconectadas (izquierda). Si el volumen de flujo de retorno excede el volu-men registrado de flujo de retorno, el excedente se interpreta a menudo erróneamente como un golpe de presión, un influjo de fluidos de formación indu-cido por la presión, más que como un fenómeno de surgencia intermitente.

Los perforadores reaccionan ante un golpe de presión a través del incremento de la densidad del lodo. No obstante, la adopción de esta medida cuando el incremento del volumen se debe a un fenómeno de surgencia intermitente puede gene-rar consecuencias serias; un incremento de la densidad del lodo puede hacer que una condición de sobre balance leve se convierta en una condi-ción de sobre balance severo, que produzca una pérdida de fluido aún mayor.

Mediante la ejecución de una operación de perforación con un paquete MPD y el manteni-miento de una BHP constante, los ingenieros pue-den eliminar no sólo las fluctuaciones de presión entre el modo de perforación dinámico y el modo de perforación estático, que causan el fenómeno de surgencia intermitente, sino también cual-quier posibilidad de diagnóstico erróneo (abajo). Por otro lado, la precisión y la velocidad con que reaccionan a las variaciones de presión hacen que

>Medición del flujo de retorno. Este registro del flujo de retorno de un pozo de alta presión y alta temperatura (HPHT) de México fue efectuado durante la segunda conexión con el sistema DAPC, antes de las operaciones MPD. El volumen de flujo de retorno, o incremento, después de desconectar las bombas (área sombreada verde) se complementa con las pérdidas (área sombreada gris) cuando las bombas vuelven a ponerse en funcionamiento y el operador pasa del modo de perforación estático al dinámico. (Adaptado de Fredericks et al, referencia 13.)

500

450

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350

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200

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0

Pozo HPHT de MéxicoFlujo del pozo antes de las operaciones MPD

Tiempo

Pres

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lpc

y flu

jo, g

alón

/min

uto

22:40:00 22:48:20 22:56:40 23:05:00 23:13:20

MPD Figure 9_4

Pérdida

Incremento

Flujo de entrada a las bombas del equipo de perforación, galón/minutoContrapresión, lpcMedidor de flujo, galón/minuto

> Sin surgencia (flujo natural) intermitente. Los datos de presión registrados con el sistema DAPC durante la quinta conexión efectuada en el mismo pozo HPHT que el de la figura previa, no muestran signos de surgencia intermitente (línea naranja). Cuando las bombas del equipo de perforación se hacen funcionar por ciclos (verde), la presión y la velocidad de la bomba de contrapresión del sistema DAPC (líneas negra y púrpura) se incrementan o se reducen automáticamente para mantener la presión del punto de ajuste de la ECD (línea roja) y la densidad (línea azul) tanto en el modo de perforación dinámico como en el modo de perforación estático. La falta de incrementos o pérdidas debidas al flujo de retorno o la falta de surgencia intermitente indica que el pozo se encuentra en equilibrio con esta BHP constante. (Adaptado de Fredericks et al, referencia 13.)

Pozo HPHT de MéxicoConexión 5

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Pres

ión,

lpc

y flu

jo, g

alón

/min

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Dens

idad

de

lodo

equ

ival

ente

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, lbm

/gal

ón

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2:16

18,5

18,0

17,5

17,0

16,5

MPD Figure 10_5

Tiempo

Bomba de contrapresión, galón/minutoFlujo de entrada a las bombas del equipo de perforación, galón/minutoPresión del punto de ajuste ECD, lbm/galónMedición del flujo de salida, galón/minuto

Contrapresión, lpcECD, lbm/galón

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24 Oilfield Review

los sistemas MPD automatizados resulten adecua-dos para la rápida identificación y abordaje de numerosos peligros de perforación comunes antes de que se conviertan en verdaderos problemas.13

En ciertos casos, una vez identificados los riesgos de perforación, las prácticas MPD pueden utilizarse con otras tecnologías para superarlos. Por ejemplo, en el campo McAllen-Pharr operado por Shell en el Condado de Hidalgo, en Texas, EUA, el operador debió abordar la perforación a través de zonas producidas en las que la predic-ción del grado de agotamiento se complicaba por la presencia de fallas difíciles de mapear. Por otro lado, las zonas que habían sido agotadas hasta alcanzar un valor de presión 5 000 lpc [34 MPa] más bajo que la presión original a menudo se encontraban entre capas de arenas vírgenes sobrepresionadas, lo que tornaba impracticable su aislamiento con un liner.14

En los campos cercanos, como consecuencia del incremento de la densidad del lodo en prepa-ración para el viaje de salida del pozo, el operador había experimentado pérdidas de fluido severas al alcanzar la profundidad de colocación del liner. Para resolver el problema en esos pozos, se utilizó el método de perforación con liner o con tubería de revestimiento; en el que la sarta de perforación es reemplazada por un liner o una tubería de revestimiento que puede quedar en el pozo; esto permite eliminar las maniobras (viajes) y la necesidad de aumentar la densidad del lodo.

La perforación con liner funcionó en estos campos porque la baja permeabilidad de las zonas que se estaban perforando impedía el flujo en el pozo, incluso cuando las bombas se encontraban desconectadas, y la densidad de lodo equivalente era inferior a la presión de poro. La incertidumbre asociada con la presión y la expectativa de la existencia de alta permeabilidad tornaban insos-tenible la aplicación de esta estrategia sola en el campo McAllen-Pharr.

Shell recurrió al equipo MPD automatizado y adaptó su sistema a las aplicaciones terrestres. Los ingenieros redujeron el tamaño y el peso del colector múltiple de estrangulamiento mediante la reducción del número de estranguladores, vál-vulas y líneas de derivación, lo que además trajo aparejadas mejoras en el sistema de potencia hidráulica. El colector múltiple pasó de un diseño de tres estranguladores a otro de dos, con un estrangulador dedicado al manejo de la contra-presión y el otro a funciones de servicio, tales como apoyo y alivio automatizado de la presión.15

Una bomba del equipo de perforación, en vez de una bomba dedicada, proporcionaba la contra-presión cuando las bombas de lodo primarias se encontraban desconectadas.

El primer pozo del campo perforado con la unidad modificada, el pozo Bales 7, se caracteri-zaba por la presencia de fallas complejas y esca-sos datos de pozos vecinos. Esto dificultaba la predicción de la presión de poro y de los regíme-nes de gradientes de fracturas en las arenas pros-pectivas objetivo a través de las cuales Shell intentaba efectuar la perforación.

El plan del operador requería una zapata de tubería de revestimiento de 75/8 pulgadas a una profundidad medida (MD) de aproximadamente 2 652 m [8 700 pies]. Luego, se perforaría con-vencionalmente una sección horizontal de 640 m [2 100 pies], en una trayectoria en forma de S a lo largo de una tangente de 19°.16 A continuación, se procedería a perforar verticalmente un agujero de 61/2 pulgadas, utilizando tubería articulada y equipos MPD automatizados hasta 3 158 m [10 360 pies]. Desde allí, la sección de 61/2 pulgadas se perforaría hasta 3 373 m [11 065 pies] mediante el método de perforación con tubería de revestimiento y MPD (arriba). Toda la sección de 61/2 pulgadas sería per-forada en condiciones de bajo balance estático.

El punto de ajuste de la ECD fue de 1,7 g/cm3

[14,15 lbm/galón] en la zapata de la tubería de revestimiento, la cual se incrementó hasta alcan-zar 1,8 g/cm3 [14,9 lbm/galón] en la profundidad total. En promedio, el sistema controló la ECD con una precisión de 0,01 g/cm3 [±0,12 lbm/galón] res-pecto del punto de ajuste, mediante el manejo continuo de la contrapresión entre 100 y 200 lpc [0,7 y 1,38 MPa]. En la sección perforada con la

columna de perforación convencional, este pro-ceso incluyó 16 transiciones de las bombas; en dichas ocasiones, las bombas fueron detenidas y encendidas para efectuar 15 conexiones y una vez más para reemplazar los sellos con fugas en el dispositivo de control rotativo.

En la segunda sección del agujero de 61/2 pul-gadas se encontraron gradientes de presión de poro al menos 0,02 g/cm3 [1,5 lbm/galón] más altos que los observados en dirección a la superficie. Considerando además los niveles de agotamiento previstos, se determinó que las pérdidas de fluidos serían demasiado grandes con un arreglo de perfo-ración convencional, de manera que los ingenieros optaron por perforar con tubería de revestimiento hasta la profundidad final.17 La densidad del lodo estático para toda la sección fue de 1,8 g/cm3 [15,7 lbm/galón] y la ECD mantuvo un valor cons-tante de 1,9 g/cm3 [16,2 lbm/galón].

Si bien durante la perforación fluyó gas del pozo, y el volumen de flujo se incrementó con la profundidad, la BHP se mantuvo constante con una aproximación respecto de la densidad promedio de lodo equivalente de 0,02 g/cm3 [±0,18 lbm/galón] a través de 13 transiciones de bomba. Mediante la utilización del método MPD para evitar pérdidas a la vez que se mantenía una ECD constante, los ingenieros alcanzaron la TD con una sarta de per-foración de 31/2 pulgadas.

Finalmente, los ingenieros utilizaron prácti-cas automatizadas de control de presión para cementar la tubería de revestimiento de produc-

> Perfil de pozo. El pozo Bales 7 fue perforado como un pozo de alto ángulo hasta la profundidad de asentamiento de la tubería de revestimiento de 75/8 pulgadas y luego se hizo vertical. La sección de producción se perforó a continuación en dos pasos destinados a abordar los regímenes variables de presión de poro y presión de iniciación de la fractura, los cuales suscitaban pérdidas de fluidos en ciertas secciones e influjo de gas en otras. (Adaptado de Montilva et al, referencia 14.)

Pozo Bales 7, sección vertical

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Longitud horizontal, pies

500 0

Tangente de 19°

Unión de iniciode la desviación

MPD Figure 11_2

Tubería de revestimiento de 75⁄8 pulgadasa una TVD de 8 278 pies

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Volumen 23, no. 1 25

ción, mediante el mantenimiento de una contra-presión de 90 lpc [0,6 MPa] durante la circulación llevada a cabo antes de la cementación. Una vez estabilizados los retornos, las bombas fueron des-conectadas para instalar un cabezal de cementa-ción y la BHP se mantuvo constante mediante la aplicación de una contrapresión oscilante entre 200 y 210 lpc [1,38 y 1,45 MPa]. Después de bom-bear el espaciador, se utilizó el estrangulador para mantener una ECD constante de 1,9 g/cm3

[16,2 lbm/galón] durante la cementación. Como resultado, el pozo fue cementado con éxito sin que se produjera pérdida de fluido alguna.

Durante la perforación de los pozos del campo McAllen-Pharr con liner y equipos MPD, el gas se hizo circular a través del separador de gas. Para minimizar las pérdidas de fluidos, se efec-tuaron ajustes ocasionales de la densidad del lodo. Shell utilizó esta combinación de métodos MPD, UBD y de perforación con tubería de reves-timiento, para expandir su programa de perfora-ción con tubería de revestimiento a otros campos del Sur de Texas y evitar el costo significativo que implica la utilización de un liner como parte de un plan de contingencias.18

La perforación de lo imposible, las temperaturas muy elevadas y mucho másLa utilización de contrapresión aplicada externa-mente en un sistema de perforación cerrado para mantener una presión de fondo de pozo cons-tante es un procedimiento relativamente nuevo de perforación a través de márgenes estrechos. Los operadores siguen descubriendo nuevas apli-caciones para el método MPD a medida que intentan buscar respuestas a los desafíos únicos de perforación que plantea la presión.

Por ejemplo, en las cuencas en proceso de maduración, los operadores a menudo optan por perforar pozos de re-entrada a partir de los pozos existentes para alcanzar las reservas descubiertas pero no desarrolladas con las cuales poder hacer frente a la caída de la producción. No obstante, estos esfuerzos a menudo se ven obstaculizados por las altas pérdidas de fluido anular que se

registran a medida que los pozos atraviesan zonas agotadas. Las prácticas de perforación convencio-nales llevadas a cabo en este ambiente a menudo no logran el acceso al petróleo descubierto pero no desarrollado por problemas de perforación, tales como el atascamiento de las tuberías o las dificultades asociadas con la entubación.

Si bien el método MPD parecería una solu-ción probable, el desafío se complica aún más porque estos pozos de re-entrada de diámetro reducido se perforan tradicionalmente utilizando motores de desplazamiento positivo. Estos moto-res generan fluctuaciones continuas de la ECD al pasar del modo de deslizamiento al modo de rota-ción, lo que hace casi imposible que la BHP sea constante. La solución para un operador del Golfo de México fue la aplicación del método MPD en combinación con una nueva generación de herra-mientas rotativas direccionales y sensores de presión durante la perforación.19 En base al éxito de esta compañía, los operadores de todo el Golfo están reevaluando las oportunidades para exten-der la vida productiva y la rentabilidad de los campos maduros a través de la perforación de pozos de re-entrada de diámetro reducido.

En Australia, durante la perforación de los pozos de un proyecto geotérmico en la cuenca Cooper, Geodynamics Limited observó que el basa-mento granítico se encontraba inesperadamente sobrepresionado, con una sobrepresión de 5 200 lpc [36 MPa]. Por otro lado, el régimen de esfuerzos existente en el granito creaba condiciones que pro-ducían golpes de presión y pérdidas de fluido. En este primer pozo perforado con técnicas convencio-nales, el operador incurrió en un NPT considerable cuando se vio obligado a utilizar un incremento de la densidad del lodo de 0,5 g/cm3 [4,0 lbm/galón] para controlar y detener un influjo de fluido pro-veniente del basamento sobrepresionado.

Luego, el operador recurrió al sistema DAPC para mantener el delicado balance entre la sobre-presión y el gradiente de fractura en los dos pozos siguientes. En el segundo pozo, los ingenieros uti-lizaron el sistema para controlar y detener un influjo de fluido en 90 minutos, mediante el incre-

mento de la densidad del lodo en sólo 0,1 g/cm3 [0,7 lbm/galón]. Además, utilizaron el sistema para mantener una ECD constante, mediante la mani-pulación de la contrapresión entre 220 y 295 lpc [1,5 y 2,0 MPa] durante las operaciones de perfo-ración, y entre 525 y 625 lpc [3,6 y 4,3 MPa] durante las conexiones.20

La herramienta correcta para la operación correctaDebido a su flexibilidad y al control continuo del flujo y la presión, el uso de la técnica MPD consti-tuye a menudo un método de perforación más seguro y menos costoso que el método de perfora-ción en condiciones de bajo balance o de sobre balance. Esto se verifica especialmente en ambien-tes con márgenes de perforación estrechos o des-conocidos. El método MPD ha sido utilizado, por ejemplo, en la prevención de golpes de presión durante el cruce de las zonas de detritos de los ambientes de perforación subsalinos. También se ha empleado para reemplazar los medidores de flujo másico de Coriolis —que pueden ser sensi-bles a la existencia de gas arrastrado y vibracio-nes, y altamente susceptibles a los procesos de mantenimiento deficientes— para la detección temprana de los golpes de presión.21

El aprovechamiento máximo del método MPD requiere que sea aplicado en las situaciones de perforación para las que resulta más apropiado. Si bien a menudo y correctamente se lo considera una forma de perforar con éxito pozos que de lo contrario no alcanzarían sus objetivos, no debe ser tomado como la respuesta a todos los proble-mas de perforación ni como el método de último recurso. Los candidatos más adecuados para el método MPD son los pozos con pozos vecinos caracterizados por problemas de inestabilidad, pérdidas excesivas de fluido de perforación, o pozos que serán perforados a través de zonas vír-genes presionadas y zonas agotadas, o de lo con-trario, subpresionadas. Esos parámetros solos indican que es considerable el número de pozos que constituyen buenos candidatos para la téc-nica de MPD. —RvF

13. Fredericks P, Sehsah O, Gallo F y Lupo C: “Practical Aspects and Value of Automated MPD in HPHT Wells,” artículo AADE 2009NTCE-04-04, presentado en la Conferencia y Exhibición Técnica Nacional de la AADE, Nueva Orleáns, 31 de marzo al 1° de abril de 2009.

14. Montilva J, Fredericks P y Sehsah O: “New Automated Control System Manages Pressure and Return Flow While Drilling and Cementing Casing in Depleted Onshore Field,” artículo SPE 128923, presentado en la Conferencia y Exhibición de Perforación de las IADC/SPE, Nueva Orleáns, 2 al 4 de febrero de 2010.

15. Montilva et al, referencia 14.16. Para obtener más información sobre las operaciones

de perforación de alcance extendido, consulte: Bennetzen B, Fuller J, Isevcan E, Krepp T, Meehan R,

Mohammed N, Poupeau J-F y Sonowal K: “Pozos de alcance extendido,” Oilfield Review 22, no. 3 (Marzo de 2011): 4–15.

17. Para obtener más información sobre las operaciones de perforación con tubería de revestimiento, consulte: Fontenot KR, Lesso B, Strickler RD y Warren TM: “Perforación de pozos direccionales con tubería de revestimiento,” Oilfield Review 17, no. 2 (Otoño de 2005): 46–65.

18. Montilva et al, referencia 14.19. Njoku JC, Husser A y Clyde R: “New Generation Rotary

Steerable System and Pressure While Drilling Tool Extends the Benefits of Managed Pressure Drilling in the Gulf of Mexico,” artículo SPE 113491, presentado en la Conferencia y Exhibición Técnica de Petróleo y Gas de la India, Mumbai, 4 al 6 de marzo de 2008.

20. @balance: “Successful Use of Managed Pressure Drilling to Eliminate Losses and Control Influx in Hot Fractured Rock Geothermal Wells,” http://www.atbalance.com/NE_News_Geothermal.html (Se accedió el 1° de diciembre de 2010).

21. Para obtener más información sobre las operaciones de perforación en ambientes subsalinos, consulte: Pérez MA, Clyde R, D’Ambrosio P, Israel R, Leavitt T, Nutt L, Johnson C y Williamson D: “Respondiendo al desafío de explotar estructuras subsalinas,” Oilfield Review 20, no. 3 (Invierno de 2008/2009): 36–51.

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