perforación de pozos direccionales con tubería de ... · drillshoe es una marca de weatherford....

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Perforación de pozos direccionales con tubería de revestimiento

Kyle R. Fontenot ConocoPhillipsPuerto La Cruz, Venezuela

Bill Lesso Houston, Texas, EUA

R. D. (Bob) Strickler ConocoPhillipsHouston, Texas

Tommy M. Warren Tesco CorporationHouston, Texas

Por su colaboración en la preparación de este artículo seagradece a Lee Conn, M-I SWACO, Houston; y a MikeWilliams, Sugar Land, Texas.ABC (Análisis Detrás del Revestimiento), PowerDrive,PowerDrive Xceed y PowerDrive Xtra son marcas de Schlumberger.Casing Drilling, Casing Drive System y Drill Lock Assembly(DLA) son marcas de Tesco Corporation.DrillShoe es una marca de Weatherford.EZ Case es una marca de Hughes Christensen, una divisiónde Baker Hughes, Inc.

La perforación de pozos con tubulares de gran diámetro elimina la necesidad de bajar

la columna de perforación convencional, que luego debe ser extraída para instalar la

tubería de revestimiento permanente. Además, mitiga los problemas de pérdida de cir-

culación, mejora el control del pozo y reduce el tiempo de equipo de perforación no

productivo, disminuyendo al mismo tiempo el riesgo de que se produzcan desviaciones

no programadas o atascamientos de las tuberías. Menos viajes de entrada y salida del

pozo, más seguridad en su posicionamiento, mayor eficiencia y menores costos se tra-

dujeron en una gama de aplicaciones en expansión, que ahora incluye la perforación

direccional con tubería de revestimiento.

La utilización de tubería de revestimiento para laperforación constituye una tecnología incipienteque permite bajar los costos de construcción depozos, mejorar la eficiencia operacional y la segu-ridad, así como minimizar el impacto ambiental.Básicamente simple en principio, esta técnica deperforación utiliza los tubulares de gran diáme-tro que quedarán instalados permanentementeen el pozo, en lugar de la sarta de perforaciónconvencional. Las exigencias económicas de losmarcos geológicos complejos, los yacimientos demenor extensión con reservas recuperables limi-tadas y la necesidad de optimizar el desarrollo yla explotación de los campos maduros hacen quelas operaciones de perforación con tubería derevestimiento resulten cada vez más atractivaspara las compañías operadoras.

En la actualidad, es posible adosar una barre-na de perforación rotativa convencional o unazapata de perforación especial al extremo de unasarta de revestimiento para perforar pozosverticales. Para lograr mayor flexibilidad, y paraaquellas aplicaciones que requieren control di-reccional, se puede desplegar, fijar en su lugar yluego recuperar con cable un arreglo de fondo depozo (BHA, por sus siglas en inglés) recuperablepara perforación. La bajada y recuperación deeste BHA a través de la tubería de revestimientoelimina los viajes de entrada y salida del pozo dela columna de perforación y provee protecciónadicional para los sistemas de avanzada utili-zados en las mediciones de fondo de pozo y en lasaplicaciones de perforación direccional.

La minimización del número de viajes de latubería durante las operaciones de perforaciónreduce los incidentes de colapso de pozos produ-cidos por las operaciones de extracción de flui-dos y flujo natural, disminuye la posibilidad deque se produzcan desviaciones no programadas yminimiza el desgaste interior de las sartas derevestimiento de superficie o intermedias insta-ladas previamente. Después de alcanzar la pro-fundidad total (TD, por sus siglas en inglés), latubería de revestimiento ya se encuentra en sulugar, lo que elimina la necesidad de extraer lasarta de perforación y luego bajar la tubería derevestimiento permanente.

Este menor manipuleo de las tuberías au-menta la seguridad en la localización del pozo ypermite que los perforadores utilicen equipos deperforación de tamaño estándar o más pequeños,construidos específicamente para perforar contubería de revestimiento. Los nuevos equipos deperforación compactos para operaciones deperforación con tubería de revestimiento requie-ren menos potencia, utilizan menos combustible,producen menos emisiones, operan desde locali-zaciones de superficie más pequeñas y puedenser transportados en forma más rápida y fácil quelos equipos de perforación convencionales demayor tamaño (próxima página).

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En comparación con las operaciones de per-foración tradicionales, la técnica de entubacióndurante la perforación minimiza el tiempo inac-tivo del equipo de perforación generado por laexistencia de episodios inesperados, tales como elatascamiento de las tuberías o la pérdida del con-trol del pozo resultantes de un influjo de fluido deformación. Las evidencias biográficas indican quelas operaciones de perforación con conexiones detubulares de mayor diámetro reducen los proble-mas de pérdida de circulación mediante el enluci-do de los recortes y los sólidos de perforación enla pared del pozo.

Es posible que este efecto de “empaste” gene-re un revoque de filtración impermeable o creeuna terminación superficial sólida que permitaperforar los intervalos débiles, de baja presión yagotados sin pérdidas significativas de fluido deperforación.

Las sartas de revestimiento poseen unionesmás largas que las columnas de perforación es-tándar, lo que significa que las conexiones quedeben realizar los perforadores se reducen enaproximadamente un 25%. Otro de los beneficiosque ofrecen es que se invierte menos tiempo enla circulación del fluido o en el rectificado delpozo para mantener la estabilidad del mismodurante la conexión de las tuberías. Además demejorar la eficiencia de la perforación, estas dosventajas se traducen en una reducción ulteriordel costo total y del impacto ambiental.

Las operaciones de perforación con tuberíade revestimiento eliminan varias etapas delproceso de construcción de pozos convencional yofrecen otras ventajas críticas, tales como mejorcirculación del fluido y remoción de los recortesde formación para lograr una limpieza másefectiva del pozo. A medida que los operadoresadquieren más experiencia en un área, las veloci-dades de penetración de la perforación (ROP, porsus siglas en inglés) con tubería de revestimientonormalmente mejoran, equiparándose o superan-do en última instancia a las ROPs logradas pre-viamente con la columna de perforación, si secomparan los días por cada 305 m [1,000 pies] olos pies por día.

El análisis de los pozos perforados hasta lafecha con tubería de revestimiento indica queesta técnica puede reducir el tiempo de equipode perforación no productivo hasta en un 50% yacortar el tiempo de perforación en un porcen-taje nominal que oscila entre el 10 y el 35% porpozo, en ciertas aplicaciones. Aproximadamenteun tercio de esta reducción se debe a la menorcantidad de maniobras realizadas con las tube-rías y el resto proviene de la prevención de losproblemas de perforación imprevistos y de la eli-minación del tiempo necesario para instalar la

tubería de revestimiento en una operación inde-pendiente.

Este proceso más rápido, más simple y máseficaz se traduce en menos sorpresas relacio-nadas con la perforación y en costos más bajos.Los avances registrados en términos de herra-

mientas, equipos y procedimientos están expan-diendo el uso de esta tecnología para incluir laperforación de formaciones blandas y duras,tanto en tierra firme como en áreas marinas, ymás recientemente las operaciones de perfo-ración direccional con tubería de revestimiento.

> Entubación durante la perforación y perforación direccional con tubería de revestimiento. En losúltimos cinco años, ConocoPhillips y Tesco Corporation llevaron a cabo extensivas operaciones deperforación con tubería de revestimiento—más de 320,040 m [1,050,000 pies]—en el sur de Texas,expandiendo recientemente las aplicaciones para incluir operaciones direccionales y equipos deperforación compactos construidos con fines específicos, como el que se muestra en la fotografía.Esta técnica permitió mejorar la eficiencia de la perforación y eliminó efectivamente los problemas depérdida de circulación en unos 110 pozos. Estos resultados y experiencias similares acaecidas enotras zonas indican que se puede utilizar la tubería de revestimiento para evitar problemas de pérdidade circulación y perforar a través de zonas agotadas en campos maduros que resultan difíciles deperforar utilizando sartas de perforación convencionales, tanto en tierra firme como en áreas marinas.

BHA recuperable paraperforación con tubería

de revestimiento

Zapata deperforación

BHA no recuperablepara perforación con

tubería de revestimiento

Tubería derevestimientode producción

Colgador paratubería de

revestimientocorta

BHA recuperable para perforación con tubería de revestimiento corta (liner)

Barrenapiloto de PDC

Ensanchador

Tubería derevestimiento

corta

Barrenade PDC

Tubería derevestimientode superficie

Tubería derevestimiento

intermedia

Columna deperforación

Perforaciónconvencional

Primero examinamos la utilización de latubería de revestimiento para la perforación depozos, incluyendo la actividad de desarrollo derelleno que se lleva a cabo actualmente en el surde Texas, y luego analizamos cómo la perforacióny la entubación simultáneas de un pozo permitenreducir los problemas asociados con el pozo. Losresultados de las pruebas realizadas reciente-mente a las operaciones direccionales con tube-ría de revestimiento demuestran cómo la tecno-logía de sistemas rotativos direccionales (RSS,por sus siglas en inglés) mejora la eficiencia de laperforación en comparación con los motoresdireccionales de fondo de pozo, especialmenteen lo que respecta a pozos de menor diámetro.

Un cambio fundamental en la construcción de pozosTanto la tecnología de motores de desplazamien-to positivo (PDM, por sus siglas en inglés) comola tecnología de sistemas RSS utilizan columnasde perforación. Esta tubería de paredes gruesas,diseñada especialmente, se baja hasta el fondode un pozo y se extrae del mismo, probablementevarias veces durante una perforación, y luegootra vez más para instalar una sarta de revesti-miento permanente durante una operaciónindependiente, distinta del resto del proceso deperforación.

La introducción del motor PDM de fondo enla década de 1960 facilitó la perforación sinrotación de la sarta completa. Estos sistemasutilizan el lodo que fluye a través de una turbinao una sección de potencia de rotor-estator paragenerar esfuerzo de torsión en el fondo del pozo.Los motores direccionales con ángulos de curva-tura fijos, o cubiertas acodadas, posibilitaron elcontrol simultáneo del azimut y el ángulo de in-clinación del pozo, lo que se tradujo subsiguien-temente en un mejor control direccional y en laconstrucción rutinaria de pozos de alto ángulo ysecciones horizontales en la década de 1980, yfinalmente pozos de alcance extendido en ladécada de 1990.

A fines de la década de 1990, los sistemasrotativos direccionales ayudaron a los operadoresa establecer nuevos récords en términos de per-foración de pozos de alcance extendido (ERD, porsus siglas en inglés). Esta tecnología, que incluye lossistemas direccionales rotativos de SchlumbergerPowerDrive y PowerDrive Xtra y el sistema direc-cional rotativo PowerDrive Xceed para ambientesrigurosos y accidentados, facilita el control direc-cional y la orientación de la barrena mientras lacolumna de perforación entera rota en formacontinua.

El empleo de barrenas tricónicas o barrenasde cortadores fijos en el extremo de la columna deperforación rotativa monopolizó la perforación depozos de petróleo y gas durante un siglo. No obs-tante, los nuevos conceptos y las mejoras introdu-cidas en los diseños de los equipos de perforaciónrotativos y en las barrenas de perforación han sidola norma desde la introducción de estas herra-mientas a comienzos de la década de 1900. Enconsecuencia, durante este período se registró unmejoramiento notable de la ROP y la vida útil de labarrena.1

La utilización de la tubería de revestimientopara perforar pozos de petróleo y gas representaun cambio fundamental en el proceso de construc-ción de pozos. La técnica de entubación durante laperforación provee la misma capacidad de ejecu-ción de pozos que las operaciones con sarta deperforación, con una mejor remoción de los re-cortes de perforación y un mejor desempeño entérminos de limpieza del pozo. La tubería derevestimiento utilizada para la perforación puede

ser una tubería de revestimiento corta (liner)parcial o una sarta completa (abajo). Desde susprimeras aplicaciones hasta la reciente reactiva-ción de la actividad, la utilización de la tubería derevestimiento para la perforación de pozos hamostrado gran potencial en comparación con laperforación convencional.

En la década de 1920, la industria petrolerarusa reportó el desarrollo de las barrenas retrac-tables para ser utilizadas en operaciones deperforación con tubería de revestimiento. En ladécada de 1930, los operadores del área conti-nental de EUA utilizaban la tubería de produc-ción para realizar terminaciones a agujerodescubierto o sin entubación. La sarta de tuberíade producción y la barrena de cuchillas planas, ocola de pescado, utilizadas para la perforaciónquedaban en el pozo después de iniciarse la pro-ducción. En diversas oportunidades desde ladécada de 1950, se utilizaron tubulares de pozopermanentes para la perforación de pozos dediámetro reducido.

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> Operaciones de perforación y entubación simultáneas con tuberías de revestimiento cortas (liner) osartas de revestimiento completas. Las operaciones de perforación tradicionalmente implicaron elempleo de barrenas tricónicas o barrenas de cortadores fijos en el extremo de la columna de perfo-ración rotativa (izquierda). Como alternativas a este enfoque estándar, los operadores y las compañíasde servicios desarrollaron y probaron diversos sistemas para perforar pozos con tuberías de revesti-miento cortas y tuberías de revestimiento estándar. En la perforación con tubería de revestimientocorta se utiliza suficiente tubería como para entubar el agujero descubierto y se omite la porción su-perior de la sarta de revestimiento (centro, a la izquierda). El arreglo de fondo de pozo (BHA, por sussiglas en inglés) se baja con la columna de perforación convencional hasta la profundidad objetivo ysoporta las cargas de perforación principales. Un colgador para tubería de revestimiento corta oempacador conecta la columna de perforación con la tubería de revestimiento corta. El BHA puederecuperarse sólo una vez finalizado el pozo. Si se produce una falla del BHA, se debe extraer toda lacolumna de perforación y la tubería de revestimiento corta. La posición del colgador para la tubería derevestimiento corta dentro de la sarta de revestimiento previa limita la profundidad de perforaciónmáxima. Una sarta de revestimiento completa con una barrena perforable no recuperable (centro, a laderecha) o un BHA para perforación recuperable (derecha) provee funcionalidad y flexibilidad adicio-nales. El BHA recuperable puede desplegarse y recuperarse con tubería articulada más pequeña,tubería flexible o cable de acero sin necesidad de bajar y extraer del pozo la tubería de revestimiento.

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En la década de 1960, Brown Oil Tools, ahoraBaker Oil Tools, patentó un sistema relativa-mente avanzado para perforar pozos con tuberíade revestimiento, que incluía barrenas pilotorecuperables, ensanchadores para agrandar elpozo y motores de fondo. No obstante, las bajasROPs, comparadas con la perforación rotativaconvencional, restringieron la aplicación comer-cial de este sistema.2

Las actividades de investigación y desarrollocontinuaron desarrollándose a un ritmo lentohasta fines de la década de 1980, en que la coyun-tura y las condiciones del mercado despertaron unrenovado interés en las operaciones de perfora-ción con tubería convencional, tubería flexible yotras técnicas de perforación de pozos de diámetroreducido. Aproximadamente en la misma época,Amoco, ahora BP, documentó una exitosa opera-ción de perforación y extracción de núcleos utili-zando equipos y tubulares para trabajos mineros.En la década de 1990, los operadores comenzarona utilizar tuberías de revestimiento cortas con elfin de perforar intervalos agotados desde formacio-nes normalmente presurizadas.

Este método evitaba problemas tales comoinestabilidad y ensanchamiento del pozo, pérdidade circulación y control del pozo, de los que esta-ban plagadas las operaciones de perforaciónconvencionales. Mobil, ahora ExxonMobil, utiliza-ba tuberías de revestimiento cortas con el fin deperforar los yacimientos de caliza extremada-mente agotados del Campo Arun, en Sumatra delNorte, Indonesia, partiendo de zonas de transiciónde presión más alta.3 Amoco también utilizó estatécnica para perforar los pozos del Campo Valhall,situado en el sector noruego del Mar del Norte.4

En el año 2001, BP y Tesco reportaron unaoperación exitosa en la que se utilizó tubería derevestimiento para perforar los intervalos corres-pondientes a las tuberías de revestimiento desuperficie y de producción en 15 pozos de gas delárea de Wamsutter, en Wyoming, EUA. La pro-fundidad de estos pozos oscilaba entre 2,499 y2,896 m [8,200 y 9,500 pies].5 Aproximadamente

en la misma época, Shell Exploration andProduction Company mejoró notablemente eldesempeño de las operaciones de perforación enel sur de Texas perforando pozos en condicionesde bajo balance con tubería de revestimiento, loque le permitió obtener una reducción de costosdel orden del 30%.6

Hasta la fecha, los operadores han perforadomás de 2,000 secciones de pozo utilizandotuberías de revestimiento. Más de 1,020 de estosintervalos implicaron la perforación de pozosverticales con tubería de revestimiento y barre-nas no recuperables, unos 620 fueron perforadosutilizando tuberías de revestimiento cortas, másde 400 utilizaron un BHA recuperable paraperforar pozos verticales y aproximadamente 12emplearon un BHA recuperable para perforarpozos direccionales. Todas estas aplicacionesiniciales contribuyeron a la evolución de la téc-nica de entubación durante la perforación quedejó de ser una tecnología nueva de confiabilidadno comprobada para convertirse en una soluciónpráctica que permite reducir los costos, aumen-tar la eficiencia de la perforación y minimizar eltiempo del equipo de perforación.

Un nuevo enfoqueAlgunos operadores ahora consideran a estatecnología como una solución potencial en unadiversidad de aplicaciones comerciales, queincluyen desde la perforación de pozos comple-tos en tierra hasta la perforación de sólo uno odos tramos de pozo, en los pozos marinos querequieren sartas de revestimiento múltiples.7 Losperforadores clasifican los sistemas de fondo depozo que se utilizan para perforar con tubería derevestimiento como no recuperables o recupe-rables. Un arreglo no recuperable, o fijo, puedeser utilizado para perforar pozos con tuberías derevestimiento cortas o con sartas de revestimien-to completas.

En ciertas aplicaciones se han utilizado ba-rrenas rotativas convencionales que se dejan enel pozo después de alcanzar la TD. La barrena

puede permanecer en la tubería de revestimien-to y cementarse en su lugar o puede soltarse ydejarse caer en el fondo del pozo para posibilitarla adquisición de registros. Las barrenasperforables, como la barrena Weatherford Tipo IIo DrillShoe Tipo III o EZ Case de Baker Hughes,poseen estructuras de corte externas para perfo-rar pero pueden ser removidas mediante fresado.Estas zapatas de la tubería de revestimientoespecialmente diseñadas permiten la perfora-ción y terminación de las secciones de pozosubsiguientes.

Un sistema recuperable permite que la barre-na y el BHA sean desplegados inicialmente y sereemplacen sin necesidad de bajar y extraer latubería de revestimiento del pozo.8 Esta opciónes la única alternativa práctica en lo que respec-ta a los pozos direccionales debido a la necesidadde recuperar los costosos componentes del BHA,tales como los motores de fondo, los sistemasrotativos direccionales o las herramientas deadquisición de mediciones durante la perfora-ción y de adquisición de registros durante laperforación (MWD y LWD, por sus siglas en inglésrespectivamente). Un sistema recuperable concable facilita el reemplazo de los equipos quefallan antes de alcanzar la TD y permite unacceso rápido y eficaz desde el punto de vista desus costos para registrar, evaluar y probar lasformaciones.

Existen varios proveedores de servicios com-prometidos con el desarrollo de herramientas,técnicas y equipos para perforar pozos con tube-ría de revestimiento. Tesco, por ejemplo, ofrecelos servicios de Casing Drilling® que compren-den equipos de perforación construidos con finesespecíficos, equipos de superficie y herramientasde fondo de pozo para aplicaciones en tierrafirme.

Para facilitar el uso de la tubería de revesti-miento para operaciones de perforación, Tescodiseñó equipos de superficie y sistemas de fondode pozo confiables y robustos que se fijan ydesenganchan de la tubería de revestimiento en

1. Besson A, Burr B, Dillard S, Drake E, Ivie B, Ivie C, SmithR y Watson G: “Bordes cortantes,” Oilfield Review 12, no.3 (Invierno de 2001/2002): 38–63.

2. Hahn D, Van Gestel W, Fröhlich N y Stewart G: “Simultaneous Drill and Case Technology—Case Histories, Status and Options for Further Development,”artículo de las IADC/SPE 59126, presentado en la Conferencia de Perforación de las IADC/SPE, NuevaOrleáns, 23 al 25 de febrero de 2000.

3. Sinor LA, Tybero P, Eide O y Wenande BC: “Rotary Liner Drilling for Depleted Reservoirs,” artículo de lasIADC/SPE 39399, presentado en la Conferencia de Perforación de las IADC/SPE, Dallas, 3 al 6 de marzo de 1998.

4. Tessari RM y Madell G: “Casing Drilling—A RevolutionaryApproach to Reducing Well Costs,” artículo de lasSPE/IADC 52789, presentado en la Conferencia de Perforación de las IADC/SPE, Ámsterdam, 9 al 11 demarzo de 1999.

5. Shepard SF, Reiley RH y Warren TM: “Casing Drilling: An Emerging Technology,” artículo de las IADC/SPE67731, presentado en la Conferencia de Perforación delas IADC/SPE, Ámsterdam, 27 de febrero al 1° de marzode 2001.

6. Gordon D, Billa R, Weissman M y Hou F: “UnderbalancedDrilling with Casing Evolution in the South Texas Vicksburg,” artículo de la SPE 84173, presentado en la Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE, Denver, 5 al 8 de octubre de 2003.

7. Hossain MM y Amro MM: “Prospects of Casing WhileDrilling and the Factors to Be Considered During DrillingOperations in Arabian Region,” artículo de las IADC/SPE87987, presentado en la Conferencia y Exhibición de Tecnología de Perforación de la Región del Pacífico Asiático de las IADC/SPE, Kuala Lumpur, 13 al 15 de septiembre de 2004.

8. Warren T, Tessari R y Houtchens B: “Casing Drilling withRetrievable Drilling Assemblies,” artículo OTC 16564, presentado en la Conferencia de Tecnología Marina,Houston, 3 al 6 de mayo de 2004.

Drill Lock Assembly (DLA)

Estabilizadores en tándem en el interior de la tubería de revestimiento

Unión espaciadora del lastrabarrenas (portamechas), o adaptador flotante

Ensanchador de61⁄8 pulgadas a 87⁄8 pulgadas

Estabilizadores en tándem del agujero piloto externos

Barrena piloto dePDC de 61⁄8 pulgadas

Zapata dela tubería de

revestimiento

8 unionesde tubería derevestimiento

de 75⁄8 pulgadas

Tubería derevestimientode 7 pulgadas

hasta lasuperficie

forma eficaz y efectiva. Un arreglo de perforaciónoperado con cable se encuentra típicamente sus-pendido en un niple con un perfil característico,cerca del extremo inferior de una sarta de revesti-miento. El sistema Casing Drilling de Tesco utilizaun Drill Lock Assembly (DLA) para anclar y sellarel BHA dentro de la tubería de revestimiento(abajo).9

Cada componente del BHA debe pasar através de la sarta de revestimiento que se utilizapara la perforación, incluyendo un ensanchador,o un dispositivo que agranda el pozo, con patinesretráctiles. Una barrena piloto inicia la perfora-ción de un pozo pequeño que luego es ensanchadopor las aletas de los patines del ensanchador ex-pandidas. Los perforadores comúnmente utilizan

una barrena piloto de 61⁄8 pulgadas o de 61⁄4 pulga-das y un ensanchador que se expande hasta al-canzar 87⁄8 pulgadas cuando perforan con tuberíade revestimiento de 7 pulgadas. El ensanchadorpuede estar ubicado inmediatamente arriba de labarrena, en el exterior de la tubería de revesti-miento, o por encima de otros componentes delBHA en el agujero piloto. Una unidad de impul-sión superior hace rotar la tubería de revesti-miento y aplica esfuerzo de torsión para efectuarlas conexiones de los tubulares.

El sistema Casing Drive System de conexiónrápida de Tesco, que es operado por el sistema decontrol hidráulico del sistema de impulsión supe-rior, acelera el manipuleo de la tubería y previeneel daño de las roscas de la tubería de re-vestimiento, eliminando un ciclo de conexiones ydesconexiones en las uniones de los tubulares(próxima página, arriba).10 Un arreglo de cuñassujeta el exterior o bien el interior de la tuberíade revestimiento, dependiendo del tamaño de latubería, y la fija al sistema de impulsión superiorsin conexiones roscadas. Un arreglo interno detipo cangrejo provee un sello de fluido en elinterior de la tubería.

En un principio, las operaciones de perfora-ción con tubería de revestimiento se realizabanen tierra firme, en pozos verticales, para evitar lacomplejidad adicional que conllevan las opera-ciones en áreas marinas. Como resultado, laperforación de pozos verticales con tubería derevestimiento avanzó hasta tal punto que logróequiparar, en forma rutinaria, la eficacia de lasoperaciones con sartas de perforación conven-cionales. Tesco Corporation y ConocoPhillips hanperforado más de 100 de estos pozos verticales enel sur de Texas.

Un campo de pruebas en el sur de TexasConocoPhillips implementó un programa deperforación de pozos de relleno en el año 1997para aumentar la producción y la recuperaciónprovenientes de las areniscas Wilcox geopre-sionadas, del área Lobo en el sur de Texas. Losoperadores descubrieron gas natural en estasareniscas de baja permeabilidad, o compactas,

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9. Warren TM, Angman P y Houtchens B: “Casing DrillingApplication Design Considerations,” artículo de lasIADC/SPE 59179, presentado en la Conferencia de Perforación de las IADC/SPE, Nueva Orleáns, 23 al 25 de febrero de 2000.Shepard et al, referencia 5.Warren T, Houtchens B y Madell G: “Directional Drillingwith Casing,” artículo de las SPE/IADC 79914, presentadoen la Conferencia de Perforación de las IADC/SPE, Ámsterdam, 19 al 21 de febrero de 2003.

10. Warren T, Johns R y Zipse D: “Improved Casing RunningProcess,” artículo de las SPE/IADC 92579, presentado enla Conferencia y Exhibición de Perforación de lasSPE/IADC, Ámsterdam, 23 al 25 de febrero de 2005.

> Perforación de pozos verticales con tubería de revestimiento. El BHA recuperable para laperforación de pozos verticales incluye una barrena pequeña que perfora un pozo guía opiloto (izquierda). Un ensanchador con patines de aletas expansibles y retráctiles ensanchaeste pozo inicial para admitir el diámetro completo de la tubería de revestimiento que se estáutilizando. Los estabilizadores situados entre la barrena piloto y el ensanchador mantienenla inclinación del pozo. Los estabilizadores superiores, ubicados dentro de la tubería de reves-timiento, reducen las vibraciones del BHA y protegen el Drill Lock Assembly (DLA), lo queprovee una conexión de tipo axial y torsional con la tubería de revestimiento (derecha). ElDLA de Tesco se cierra herméticamente contra la tubería de revestimiento para dirigir elfluido de perforación a través de la barrena. Además, permite que el fluido esquive el BHAdurante el despliegue y la recuperación del cable. Se puede incluir un motor de desplaza-miento positivo (PDM, por sus siglas en inglés) o un sistema rotativo direccional (RSS, por sussiglas en inglés), lastrabarrenas pesados, sistemas de adquisición de mediciones durante laperforación (MWD, por sus siglas en inglés) o herramientas de adquisición de registros du-rante la perforación (LWD, por sus siglas en inglés), que no se muestran en esta gráfica. ElDLA se baja con cable y se coloca en un niple con un perfil característico, cerca del extre-mo inferior de la tubería de revestimiento. El BHA se posiciona en la última unión de la tube-ría de revestimiento, de manera que todos los componentes que se encuentran por debajodel estabilizador en tándem se extienden hacia el interior del agujero descubierto por debajode la tubería de revestimiento.

Otoño de 2005 51

situadas cerca del límite entre EUA y México enla década de 1960, pero la limitada productividadde los pozos, los bajos precios del gas, y la ina-decuada capacidad de transporte por líneas deconducción hicieron que su desarrollo comercialresultara antieconómico.

Entre 1979 y mediados de la década de 1990,los incentivos tributarios otorgados por losEstados Unidos para el desarrollo de yacimientosgasíferos compactos, los avances registrados enmateria de estimulación por fracturamientohidráulico, la construcción de nuevas líneas deconducción y el aumento de los precios del gascondujeron a la perforación de más de 1,000pozos. Desde 1997, ConocoPhillips perforó otros900 pozos, cuya profundidad oscila entre 2,286 y3,962 m [7,500 y 13,000 pies], para recuperarreservas de gas adicionales en esta área.

La mayor parte de estos pozos fueron perfora-dos en una sola operación con sarta de perfora-ción convencional y barrenas de cortadores fijosde un compuesto policristalino de diamante (PDC,por sus siglas en inglés). A pesar de la ampliaexperiencia adquirida en esta área madura, laeficiencia de la perforación alcanzó su puntomáximo en el año 2001 luego de perforar unos 600pozos. El tiempo inactivo del equipo de perfo-ración representaba menos de un 10% del tiempototal necesario para perforar un pozo del áreaLobo, de modo que se requería un nuevo enfoquepara reducir aún más los costos de construcciónde pozos.

En el año 2001, ConocoPhillips comenzó a re-evaluar las prácticas de construcción de pozoscon el fin de aumentar la eficiencia de laperforación lo suficiente como para lograr que laexplotación de los yacimientos más pequeños delárea Lobo, con menos de 28.3 millones de m3

[31,000 millones de pies3] de gas recuperable,resultara económica. Esto permitiría continuarcon la actividad de desarrollo durante variosaños, en esta área intensamente fallada ycompartimentalizada.

Si bien los intervalos de superficie, interme-dios y de producción pudieron perforarse enforma convencional, los problemas de fondo depozo asociados con la perforación y el tiempoinactivo del equipo de perforación, cerca de laTD de cada sección de la tubería de revesti-miento, seguían obstaculizando el desempeño.Los problemas de pérdida de circulación, atas-camiento de las tuberías e imposibilidad de bajarla tubería de revestimiento hasta la TD erancomunes en los pozos del área Lobo y en el perío-do 2000–2001, dieron cuenta de aproximadamen-te un 75% del tiempo insumido en la resoluciónde problemas (derecha).

Durante las operaciones de perforación con-vencionales, a menudo debía hacerse circularfluido o lodo adicional para reacondicionar elpozo y encarar problemas tales como pérdida decirculación, formaciones proclives al derrumbe y

colapsos de pozos en intervalos agotados. Otrosproblemas observados fueron el influjo de gas enlas profundidades de la tubería de revestimientointermedia y a lo largo de las zonas productivas,y el atascamiento de las tuberías durante la per-

Conexión de 65⁄8pulgadas con la unidad de impulsión superior

Accionador hidráulico

Arpón axial y torsional

Copa del empacadorGuía de direcciónde la tubería derevestimiento

3 m [10 pies]

8%8%

3%3%

3%

Pérdida decirculación

Atascamientode la tubería

3%

2000

34%

38%

7%4% 4%



9%

2001

39%

37%


Control del pozo


Cementación

Fluidos

Control direccional

Mecánico

Armado de la tuberíade revestimiento

> Equipo de superficie para entubar el pozo durante la perforación. El sistema Casing Drive System deTesco consta de un arreglo de cuñas de conexión rápida que sujeta el exterior (izquierda) o bien el in-terior (centro) de la tubería de revestimiento, dependiendo del tamaño de la tubería. Por otro lado, fijala tubería de revestimiento en el sistema de impulsión superior (topdrive) sin conexiones roscadas paraevitar que se dañen las roscas. Un arreglo interno de tipo cangrejo provee un sello de fluido en el inte-rior de la tubería. El sistema Casing Drive System es operado por un sistema de impulsión superiorsuspendido desde el aparejo de la torre de perforación, de manera que todo el mecanismo rotativo delequipo de impulsión superior queda libre para desplazarse en dirección ascendente y descendente(derecha). El sistema de impulsión superior difiere radicalmente de la mesa rotativa del piso del equipode perforación convencional y del método del vástago de perforación que consiste en hacer girar lacolumna de perforación, porque permite que la perforación se lleve a cabo con tiros triples, en lugarde utilizar tiros simples de tuberías. Además permite que los perforadores conecten rápidamente lossistemas de bombeo de los equipos de perforación o el mecanismo de impulsión rotativo mientras semanipula la tubería, lo que minimiza tanto la frecuencia de atascamiento de las tuberías como el costopor incidente.

> Tiempo no productivo insumido en la resolución de problemas correspondiente a los pozos perforadosen forma convencional en el área Lobo, en el sur de Texas. Se observó que la pérdida de circulación yel atascamiento de la tubería fueron las causas fundamentales de los problemas que se presentarondurante la perforación de los pozos del Campo Lobo con columna de perforación convencional. Durantelos años 2000 y 2001, estos dos problemas representaron el 72% y 76% del tiempo insumido en la reso-lución de problemas, respectivamente. El control de pozos y la imposibilidad de bajar exitosamente latubería de revestimiento hasta la profundidad total (TD, por sus siglas en inglés) también fueron signi-ficativos en éstos y otros años.

foración o la bajada de la tubería de revestimien-to. En consecuencia, los incidentes de control depozos constituyeron una de las principales preo-cupaciones. ConocoPhillips identificó la entuba-ción durante la perforación como una tecnologíaque podría resolver estos problemas y mejorar laeficiencia de la perforación.11

Muchos incidentes de control de pozos yreventones se producen durante la manipulaciónde la tubería. La utilización de la tubería de re-vestimiento para perforar pozos ayuda a evitarestos episodios inesperados, peligrosos y poten-cialmente costosos. La técnica de perforacióncon tubería de revestimiento minimiza o eliminala manipulación de la tubería y deja la tubería derevestimiento en el fondo del pozo; la mejorposición para eliminar un influjo por circulación.Ésta es una ventaja importante, que se percibirá

especialmente a medida que esta técnica se em-plee en más aplicaciones bajo condiciones desubsuelo cada vez más complejas.

La primera fase de la evaluación de las opera-ciones de perforación con tubería de revestimientoimplicó un programa piloto de cinco pozos. Habién-dose iniciado a fines del año 2001 y continuando alo largo del año 2002, ConocoPhillips decidió pro-rrogar este programa para determinar si la técnicade entubación durante la perforación podía com-petir con la perforación convencional en todo elárea Lobo. Esta segunda fase demostró que laperforación con tubería de revestimiento mitiga eltiempo inactivo del equipo de perforación relacio-nado con las formaciones, que se asocia con lasoperaciones convencionales.

El tiempo inactivo en los 11 pozos siguientesperforados con tubería de revestimiento fue ge-

nerado fundamentalmente por problemas mecá-nicos y problemas relacionados con los aspectosoperacionales del equipo de perforación; no seregistró virtualmente ningún incidente de atas-camiento de tuberías o pérdida de circulación.Además, muchos de los problemas mecánicos yoperacionales se redujeron o se eliminaron. Du-rante las primeras dos fases de este programa, eldesempeño de los sistemas Casing Drilling® deTesco mejoró en forma sostenida, logrando equi-parar la ROP diaria promedio de las operacionesconvencionales en el quinto pozo y superándolafinalmente (izquierda).

Las secciones de tubería de revestimiento desuperficie de los pozos del programa Lobo fueronperforadas con tubería de revestimiento de 95⁄8 pul-gadas, utilizando una barrera piloto PDC de 81⁄2 pul-gadas y un ensanchador de 121⁄4 pulgadas en unBHA recuperable. ConocoPhillips perforó esteintervalo en una carrera para todos los pozos y larecuperación del BHA con cable planteó pocosproblemas. Los tiempos de perforación, o rotación,reales con la tubería de revestimiento fueron leve-mente superiores a los de las operaciones conven-cionales con columna de perforación y unabarrena rotativa de 121⁄4 pulgadas.

Estas secciones de 152 m [500 pies] fueronterminadas—perforadas, entubadas y cementa-das—aproximadamente en el mismo tiempo quelos pozos iniciales perforados en forma conven-cional. El cemento en el interior de la tubería derevestimiento de 95⁄8 pulgadas se re-perforó contubería de revestimiento de 7 pulgadas utilizandouna barrena de PDC de 61⁄4 pulgadas y un ensan-chador de 81⁄2 pulgadas configurado para fresar ylimpiar el interior de la tubería de revestimiento.Después de perforar a través del cemento en elinterior de la tubería de revestimiento, pene-trando algunos pies de formación por debajo de laprofundidad de la tubería de revestimiento, o lazapata, este BHA fue recuperado y reemplazadopor otro para perforar un agujero de 87⁄8 pulgadas.

En los primeros pozos, este segundo BHA seutilizó para perforar hasta una profundidad en laque las formaciones se volvían más duras, nor-malmente unos 1,981 m [6,500 pies]. Un tercerBHA fue utilizado hasta la profundidad de latubería de revestimiento de 7 pulgadas. En lamayoría de los casos, la barrena y el ensanchadorexperimentaron poco desgaste en cualquiera delas dos profundidades. Luego de adquirir másexperiencia, ConocoPhillips comenzó a perforaresta sección de tubería de revestimiento inter-media entera en una sola carrera.

52 Oilfield Review

Velo

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pies

/día

600

800

1,000

1,200

400

200

0 14 15 1613121110987654321

1,400

Orden de los pozos del Campo Lobo perforados mediante el empleo de tubería de revestimiento, con total de pies perforados

Velocidad depenetración promedio

de la perforaciónconvencional

8,0006,8786,8808,1268,6207,1236,7056,2257,3208,7188,9977,8116,9738,1038,4508,775

> Mejoras en la eficacia de la técnica de entubación durante la perforación. La velo-cidad de penetración de la perforación (ROP, por sus siglas en inglés) mejoró nota-blemente durante el desarrollo de las operaciones iniciales de perforación de pozosverticales con tubería de revestimiento, en el área Lobo del sur de Texas. Hacia finesde la Fase 1—un programa piloto de cinco pozos—el desempeño de la técnica deentubación durante la perforación se equiparó con el de las operaciones convencio-nales con columna de perforación. El Pozo 7 incluyó 215 m [705 pies] de agujero per-forado direccionalmente con tubería de revestimiento y un motor de fondo. El Pozo 8incluyó una sección de 275 m [902 pies] perforada direccionalmente con columna deperforación y lastrabarrenas pesados.

Otoño de 2005 53

Las secciones de pozo correspondientes a latubería de revestimiento de producción, en algu-nos de los primeros pozos de la Fase 2, fueronperforadas con la sarta de perforación convencio-nal hasta que se establecieron los procedimientospara perforar pozos con tubería de revestimientode 41⁄2 pulgadas. Las secciones de producción delos pozos subsiguientes fueron perforadas conuna barrena de PDC de 61⁄4 pulgadas fijada alextremo de la tubería de revestimiento medianteun dispositivo de desenganche mecánico. Estedispositivo también funcionaba como estabiliza-dor portaherramienta, unión espaciadora, reduc-ción entre las conexiones de la tubería de reves-timiento y las conexiones de la barrena, y zapataensanchadora, después de desenganchar labarrena (abajo).

Luego de alcanzar la TD en aquellos pozos enlos que se necesitaba correr registros para efec-tuar la evaluación de formaciones, se desengan-chó la barrena dejando caer una bola. Se retrajola tubería de revestimiento de 41⁄2 pulgadas eintrodujo en la tubería de revestimiento de 7 pul-gadas para permitir la adquisición de registroscon cable en el tramo descubierto. Después deadquiridos los registros, se emplazó una válvulaflotante de cementación, operada con línea deacero, en el extremo inferior de la tubería derevestimiento. Esta válvula permitía el bombeode cemento hacia el interior del espacio anulardel pozo pero impedía su contraflujo hacia elinterior de la tubería de revestimiento. Luego sebajó la tubería de revestimiento de 41⁄2 pulgadashasta la TD y se cementó en su lugar.

Para los pozos que no requerían registros aagujero descubierto, se colocó una válvula flotan-te operada con línea de acero con el fin decementar la tubería de revestimiento en su lugara través de la barrena. Existen en el mercadoválvulas flotantes de bombeo no perforables paraciertos tamaños de tuberías, incluyendo lastuberías de revestimiento de 7 pulgadas, y Tescoha desarrollado además equipos flotantes debombeo perforables. Estas mejoras en términosde cementación permiten que la tubería derevestimiento y las conexiones de superficie delcabezal de producción del pozo se realicen sintener que esperar que fragüe el cemento, lo queminimiza aún más el tiempo de equipo deperforación no productivo.

El éxito inicial de esta técnica reforzó la ideade que las operaciones de perforación contubería de revestimiento pueden ejecutarse sinque se produzcan fallas prematuras de las co-nexiones de los tubulares. Durante las Fases 1 y2, se utilizó tubería de revestimiento con roscastrapezoidales para perforar las secciones de pozoiniciales e intermedias. Un anillo de torsión,instalado en cada una de las conexiones de latubería de revestimiento, proporcionó un tope deesfuerzo de torsión y permitió aumentar lacapacidad de torsión del acoplamiento.

Los fabricantes también están desarrollandonuevas conexiones de tuberías de revestimientoque pueden tolerar mayores esfuerzos de torsión.Se utilizó un acoplamiento especial, diseñado porGrant Prideco, para operaciones de perforacióncon tubería de revestimiento de 41⁄2 pulgadas.ConocoPhillips ahora utiliza este acoplamientocon tubería de revestimiento de 7 pulgadas paraperforar secciones de pozo intermedias. Se siguenperforando secciones de superficie, utilizandotubería de revestimiento de 95⁄8 pulgadas conroscas trapezoidales y un anillo de torsión.

La técnica de entubación durante la perfora-ción ha minimizado con éxito el tiempo insumidoen la resolución de problemas de pérdida decirculación y atascamiento de tuberías. El BHArecuperable demostró ser extremadamenteconfiable durante los procedimientos de bajada yre-posicionamiento a profundidades de hasta2,743 m [9,000 pies]. Las preocupaciones exis-tentes en lo que respecta al control de la incli-nación del pozo se redujeron gracias al diseñoadecuado del BHA.

11. Fontenot K, Highnote J, Warren T y Houtchens B: “CasingDrilling Activity Expands in South Texas,” artículo de lasSPE/IADC 79862, presentado en la Conferencia de Perfo-ración de las SPE/IADC, Ámsterdam, 19 al 21 de febrerode 2003.

Zapata detubería de revestimiento de 7 pulgadas

Tubería derevestimiento de 41⁄2 pulgadas

Mecanismo dedesenganche de la barrena

Perforación contubería de revestimiento

Herramientas deadquisición deregistros con cable

Adquisición de registrosen agujero descubierto Rectificado hasta el fondo

Estabilizador

> Procedimiento para la adquisición de registros después de perforar con tuberíade revestimiento. Una técnica utilizada para correr registros con cable en agujerodescubierto para la evaluación de formaciones, que resultó efectiva en el progra-ma de desarrollo del Campo Lobo, consistió en perforar hasta la TD con tubería derevestimiento de 41⁄2 pulgadas para luego desenganchar la barrena (izquierda). Elpaso siguiente implicó rectificar hasta la zapata de la tubería de revestimiento de7 pulgadas, de manera de poder obtener registros en agujero descubierto a travésde la tubería de revestimiento de 41⁄2 pulgadas, como si se tratara de una perfora-ción convencional (centro). Luego bajó la tubería de revestimiento de 41⁄2 pulgadashasta la TD (derecha).

Pozo 16 perforado con tubería de revestimientoPozo vecino perforado con sarta de perforación

Prof

undi

dad

med

ida,

pie

s

2,000

3,000

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9,000

10,000

1,000

0

0 100 200 300

Tiempo, horas

Pérdida de circulación

Dos pozos cercanos entre sí del programa delCampo Lobo ilustraron los beneficios de las ope-raciones de perforación con tubería de reves-timiento. Estos pozos no requirieron registros yfueron perforados con diferencia de siete meses.El primer pozo se perforó con un equipo deperforación convencional que había operado enel área durante más de cuatro años. El segundopozo era el número quince y hasta ese momentose trataba del pozo perforado con mayor rapidezutilizando tubería de revestimiento y un equipode perforación Casing Drilling® de Tesco. Exclu-yendo el tiempo de reparación del equipo deperforación requerido en ambos pozos, el pozoconvencional insumió 300 horas desde el comien-zo hasta el momento en que se desenganchó elequipo de perforación; el pozo perforado contubería de revestimiento insumió 247.5 horas; esdecir, se registró una reducción del 17.5% en eltiempo de perforación (izquierda, abajo).

La ROP correspondiente a las operaciones deperforación convencionales fue levemente mayorque la de la técnica de entubación durante laperforación. No obstante, el pozo perforado contubería de revestimiento, sólo experimentópérdidas de circulación leves y la perforaciónpudo continuar una vez detenidas las pérdidas defluido. El tiempo inactivo total, resultante de losproblemas de pérdida de circulación, fue demenos de una hora. Por el contrario, el pozo con-vencional estuvo colmado de problemas depérdida de fluido entre aproximadamente 1,981 m[6,500 pies] y la profundidad de la tubería derevestimiento intermedia, a unos 9,500 pies, yrequirió unas 53 horas adicionales para resolvercuatro episodios de pérdida de circulación.

Las operaciones de perforación con tubería derevestimiento incluyeron sólo 66 horas de tiempode equipo de perforación no productivo hastaalcanzar las profundidades de la tubería de re-vestimiento intermedia y la de producción, frentea las 113.5 horas de tiempo no productivo del pozoconvencional. Ninguno de los pozos enfrentóproblemas significativos durante las operacionesde perforación, de modo que esta diferenciareflejó la eficiencia relativa de estos dos métodoshasta las profundidades de las tuberías derevestimiento. No obstante, en el pozo perforadocon tubería de revestimiento, se perdieron 17horas esperando que fraguara el cemento. A medi-da que se fue disponiendo de mejores dispositivosflotantes para todos los tamaños de tuberías de re-vestimiento, este tiempo inactivo de cementacióntambién se redujo.

Las ROPs también mejoraron con la ex-periencia, lo que redujo el tiempo de perforaciónen otras 30 horas. Ya se han implementado prue-bas para investigar la menor ROP registrada con

54 Oilfield Review

> Tiempo de perforación en función de la profundidad, para operaciones deperforación convencionales y operaciones de entubación durante la perfo-ración. La ROP para el pozo convencional (azul) fue levemente superior a lacorrespondiente a la técnica de entubación durante la perforación (rojo),pero las operaciones estuvieron colmadas de problemas de pérdida de circu-lación entre aproximadamente 6,500 pies y la profundidad de la tubería derevestimiento intermedia; es decir, aproximadamente 9,500 pies.

> Un equipo de perforación más compacto. Los equipos de perforaciónCasing Drilling® de Tesco fueron diseñados sobre patines para campospetroleros estándar, de modo que el equipo de perforación entero puede sertrasladado en 12 cargas en lugar de las 23 cargas requeridas para los equiposde perforación convencionales. Los equipos de perforación convencionalesmás modernos utilizados en el área de desarrollo del Campo Lobo requierenaproximadamente 33 camionadas para efectuar un traslado, con un tiempode traslado que promedia los 2.2 días. Los nuevos equipos de perforaciónpueden ser transportados con camiones con malacate para campos petro-leros estándar sin utilizar grúas. El transporte de un equipo de perforaciónrequiere 12 horas desde que abandona la localización hasta el comienzo dela perforación del siguiente pozo.

Unidades deenergía hidráulica

Bombas de lodoTanques de lodoy control de sólidos

Rampa de manipulaciónde tuberías automatizada

Almacenamiento decombustibles y lubricación

Cabina delperforador

Generadoreseléctricos

Tanque de agua

Durante las tres fases del proyecto de desa-rrollo del Campo Lobo y en otras aplicaciones dela técnica de entubación durante la perforación,no se produjo ningún episodio de pérdida decirculación significativo o grave. Incluso en zonascercanas a pozos perforados en forma convencio-nal que previamente requerían tapones de cemen-to múltiples con fines de remediación y tuberíasde revestimiento cortas adicionales y no progra-madas para alcanzar la TD, se registraron menosproblemas de pérdida de circulación y menos inci-dentes de atascamiento de las tuberías.12

Esta operación de ConocoPhillips establecióla confiabilidad de un BHA de perforación recu-perable e impulsó potenciales aplicacionesfuturas para la técnica de entubación durante laperforación. Varios operadores están procurandoencontrar aplicaciones para esta técnica enáreas en donde los costos de perforación conven-cionales son elevados. En estas aplicaciones, lasmejoras logradas en términos de eficienciaoperacional producirían un impacto económicoaún más intenso.

El mayor énfasis puesto en el redesarrollo deactivos marinos maduros en los que los pozos dealto ángulo deben atravesar zonas agotadas,

ofrece una excelente oportunidad para perforarpozos direccionales con tubería de revestimientoy lograr ahorros significativos.

Sin embargo, sólo se perforaron direccional-mente unos 10,363 m [34,000 pies] en 12 intervalosde pozos, utilizando un motor PDM direccional oun sistema rotativo direccional en un BHA recupe-rable. Estas operaciones con tubería de revesti-miento de 7 pulgadas y 95⁄8 pulgadas demostraron laviabilidad de la perforación direccional con tube-ría de revestimiento, pero además resaltaron laslimitaciones de los motores direccionales (arriba).

Motores de fondo direccionalesLas operaciones de perforación con tubería derevestimiento y motores direccionales en pozos deprueba y en operaciones de campos petrolerosidentificaron tres limitaciones: geometría de losarreglos de fondo de pozo, desempeño de los moto-res y prácticas operacionales. En un BHA recupe-rable para entubación, el motor y la cubiertaacodada se encuentran ubicados por encima delensanchador y la barrena piloto para producir la ro-tación de ambos. Esta configuración permite la per-foración por deslizamiento sin hacer rotar la sartaentera para efectuar las correcciones direccionales.

Otoño de 2005 55

la tubería de revestimiento, lo que debería ayudara los perforadores a aumentar las ROPs de lastuberías de revestimiento para que igualen osuperen a las de la columna de perforación con-vencional. La implementación de una soluciónefectiva para estos dos problemas permitiríareducir el tiempo de perforación total en un pozode 9,500 pies a aproximadamente 200 horas,generando una reducción del 33% con respecto alas 300 horas previas.

En la Fase 3 de este programa, ConocoPhillipsmovilizó tres equipos de perforación CasingDrilling® de Tesco nuevos, construidos específica-mente para perforar en el área Lobo (páginaanterior, arriba). Estas unidades compactasincluyen un sistema de impulsión superior quemaneja las cargas más grandes de la torre de per-foración y un sistema automatizado de manipu-lación de las tuberías en la rampa, que transfierela tubería de revestimiento al piso del equipo deperforación. Además, ofrecen mayor eficiencia decombustible y requieren menos superficie en lalocalización del pozo. Los equipos de perforaciónCasing Drilling® pequeños y móviles poseen unaprofundidad nominal de 4,572 m [15,000 pies] yfueron diseñados para ejecutar operaciones deperforación óptimas con tubería de revestimiento,pero también pueden utilizar sartas de perfora-ción convencionales.

Durante los últimos cinco años, ConocoPhillipsha perforado más de 350 intervalos y aproximada-mente 320,040 m [1,050,000 pies] en 110 pozos,utilizando sistemas de perforación recuperablespara la entubación. Colectivamente, la experien-cia en estos pozos confirmó que la técnica deentubación durante la perforación podría elimi-nar o reducir la pérdida de circulación y otrosproblemas asociados con zonas agotadas.

Inicialmente, los perforadores preveían quela pérdida de circulación sería un problemacuando se utilizara tubería de revestimiento paraperforar debido al aumento de la densidad decirculación equivalente (ECD, por sus siglas eninglés). La mayor ECD se produce como resulta-do de la reducción de la separación anular exis-tente entre la tubería de revestimiento grande yla pared del pozo, lo que aumenta las pérdidas depresión por fricción. El mecanismo exacto quemitiga los problemas de pérdida de circulaciónen las operaciones de entubación durante la per-foración aún no se conoce claramente pero,combinado con una mayor ECD, permite elempleo de lodo de menor densidad, lo que puedefacilitar las operaciones de perforación con airey perforación en condiciones de bajo balance.

12. Fontenot et al, referencia 11.

40

4

4

8

17

16

16

17

15

29

80

25

2,247

2,993

3,468

705

3,172

1,968

4,418

2,739

3,427

4,672

1,118

2,843

393

339

370

6,000

393

492

2,115

633

4,434

1,278

8,987

5,007

9 5/8

9 5/8

9 5/8

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9 5/8

7

9 5/8

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7

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1

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12

Pozos direccionales comerciales perforados con tubería de revestimiento

PDMIncrementar y mantener ángulo

Inclinaciónmáxima,grados

Distanciaperforada,

pies

Profundidad inicial, pies

Tamañode la

tubería derevestimiento,

pulgadas

Pozo Tipo de aplicación Tipode

BHA

PDMEvitar colisión

PDMEvitar colisión




PDMPerforar sección tangencial

PDMVertical e incrementar ángulo

PDMPerfil en S

RSSPerfil en S

Incrementar ángulo y girar PDM

RSS yPDM

Perfil en S

3

2

2

1.5

1.5

1.5

2

2.5

2.5

1.5 de incremento1.5 de giro

3

Tasa deincremento

angular,grados/100 pies

> Pozos direccionales comerciales perforados con tubería de revestimiento. En su primera aplicacióncomercial, se utilizó perforación direccional con tubería de revestimiento para perforar los tramos ini-ciales hasta 1,016 m [3,332 pies] y 1,170 m [3,838 pies] de profundidad con tubería de revestimiento de95⁄8 pulgadas para dos pozos marinos; los Pozos 1 y 2, respectivamente. La operación de perforacióncomercial con tubería de revestimiento más extensiva se llevó a cabo en México, donde se utilizó tu-bería de revestimiento de 95⁄8 pulgadas para iniciar la desviación e incrementar la inclinación para lassecciones de pozo intermedias en tres pozos—los Pozos 4, 5 y 6—perforados desde una plataformade superficie central situada en tierra firme.

Arreglo de motor direccional para tubería de revestimiento

Lastrabarrenas no magnético Sistema MWD Motor PDM direccional

Barrena de PDCEnsanchador

Lastrabarrenas no magnético Sistema MWD Motor PDM direccionalEstabilizadorBarrena de PDCArreglo de motor direccional para columna de perforación

En consecuencia, la geometría del BHA para elcontrol direccional con motores direccionales ytubería de revestimiento difiere de un BHA con-vencional para columna de perforación (arriba).13

Además, los sistemas de perforación paraperforar pozos direccionales con tubería derevestimiento deben pasar a través de la tuberíade revestimiento, de manera que el BHA y elmotor PDM son de menor diámetro que el pozo.Esto limita el ángulo de curvatura del motor. Elpatín de contacto de la cubierta del motor amenudo no toca la pared del pozo. En cambio, seincorpora un estabilizador de pozo piloto pordebajo de las aletas del ensanchador paraproveer control direccional y garantizar unatrayectoria de pozo suave.

Los motores y componentes de menor tamañotambién aumentan la flexibilidad del BHA, demodo que resulta más difícil mantener el controldireccional. El arreglo entero se inclina for-mando un ángulo más grande en el pozo y tienetendencia a aumentar el ángulo de inclinación, loque dificulta aún más la reducción del ángulo delpozo. El agregado de un estabilizador expansibleo de un ensanchador con patines de estabilizadorno cortantes por encima del motor reduce lastasas de incremento de la rotación y provee la ca-pacidad de reducir el ángulo de inclinación pordeslizamiento, pero esto aumenta la complejidaddel BHA.

56 Oilfield Review

> Geometría de la perforación direccional y puntos de control. En un BHA direccional convencionalpara columna de perforación, tres puntos característicos—la barrena, un patín del estabilizador en lacubierta del motor y un estabilizador situado por encima del motor—definen la geometría para elincremento angular (extremo superior). Los dos puntos superiores son no cortantes, de modo que lageometría y la rigidez del BHA obligan a la barrena a realizar cortes a lo largo de un trayecto circular.En la perforación direccional con tubería de revestimiento, también tres puntos determinan la tasa deincremento para un motor direccional pero no están tan definidos como los anteriores y resultan másdifíciles de modificar (extremo inferior). El punto inferior sigue siendo la barrena, pero el segundo puntono se encuentra ubicado en la cubierta del motor. Se debe utilizar un motor más pequeño que el pozopara pasar a través de la tubería de revestimiento en un arreglo recuperable. En consecuencia, lacubierta del motor a menudo no se pone en contacto con la pared del pozo. En cambio, un estabiliza-dor rotativo no cortante situado por debajo de los patines de las aletas del ensanchador funcionacomo segundo punto de control. El control direccional puede verse afectado porque la barrena seencuentra más alejada del punto de control superior.

Otra ineficacia surge cuando el esfuerzo detorsión del motor PDM alcanza niveles más altosy la presión de circulación aumenta, estirando lasarta de perforación. Dado que la barrena estásobre el fondo y la tubería de revestimiento nopuede desplazarse hacia abajo, aumenta tanto elpeso sobre la barrena (WOB, por sus siglas eninglés) como el esfuerzo de torsión del motorrotacional requerido, lo que exacerba aún más elincremento de la presión de circulación.14

Este efecto es cíclico y hace que los motoresreduzcan la velocidad y se detengan o se atas-quen. El problema se agrava con la tubería derevestimiento, que tiende a alargarse más bajopresión interna que la columna de perforaciónconvencional. Para un incremento de presióninterna dado, el WOB adicional para una tuberíade revestimiento de 7 pulgadas es aproximada-mente seis veces mayor que para una sarta deperforación de 31⁄2 pulgadas con el mismo tamañode motor.

En los pozos más profundos y bajo condicionesde alta fricción del pozo, el incremento del pesosobre la barrena puede resultar difícil de detectaren la superficie. Como resultado, es posible queun motor PDM se atasque antes de que los perfo-radores puedan adoptar medidas correctivas. Laconsecuencia es que los motores más pequeños yde menor potencia que se requieren para las

operaciones de entubación durante la perfora-ción quizás deban funcionar con valores deesfuerzo de torsión y presión subóptimos paracompensar los cambios abruptos producidos en elpeso sobre la barrena.

El problema principal con los motores demenor tamaño es una relativa falta de potencia,en comparación con las versiones más grandes. Laselección del motor más adecuado para ejecutaroperaciones de perforación direccional es crucial,particularmente para tuberías de revestimientode 7 pulgadas y de menor tamaño. Los motores debaja velocidad que proveen mayor par-motor útil(torque) en respuesta al incremento de la presiónson más fáciles de operar. Una barrena con estruc-turas de corte menos agresivas que no realizanincisiones tan profundas dentro de la formacióntambién mejora el desempeño del motor. Noobstante, todos estos factores reducen la eficien-cia de la perforación y las ROPs.

Para tuberías de revestimiento de más de 95⁄8 pul-gadas, las necesidades de potencia del motor sonmenos cruciales porque pueden utilizarsemotores más grandes que el pozo. En ciertoscasos, puede resultar ventajoso utilizar motoresdiseñados específicamente para perforacióndireccional con tubería de revestimiento, queproveen alto par-motor a una presión de bombeorelativamente baja.

Otoño de 2005 57

La recuperación luego de un atascamiento delmotor y la reorientación del BHA requieren menostiempo con la tubería de revestimiento porqueésta es más rígida que la columna de perforación.La tubería de revestimiento no se tuerce demasia-do entre la superficie y un motor PDM, de maneraque no existe necesidad de darle movimientoalternativo para relajar este esfuerzo de torsiónacumulado. Se pone peso sobre la barrena y seaplica el freno sin bajar la tubería de revesti-miento. Luego se levanta levemente el BHA y se lohace rotar en la orientación deseada. Si un motorse atasca, se reduce la velocidad de bombeo y selevanta la sarta para volver a ponerlo en marcha,normalmente sin tener que reajustar su ángulo decurvatura.

Si la fricción del pozo hace que la tubería derevestimiento se cuelgue, el balanceo o larotación manual o automática de la sarta haciaadelante y hacia atrás sin cambiar la orientacióndel BHA, ayuda a controlar los cambios abruptosen el WOB en el modo de deslizamiento. Esto per-mite que el motor funcione en forma más consis-tente y mejora el desempeño de la perforaciónsin afectar el control direccional.15

Las limitaciones del motor PDM y los benefi-cios potenciales del empleo de la tecnología rota-tiva direccional se pusieron de manifiesto en lasoperaciones de perforación con tubería de re-vestimiento llevadas a cabo en el sur de Texas.ConocoPhillips perforó dos pozos en el área Lobo,utilizando un BHA recuperable con un motorPDM para el control de la inclinación vertical.Otros dos pozos del área Lobo fueron perforadosen forma direccional con tubería de revestimien-to, utilizando motores direccionales en un BHArecuperable.

El Pozo 83 del área Lobo incluyó un intervaloque fue perforado direccionalmente con tuberíade revestimiento de 7 pulgadas debido a la pre-sencia de una obstrucción en la superficie. Latrayectoria en forma de S planificada requirióque se incrementara la inclinación hasta aproxi-madamente 15° y que luego se redujera el ángulohasta alcanzar una posición casi vertical despuésde lograr suficiente desplazamiento lateral comopara llegar al objetivo del subsuelo (derecha).16

Este pozo fue perforado en sentido verticalhasta el punto de comienzo de la desviación, si-tuado a 1,351 m [4,434 pies], donde el arreglo deperforación recto fue recuperado con cable, sien-do reemplazado por un BHA direccional queincluía un motor PDM de 43⁄4 pulgadas. Las opera-ciones de perforación requirieron procedimientosde perforación por deslizamiento intermitentesdesde el punto de comienzo de la desviaciónhasta los 1,465 m [4,808 pies] para incrementar elángulo y establecer la dirección deseada.

13. Warren T y Lesso B: “Casing Directional Drilling,” artículo de las AADE-05-NTCE-48, presentado en la Conferencia y Exhibición Técnica Nacional de la Asociación Americana de Ingenieros de Perforación(AADE), Houston, 5 al 7 de abril de 2005.Warren T y Lesso B: “Casing Drilling Directional Wells,”artículo de la OTC 17453, presentado en la Conferenciade Tecnología Marina, Houston, 2 al 5 de mayo de 2005.

14. Warren et al, referencia 9.15. Maidla E, Haci M, Jones S, Cluchey M, Alexander M y

Warren T: “Field Proof of the New Sliding Technology forDirectional Drilling,” artículo de las SPE/IADC 92558, pre-sentado en la Conferencia y Exhibición de Perforación delas SPE/IADC, Ámsterdam, 23 al 25 de febrero de 2005.

-300 -200 -100 00

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Desviación este-oeste, pies

Gráfica horizontal

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es

Gráfica vertical

Desplazamiento horizontal, pies

> Gráficas de la trayectoria vertical y horizontal del Pozo 83 del área Lobo. Para sortear una obs-trucción en la superficie, el Pozo 83 situado en el área Lobo fue perforado con una trayectoria enforma de S. Este pozo se perforó en sentido vertical hasta el punto de comienzo de la desviación a4,434 pies, antes de incrementar la inclinación hasta aproximadamente 15° para luego reducir elángulo hasta alcanzar una inclinación casi vertical después de lograr aproximadamente 500 pies dedesplazamiento lateral.

Plácido JCR, Medeiros F, Lucena H, Medeiros JCM,Costa VASR, Silva PRC, Gravina CC, Alves R y Warren T:“Casing Drilling—Experience in Brazil,” artículo de laOTC 17141, presentado en la Conferencia de TecnologíaMarina, Houston, 2 al 5 de mayo de 2005.

16. Strickler R, Mushovic T, Warren T y Lesso B: “CasingDirectional Drilling Using a Rotary Steerable System,”artículo de las SPE/IADC 92195, presentado en la Conferencia y Exhibición de Perforación de lasSPE/IADC, Ámsterdam, 23 al 25 de febrero de 2005.

El motor direccional de 43⁄4 pulgadas funcionósolamente a lo largo de 47 m [154 pies] para serreemplazado por un motor de 51⁄2 pulgadas quegeneraba mayor esfuerzo de torsión a presiones yvelocidades más bajas (izquierda, arriba).

Cuando el ángulo del pozo alcanzó aproxi-madamente 10°, el pozo fue perforado en modode rotación, lo que incrementó el ángulo de in-clinación hasta 15°. La inclinación del pozo pudoser incrementada fácilmente pero para la reduc-ción angular fue necesario operar continua-mente en modo de deslizamiento. La perforaciónpor deslizamiento fue reiniciada a una profundi-dad de 1,717 m [5,634 pies] para llevar nueva-mente la trayectoria más cerca de la vertical.Incluso luego de adoptar el motor PDM másgrande, se produjo un número significativo deatascamientos que requirieron que el motor sehiciera funcionar a velocidades y cargas detorsión más reducidas durante el deslizamiento(izquierda, abajo).

La recuperación luego de los atascamientosdel motor durante la perforación con tubería derevestimiento fue más rápida que con la columnade perforación. La tubería de revestimiento erasuficientemente rígida, de modo que no fue nece-saria su reorientación. La barrena simplementese levantó para volver a poner en marcha el motory luego se bajó nuevamente hasta el fondo paraseguir perforando. La perforación en modo dedeslizamiento sin la rotación completa de la sartaredujo significativamente la ROP, lo que confirmólas limitaciones del motor PDM reportadas enotros pozos.17

Una vez que la inclinación del pozo volvió aalcanzar 10°, se extrajo el arreglo de motor direc-cional siendo reemplazado por un BHA rotativo.Este BHA pendular fue configurado con el ensan-chador ubicado inmediatamente fuera de latubería de revestimiento y la porción correspon-diente al control direccional en el pozo piloto.Perforar con este arreglo permitió reducir elángulo del pozo de 10° a menos de 2° de inclina-ción, valor que se mantuvo hasta que se extrajo elarreglo a una profundidad de 2,396 m [7,861 pies](próxima página).

La ROP fue sustancialmente superiordurante la perforación rotativa, aún cuando selimitara el peso sobre la barrena para garantizarque la inclinación del pozo se redujera según lasnecesidades. Un dispositivo de vigilancia de lasvibraciones de fondo de pozo registró una granvibración lateral durante la perforación con estearreglo; sin embargo, se produjeron relati-vamente pocos atascamientos del motor durantela perforación en modo rotativo y la ROP mejorósignificativamente.

58 Oilfield Review

> Desempeño del motor de fondo en el Pozo 83, situado en el área Lobo. La perforación en modo dedeslizamiento, sin rotación completa de la sarta, produjo frecuentes atascamientos del motor durantela perforación direccional del Pozo 83, utilizando tubería de revestimiento con un motor direccional.

Pres

ión

de b

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o, lp

c

Tiempo, horas

Atascamiento del motor

Presión de descarga del motor

2,400

2,200

2,000

1,800

1,600

1,400

1,2002 3 4 5 610

Dispositivo de vigilancia de las vibraciones

Drill LockAssembly (DLA)


Lastrabarrenasno magnético


hasta lasuperficie

Zapata de la tubería de

revestimiento

Ensanchador de 61⁄4 pulgadas a 87⁄8 pulgadas

Barrena piloto de PDC de 61⁄4 pulgadas

Unión espaciadora del lastrabarrenas, o adaptador flotante

Sistema MWD

Motor direccional de 43⁄4 o 51⁄2 pulgadas con cubierta acodada de 1.5º

> Arreglo de fondo de pozo recuperable del Pozo 83 situado en el áreaLobo, para un motor de fondo direccional. El BHA para perforar un inter-valo direccional con tubería de revestimiento de 7 pulgadas en el Pozo 83del área Lobo incluyó el emplazamiento de estabilizadores en tándem enel interior de la tubería de revestimiento para reducir las vibraciones y eldesgaste en el DLA; un lastrabarrenas no magnético; un monitor de vibra-ciones; un sistema MWD; una unión espaciadora, o adaptador flotante; yun motor de 43⁄4 pulgadas con una cubierta acodada de 1.5°. El arregloterminaba con un ensanchador que se abre hasta 87⁄8 pulgadas y unabarrena piloto de un compuesto policristalino de diamante (PDC, por sussiglas en inglés) de 61⁄4 pulgadas.

Otoño de 2005 59

El desempeño direccional de este arreglorotativo confirmó que la inclinación del pozopodía controlarse en un pequeño agujero pilotoincluso con el ensanchador ubicado a una dis-tancia considerable por encima de la porciónactiva del BHA. Esta prueba proveyó confiabili-dad en cuanto a la utilización de la tecnologíaRSS para perforar pozos con tubería de revesti-miento. No obstante, actualmente no existeninguna herramienta RSS que pueda operar porencima de un ensanchador.

Las operaciones direccionales con tubería derevestimiento y un motor PDM direccional, espe-cialmente en los pozos de menor diámetro, noresultan eficaces. Es más fácil incrementar lainclinación que reducir el ángulo con un motor yun BHA más pequeños. Incluso con la columnade perforación, la orientación de un motor PDMpara realizar una corrección direccional puedeinsumir varias horas a profundidades de 7,620 m[25,000 pies] o mayores. Además de los numero-sos atascamientos, la ROP generalmente sereduce cuando se utilizan motores.

El empleo de un motor PDM direccionaldemostró que es posible perforar pozos direccio-nales con tubería de revestimiento, pero laeficiencia de la perforación durante estas prue-bas no resultó competitiva con la tecnologíarotativa direccional más nueva, que ahora se uti-liza aproximadamente en un 60% de los pozosdireccionales perforados en áreas marinas.

Sistemas rotativos direccionalesEl éxito obtenido en la reducción de los problemasde pérdida de circulación durante el desarrollodel programa de perforación del Campo Lobodespertó el interés en aplicar la técnica de entu-bación durante la perforación en áreas marinas,donde los pozos direccionales constituyen unanecesidad. No obstante, las limitaciones de la per-foración direccional con tubería de revestimientoy motores direccionales planteaban un problema.La tecnología rotativa direccional, desarrolladapara perforar pozos horizontales y de alcanceextendido, direccionales y de alto ángulo, parecíauna alternativa viable.

En muchos casos, la perforación rotativa consistemas rotativos direccionales resulta más efi-caz que la utilización de un motor de fondo,incluso en aplicaciones relacionadas con pozosverticales. La perforación direccional con tecno-logía RSS elimina la orientación sin rotación, ola perforación en el modo de deslizamiento,

17. Warren T, Tessari R y Houtchens B: “Directional Casingwhile Drilling,” artículo de la WOCD-0430-01, presentadoen la Conferencia Técnica Mundial de Perforación dePetróleo con Tubería de Revestimiento, Houston, 30 al 31de marzo de 2004.

Inclinación del pozo, grados

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0 2 4 6 8 10 12

1.7°/100 pies

Tubería derevestimientode 7 pulgadasa la superficie


Lastrabarrenasno magnético

Sistema MWD

Control direccional activo

Estabilizadores entándem en el interior

de la tubería derevestimiento

Estabilizador

Barrena piloto de PDC de 61⁄4 pulgadas

Ensanchador de61⁄4 pulgadas a

87⁄8 pulgadas

Estabilizador

> Desempeño de un arreglo pendular y de la perforación rotativa en el Pozo 83,situado en el área Lobo. Después de reducir el ángulo de inclinación del Pozo83 de 15° a 10° nuevamente, el arreglo del motor direccional fue reemplazadopor un arreglo pendular (izquierda). Este segundo BHA con dos estabilizadoresentre la barrena piloto y el ensanchador, que fue posicionado inmediatamentedebajo de la tubería de revestimiento, completó la reducción del ángulo delpozo hasta alcanzar una inclinación casi vertical nuevamente. Con la porcióndel BHA activa, o correspondiente al control direccional en el agujero piloto, elperforador pudo reducir el ángulo de inclinación de 10° a menos de 2° (dere-cha). Este desempeño direccional confirmó que la inclinación del pozo pudoser controlada en el agujero piloto mientras que el ensanchador agrandó elagujero principal a un distancia considerable por encima de la parte activa delBHA. Además, la ROP aumentó significativamente durante la perforación en elmodo rotativo con este arreglo.

posibilitando la perforación a lo largo de distan-cias récord, como es el caso de los pozos dealcance extendido del Campo Wytch Farm, en elReino Unido, que resultan difíciles de perforarcon motores de fondo.18

Al aumentar la durabilidad y confiabilidad delos sistemas RSS, su despliegue tuvo lugar en con-diciones cada vez más exigentes imperantes enáreas marinas. En un comienzo, las herramientasRSS se aplicaban fundamentalmente en pozos deaguas profundas. Sin embargo, al mejorar su efi-ciencia y divulgarse más su desempeño, los costos

se redujeron y las compañías dejaron los motoresdireccionales para adoptar la tecnología RSS enoperaciones direccionales, especialmente en elMar del Norte y el Golfo de México.

Un sistema rotativo direccional es ideal parael control direccional en el BHA recuperable uti-lizado para las operaciones de perforación contubería de revestimiento. Este sistema minimizao elimina muchos de los problemas asociadoscon la perforación en el modo de deslizamiento,las limitaciones de desempeño del motor PDM ylas dificultades relacionadas con el control

direccional, proporcionando un pozo suave quereduce el esfuerzo de torsión. Se dispone deherramientas RSS compactas y libres de dificul-tades mecánicas para su utilización en lasoperaciones de entubación durante la perfora-ción (izquierda).19

Los sistemas PowerDrive incorporan una uni-dad sesgada y una unidad de control en unacubierta de 3.8 m [12.5 pies]. La unidad sesgada,ubicada directamente por encima de la barrena,aplica una fuerza en una dirección controladamientras se hace rotar toda la columna de perfo-ración desde la superficie. La unidad de control,que se encuentra detrás de la unidad sesgada,contiene dispositivos electrónicos autoalimenta-dos, sensores y un mecanismo que aplica unafuerza lateral en la dirección especificada, nece-saria para alcanzar la trayectoria deseada. Launidad sesgada posee tres patines articuladosexternos activados por el flujo de lodo controlado.

Una válvula de tres vías de disco rotativo des-vía el lodo en forma sucesiva hacia el interior dela cámara del pistón de cada patín a medida querota para alinearse correctamente y aplicarfuerza en la dirección opuesta a la trayectoriadeseada. La barrena se empuja constantementeen una dirección. Si no se necesita modificar ladirección, el sistema se opera en un modo neu-tral, donde cada patín se extiende de a uno porvez, de manera que los patines empujen en todaslas direcciones y sus movimientos se cancelenentre sí.

Durante el año 2004, los grupos UpstreamTechnology y Lower 48 Exploration and Produc-tion de ConocoPhillips comenzaron a evaluar lafactibilidad de utilizar las herramientas RSS en elagujero piloto, por debajo del ensanchador, paraefectuar operaciones de perforación con tuberíade revestimiento.20 Este proyecto representaba laprimera utilización de la tecnología RSS paraoperaciones de perforación direccional con tube-ría de revestimiento. No obstante, el desafíoradicaba en la poca superposición existente entérminos de logística y metodologías para fusio-nar las operaciones de entubación durante laperforación con la tecnología RSS.

ConocoPhillips, Tesco y Schlumberger reali-zaron una prueba RSS en dos pozos situados enel área Lobo del sur de Texas, utilizando tecnolo-gía PowerDrive. La primera prueba RSS contubería de revestimiento se llevó a cabo en unpozo vertical. El segundo pozo fue perforadodireccionalmente con tubería de revestimiento yun sistema RSS.

60 Oilfield Review

> Tecnología rotativa direccional. Un sistema rotativo direccional (RSS, por sus siglas en inglés)aplica fuerza contra la pared del pozo durante la rotación completa de la sarta de perforación ente-ra para lograr una trayectoria de pozo deseada. El sistema PowerDrive Xtra, por ejemplo, compren-de una unidad de control que aloja los componentes electrónicos y los sensores (derecha). Enbase a los comandos de la unidad de control, la unidad sesgada acciona en forma sucesiva trespatines externos, que aplican fuerza contra la pared del pozo en el punto correcto, durante cadarotación, para dirigir la barrena en la dirección requerida (extremo inferior izquierdo). En el modovertical, esta herramienta RSS capta la desviación con respecto a la vertical y automáticamenteempuja la barrena nuevamente en dirección hacia la vertical. Se dispone de numerosos sistemasPowerDrive para perforar agujeros de 41⁄2 a 181⁄4 pulgadas.

Accionador

Corrección direccional

Vista en planta de los accionadores

Accionadores

Fuerzaaplicada

Unidad de control

Unidadsesgada

Tendencia dela perforación

Barrenade PDC

Otoño de 2005 61

Prueba de perforación vertical con sistema rotativo direccionalEn junio de 2004, ConocoPhillips, Schlumbergery Tesco realizaron la prueba de perforación ver-tical con un sistema RSS utilizando tubería derevestimiento en el Pozo 89, ubicado a aproxi-madamente 48 km [30 millas] al noreste deLaredo, en Texas. La sección vertical corres-pondiente al tramo de superficie se perforóhasta 179 m [588 pies] de profundidad, utili-zando tubería de revestimiento de 95⁄8 pulgadas yun BHA recuperable con una barrena piloto de81⁄2 pulgadas y un ensanchador de 121⁄4 pulgadas.

A través de un análisis de los diseños detuberías de revestimiento de 7 pulgadas para laperforación de pozos verticales, se observó queel uso de tubería de revestimiento integral deunión lisa, pesada, de 75⁄8 pulgadas sin centraliza-dores como las ocho uniones inferiores reducíalas vibraciones asociadas con la perforación y lasfallas por fatiga. Además, los ingenieros detecta-ron que las conexiones con extremos inferioresbiselados también reducían la vibración y el des-gaste de la tubería de revestimiento.

Después de cementar en su lugar la tuberíade revestimiento de superficie, se agregaron alBHA estándar para tubería de revestimiento de7 pulgadas un sistema PowerDrive Xtra 475 de43⁄4 pulgadas, programado para mantener un pozovertical, y un lastrabarrenas (portamechas) de43⁄4 pulgadas (derecha). Se utilizó este BHA recu-perable para perforar hasta 1,469 m [4,821 pies]de profundidad en 105 horas. Los levantamien-tos de una medición, realizados cada 500 pies,indicaron una inclinación del pozo casi vertical.

La perforación se desarrolló sin problemas perolos ingenieros atribuyeron las vibraciones mayo-res a las esperadas a la larga extensión del BHA.

Esta carrera terminó con el reemplazo plani-ficado del ensanchador. Las operaciones de

perforación continuaron hasta la profundidad dela tubería de revestimiento de 7 pulgadas, esdecir, hasta 2,323 m [7,620 pies]. ConocoPhillipsrecuperó el BHA, cuya inspección indicó que seencontraba en buen estado, y extrajo los datos

18. Meader T, Allen F y Riley G: “To the Limit and Beyond—The Secret of World-Class Extended-Reach DrillingPerformance at Wytch Farm,” artículo de las IADC/SPE59204, presentado en la Conferencia y Exhibición de Perforación de las IADC/SPE, Nueva Orleáns, 23 al 25 de febrero de 2000.

19. Kuyken C: “Tecnología rotativa direccional: Drilling theLimit,” Oilfield Review 16, no. 4 (Primavera de 2005): 1.Copercini P, Soliman F, Gamal ME, Longstreet W, Rodd J,Sarssam M, McCourt I, Persad B y Williams M: “Mayorpotencia para continuar la perforación,” Oilfield Review16, no. 4 (Primavera de 2005): 4–9.Brusco G, Lewis P y Williams M: “Perforación de pozosverticales,” Oilfield Review 16, no. 3 (Invierno de2004/2005): 14–17.Williams M: “Un nuevo giro en la perforación rotativadireccional,” Oilfield Review 16, no. 1 (Verano de 2004): 4–9.Downton G, Hendricks A, Klausen TS y Pafitis D: “Nuevos rumbos en la perforación rotativa direccional,”Oilfield Review 12, no. 1 (Verano de 2000): 20–31.

20. Strickler et al, referencia 16.

Longitud total

Longitud de la extensión

Peso en el fluidode perforación

94 pies [29 m]

67 pies [20 m]

5,200 lbm[2,359 kg]

Estabilizadores del pozo piloto externos en tándem

Barrena piloto PDC de 61⁄8 pulgadas

Filtro de fluido

Lastrabarrenas

Sistema rotativo direccional PowerDrive Xtra 475 de 43⁄4 pulgadas

Zapata de latubería de

revestimiento


Unión espaciadora del lastrabarrenas, o adaptador flotante



Tubería derevestimientode 7 pulgadasa la superficie

8 uniones detubería de

revestimiento de75⁄8 pulgadas

> BHA recuperable en el Pozo 89 del área Lobo para el control de la inclinación vertical. Las operacio-nes de perforación vertical con tubería de revestimiento de 7 pulgadas requirieron un arreglo RSS conestabilizadores en tándem en el interior de la tubería de revestimiento para amortiguar las vibracionesasociadas con la perforación y reducir el desgaste y deterioro del DLA. Un lastrabarrenas, o un adap-tador espaciador, permitió colocar el ensanchador en la parte externa de la tubería de revestimiento.Los estabilizadores externos de 61⁄16 pulgadas, situados debajo del ensanchador, redujeron las vibracio-nes asociadas con la perforación en el pozo piloto. Un sistema rotativo direccional PowerDrive Xtracon una barrena de PDC completó el BHA.

operacionales de la herramienta RSS. La bajadade un giroscopio de mediciones múltiples permi-tió confirmar que la herramienta PowerDrivepodría mantener la verticalidad (abajo).

La prueba de perforación vertical confirmó lafuncionalidad y el desempeño direccional del sis-tema RSS en un arreglo recuperable y condujo a laaprobación de una segunda prueba. En el siguien-te pozo, se utilizarían un BHA más avanzado conun sistema MWD y máximas capacidades direccio-nales para seguir una trayectoria planificada.

La imposibilidad de perforar en forma direc-cional o la presencia de problemas significativosrequeriría que ConocoPhillips retomara la perfo-ración con columna de perforación y BHA con-vencional con una considerable erogación decapital adicional. Como resultado, era precisoextremar los cuidados en términos de diseño,planeación e implementación de la segunda

prueba para evaluar en forma exhaustiva la per-foración direccional con tubería de revestimien-to utilizando un sistema RSS.

Prueba de perforación direccional con sistema rotativo direccionalLa mayoría de los pozos del área de desarrolloLobo son verticales. Sin embargo, a fines del año2004, el Pozo 91 planteó una oportunidad única.La localización propuesta se encontraba a aproxi-madamente 366 m [1,200 pies] al sur del Pozo 79,un pozo vertical que había sido perforado contubería de revestimiento en marzo de 2004. Losequipos de ConocoPhillips propusieron la utiliza-ción de la localización de superficie existente delPozo 79 para perforar direccionalmente unatrayectoria en forma de S, con la tubería de reves-timiento, con el fin de alcanzar el objetivo delsubsuelo correspondiente al Pozo 91.

Con este plan se evitaba la construcción deotra localización pero el costo de las operacionesdireccionales superaba en más de tres veces alde una nueva localización. ConocoPhillips notenía planificado ningún otro pozo direccionalpara el año 2004, de modo que ésta era la mejoropción para probar la operación de perforacióndireccional utilizando tubería de revestimientocon un sistema RSS. El plan inicial del pozo exi-

gía un incremento del ángulo de inclinaciónhasta 29° para luego reducirlo verticalmente conel fin de penetrar el objetivo.

Lamentablemente, el cabezal de producción ylas instalaciones de superficie correspondientesal Pozo 79 estaban ubicados entre el espacio libreremanente para un equipo de perforación y elobjetivo del Pozo 91 en el subsuelo. Se diseñó unanueva trayectoria para evitar la colisión con elpozo existente. Este perfil se asemejaba a las tra-yectorias de pozos comunes de las plataformasmarinas con pozos múltiples (arriba).

Otro factor complicó las operaciones de perfo-ración. Las características del pozo exigían que latubería de revestimiento de superficie se empla-zara a 387 m [1,270 pies]. La profundidad de latubería de revestimiento de 95⁄8 pulgadas para lospozos del área Lobo varía entre 168 y 732 m [550y 2,400 pies]; sin embargo, la experiencia indicaque los pozos con tubería de revestimiento desuperficie a mayor profundidad tienen más pro-blemas con la vibración de la tubería derevestimiento y la inestabilidad, o giro, de labarrena durante la perforación de la sección de latubería de revestimiento de 7 pulgadas debido ala fricción de una tubería sobre la otra en el inte-rior de las secciones más largas.

62 Oilfield Review

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Gráfica vertical

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Desplazamiento horizontal, pies

Pozo 91

Pozo 79

Gráfica horizontal

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Desviación este-oeste, pies

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Localización en superficie

Localizaciónen superficie

Profundidad total (TD)

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Pozo 79

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Objetivo

Inclinación del pozo, grados2.0 2.5 3.01.51.00.50

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es

Prueba de perforaciónvertical con sistema RSS

La unidad sesgada delsistema RSS no se estabilizó

Unidad sesgada del sistemaRSS en pleno funcionamiento

Profundidadtotal de la sección de la tubería de revestimiento de 7 pulgadas

> Levantamiento con giroscopio para la seccióncorrespondiente a la tubería de revestimiento de7 pulgadas en el Pozo 89 del área Lobo. Los datosde inclinación provenientes del Pozo 89 indicaronque la unidad de control del sistema PowerDrive Xtra475 de 43⁄4 pulgadas no se estabilizó hasta que labarrena alcanzó 1,131 m [3,710 pies] de profundi-dad. El pozo se desvió hasta alcanzar un ángulode inclinación de 2.25° a 1,097 m [3,600 pies]. Elsistema RSS recobró su funcionalidad plena y elcontrol direccional entre los 3,710 y 4,821 pies. A1,158 m [3,800 pies] de profundidad, la trayectoriadel pozo retornó a una inclinación casi vertical de0.25° durante el resto de la prueba de perforaciónvertical con un sistema RSS. Se observó una levetendencia de incremento angular entre aproxima-damente 2,000 pies [607 m] y 3,800 pies, intervaloen el que la herramienta RSS no resultó efectiva,y nuevamente después de finalizada la prueba, a4,821 pies.

> Gráficas de la trayectoria vertical y la trayectoria horizontal del Pozo 91,situado en el área Lobo. Para evitar el riesgo de colisión con el Pozo 79, latrayectoria horizontal del Pozo 91 partió a lo largo de un azimut 40° al estedel azimut del objetivo antes de iniciar un giro de 100° a la derecha, en di-rección al sudoeste (derecha). La trayectoria vertical incrementó el ángulode inclinación hasta 29° (izquierda). En las etapas posteriores del giro hori-zontal, los perforadores iniciaron una reducción angular para llevar el pozohacia el objetivo en una inclinación casi vertical. Este perfil se asemejabaal utilizado en las grandes plataformas marinas que poseen múltiples bocas(slots) de perforación.

Otoño de 2005 63

El agregado de un motor PDM recto por en-cima del ensanchador permitía encarar esteproblema pero representaba un cambio signifi-cativo con respecto a la prueba de perforaciónvertical del Pozo 89. El propósito de este motorera permitir la reducción de la rotación de lasarta de perforación desde la superficie ante lapresencia de vibraciones excesivas. Además, elmotor protegía la sarta de perforación y el BHAya que actuaba como amortiguador de choques.No obstante, el sistema MWD debió bajarse pordebajo del motor, de modo que la señal MWD sepropagaba en sentido ascendente a través delmotor. Esto era técnicamente factible peronunca se había implementado (izquierda).

Las operaciones de perforación direccionalcon tubería de revestimiento requieren velocida-des de rotación de la barrena similares a las de laperforación con columna de perforación, queoscilan habitualmente entre 120 y 180 rpm. Elmotor agregaba fuerza de rotación en el BHA y labarrena para mantener una ROP adecuada. Porejemplo, si el giro de la barrena limita la rotacióndesde la superficie a 50 rpm, el motor agrega 100rpm para restablecer el desempeño óptimo de labarrena.

El ensanchador, que abrió el agujero piloto de61⁄8 pulgadas hasta 87⁄8 pulgadas, fue colocadodirectamente por debajo del motor de lodo. Pormedio de una boquilla de chorro se desvió un20% de fluido de perforación desde la barrenacon el fin de balancear el flujo entre el agujeropiloto y el agujero expandido. Se colocaron esta-bilizadores externos de 61⁄16 en tándem por debajode la boquilla de chorro con el fin de reducir lavibración y el desgaste en el ensanchador. Debajodel sistema MWD se instaló un sistema rotativodireccional PowerDrive Xtra 475 y una barrenade PDC de 61⁄8 pulgadas.21

Las operaciones de perforación con tuberíade revestimiento de 7 pulgadas comenzaron a390 m [1,278 pies]. Para perforar este tramo, seempleó una barrena de PDC de cuatro aletascon cortadores de 3⁄4 pulgadas; el mismo tipo debarrena que la utilizada en otros pozos del áreaLobo. Los levantamientos indicaban que el pozoera casi vertical.

El sistema MWD, situado por debajo de losmotores de lodo, mantuvo una transmisión dedatos confiable. Sin embargo, los levantamientosdebían realizarse durante los períodos de quietuden los que las bombas del equipo de perforaciónestaban cerradas y no había rotación del motor,en lugar de efectuarse al volver a poner en funcio-

21. Downton GC y Carrington D: “Rotary Steerable DrillingSystem for the 6-in Hole,” artículo de las SPE/IADC79922, presentado en la Conferencia de Perforación delas SPE/IADC, Ámsterdam, 19 al 21 de febrero de 2003.

Estabilizadores externos en tándem del agujero piloto

Barrena piloto PDCde 61⁄8 pulgadas

Filtro de fluido

Sistema MWD

Sistema rotativo direccional PowerDrive Xtra 475 de 43⁄4 pulgadas

Zapata de latubería de

revestimiento


Motor PDM recto de 6 pulgadas




hasta lasuperficie

Boquilla de chorro

8 uniones detubería de

revestimientode 75⁄8 pulgadas

Longitud total

Longitud de la extensión

Peso en el fluidode perforación

112 pies [34 m]

85 pies [26 m]

6,200 lbm[2,812 kg]

> BHA recuperable en el Pozo 91 del área Lobo para realizar una operación de perforación rotativadireccional. Las operaciones de perforación direccional con tubería de revestimiento de 7 pulgadas yun sistema RSS requirieron varios componentes innovadores del BHA. Los estabilizadores en tándemcolocados en el interior de la tubería de revestimiento amortiguaron las vibraciones de la perforacióny ayudaron a proteger el DLA. Un motor PDM recto de 6 pulgadas actuó como adaptador espaciadory agregó fuerza de rotación al BHA y a la barrena de manera de poder reducir la rotación de la columnade perforación desde la superficie ante la presencia de vibraciones intensas relacionadas con la per-foración. Por medio de una boquilla de chorro, colocada por debajo del ensanchador, se desvió 20%de fluido de perforación desde la barrena con el fin de balancear el flujo entre el agujero piloto de 61⁄8 pulgadas y el pozo principal de 87⁄8 pulgadas. Los estabilizadores externos de 61⁄16 en tándem, colo-cados por debajo de la boquilla de chorro, redujeron la vibración y el desgaste del ensanchador. Unsistema MWD de diámetro reducido y un sistema rotativo direccional PowerDrive Xtra 475 con unabarrena de PDC completaron el BHA.

namiento las bombas después de una conexión dela tubería de revestimiento, como es prácticahabitual. La atenuación de la señal del sistema detelemetría MWD a través del motor fue de sólo un40 a un 50%, en lugar del 90% esperado.

Después de alcanzar la profundidad de 640 m[2,100 pies], correspondiente al punto de iniciode la desviación, la sección de incremento angu-lar fue terminada según lo planificado. La carrerainicial continuó hasta 1,240 m [4,067 pies], pro-fundidad en la que los picos de presiónindicaron la existencia de un problema, demanera que el BHA fue recuperado con cable. Elmotor se encontraba atascado y la herramientaRSS presentaba una fuga, o agujero, pero semantenía operativa. No se volvió a correr unmotor PDM. La unidad sesgada del sistema RSSfue reemplazada y la perforación siguió adelantepero a menor velocidad. Además, resultaba difí-cil mantener la rotación desde la superficie porencima de 60 rpm sin el motor.

Esta segunda carrera finalizó cuando llegó allugar un motor de reemplazo. El motor fue incor-porado para la tercera carrera, restaurando el BHAa la configuración del diseño inicial. La perfora-ción prosiguió a lo largo de 61 m [200 pies], antesde que la ROP se redujera significativamente.Cuando se extrajo el BHA, los perforadores obser-varon que el pequeño estabilizador situado pordebajo de los patines de las aletas del ensanchadorera más grande que la barrena; 61⁄4 pulgadas enlugar de 61⁄8. Este estabilizador sobredimensionadofuncionó hasta encontrar formaciones más duras.

El ensanchador fue reemplazado y la perfora-ción continuó sin inconvenientes hasta alcanzar1,652 m [5,420 pies], profundidad en la que latubería de revestimiento experimentó atas-camiento por presión diferencial. Direccional-mente, se terminaron la sección de incrementoangular y la sección de giro y se inició la reduc-ción angular hasta alcanzar la vertical. La perfo-ración continuó hasta los 1,939 m [6,360 pies].Las dos instancias de tiempo no productivo acae-cidas en el pozo direccional 91, un estabilizadorsobredimensionado y la tubería atascada, agrega-ron aproximadamente 85 horas al tiempo total deperforación.

Ahora el pozo tenía un ángulo de inclinaciónde 4°. Una caída de presión indicó la presencia deuna fuga en el BHA. La inspección de superficietambién reveló una fuga en la conexión entre laboquilla de chorro y el estabilizador en tándemexterno. La boquilla de chorro fue removida delBHA y la perforación continuó hasta la TD; esdecir, 2,118 m [6,950 pies].

La utilización de tubería de revestimientopara la perforación de pozos mejora la eficiencia

operacional porque elimina los viajes de lastuberías y reduce las dificultades inesperadasasociadas con la bajada de la tubería de revesti-miento en una operación independiente. Laexperiencia de ConocoPhillips en el Pozo 91demostró que la tecnología RSS resulta efectivapara la perforación direccional con tubería derevestimiento en pozos de menos de 81⁄2 a 97⁄8 dediámetro en los que el desempeño del motorPDM es limitado (próxima página).

Para perforar direccionalmente con tuberíade revestimiento, se deben encarar los asuntosrelacionados con la selección de la barrena queson comunes en la perforación direccional concolumna de perforación convencional y sistemasRSS. Las barrenas se eligen en base a su capaci-dad de corte lateral para el control direccional ysu estabilidad para reducir las vibraciones exce-sivas. Los componentes hidráulicos de labarrena y las boquillas del BHA también debenser balanceados de manera que las tasas de flujode fluido, tanto en el agujero piloto como en elpozo de diámetro completo, permanezcan den-tro de los rangos óptimos para lograr la limpiezaefectiva de la barrena y del pozo y operar los sis-temas MWD y las herramientas PDM o RSS.

Si la superficie del pozo es irregular o rugosa ysu trayectoria es tortuosa, la rigidez de la tuberíade revestimiento puede contribuir a incrementarel esfuerzo de torsión. Las fuerzas laterales y lasfuerzas de torsión son mayores que con la colum-na de perforación porque los tubulares de mayortamaño pesan más y poseen un diámetro de rota-ción más grande. Los diseños de las sartas derevestimiento para la perforación de pozos direc-cionales requieren mayor centralización que enlos pozos verticales.

Además, la centralización de la tubería derevestimiento desempeña un rol importante en loque respecta a la limpieza efectiva del pozo y lareducción de las vibraciones de la columna de per-foración y los episodios de atascamiento de latubería. La limpieza del pozo y el atascamientodiferencial aumentan en los pozos direccionales alincrementarse los ángulos de inclinación. Es pre-ciso extremar los cuidados para evitar laexistencia de largos períodos de tiempo en los quela tubería de revestimiento o bien el BHA seencuentren estacionarios sin circulación de fluido.

La técnica de entubación durante la perfora-ción, y en mayor medida la perforación de pozosdireccionales con tubería de revestimiento, aún seencuentran en las primeras fases de su desarrollo.Los procedimientos y las prácticas se irán optimi-zando a medida que aumente la experiencia de losoperadores con estas nuevas tecnologías.

Una gama de aplicaciones en expansiónLos operadores de EUA y Canadá han perforadopozos verticales comerciales con tuberías derevestimiento cuyos tamaños oscilan entre 41⁄2 pul-gadas y 133⁄8 pulgadas. El pozo más profundoperforado hasta la fecha alcanzó una profundidadun tanto superior a 3,959 m [13,000 pies]. Se hanperforado pozos direccionales con tuberías derevestimiento y motores direccionales; sinembargo, es difícil lograr operaciones exitosas enagujeros de menos de 81⁄2 pulgadas porque la utili-zación de un motor PDM más pequeño hace que elesfuerzo de torsión suministrado para la perfora-ción resulte subóptimo.

La experiencia adquirida con las pruebas dela tecnología rotativa direccional durante la per-foración con tubería de revestimiento en pozosverticales y direccionales demostró que un sis-tema RSS de 43⁄4 pulgadas puede perforarefectivamente agujeros de 81⁄2 pulgadas con tube-ría de revestimiento de 7 pulgadas. El controldireccional en el agujero piloto es suficientepara guiar los ensanchadores de mayor diámetroy la tubería de revestimiento hacia un objetivodireccional. Schlumberger está realizandoactualmente pruebas de campo de un sistemaRSS de diámetro ultra reducido de 31⁄4 pulgadaspara perforar con tubería de revestimiento de 6pulgadas, 51⁄2 pulgadas o 5 pulgadas.

La adquisición de registros de pozos para laevaluación de formaciones constituye una consi-deración clave a la hora de evaluar la técnica deentubación durante la perforación. Dado que latubería de revestimiento permanece en el pozodespués de alcanzar la TD, los operadores debenidentificar los mejores métodos de registro deestos pozos con el fin de extraer el máximo prove-cho de la técnica de entubación durante laperforación y sus capacidades y, de este modo,reducir el tiempo no productivo del equipo de per-foración. Actualmente, existen cuatro opciones:correr registros con cable en agujero descubiertoconvencionales, correr herramientas de adquisi-ción de registros almacenados en la memoria dela herramienta en BHA recuperables, correr unsistema LWD en el BHA para perforación o correrlos nuevos sistemas de adquisición de registroscon cable que registran propiedades de la forma-ción detrás del revestimiento.

64 Oilfield Review

22. Aulia K, Poernomo B, Richmond WC, Wicaksono AH,Béguin P, Benimeli D, Dubourg I, Rouault G, VanderWal P,Boyd A, Farag S, Ferraris P, McDougall A, Rosa M y Sharbak D: “Medición de la resistividad detrás del reves-timiento,” Oilfield Review 13, no. 1 (Verano de 2001): 2–25.Bellman K, Bittner S, Gupta A, Cameron D, Miller B, Cervantes E, Fondyga A, Jaramillo D, Pacha V, Hunter T,Salsman A, Kelder O, Orozco R y Spagrud T: “Evaluacióny control de yacimientos detrás del revestimiento,” Oilfield Review 15, no. 2 (Otoño de 2003): 2–9.

Otoño de 2005 65

registros almacenados en la memoria de laherramienta o registros adquiridos durante laperforación, permitiendo que los operadoresminimicen el tiempo no productivo del equipode perforación mediante la evaluación de losintervalos potencialmente productivos luego dealcanzar la TD sin extraer o manipular la tuberíade revestimiento. Además de obtener medicio-nes de resistividad, porosidad, sónicas, dedensidad volumétrica, litología, neutrón pulsadoy presión de yacimiento, los servicios ABC inclu-yen el muestreo de los fluidos de formación.22

La capacidad de perforar pozos direccionaleshace que la técnica de entubación durante laperforación resulte atractiva para aplicacionesmarinas, en áreas con propensión a los proble-mas de pérdida de circulación cuya perforacióncon los procesos y técnicas convencionalesresultaba previamente antieconómica. Ya seestán implementando modificaciones de los sis-temas actuales para extender la técnica deentubación durante la perforación a aplicacio-nes en áreas de aguas profundas. La mayoría delas sartas de revestimiento utilizadas en aguasprofundas se emplazan como tuberías de revesti-miento cortas. Se están desarrollando diversasestrategias para aplicar la experiencia con BHArecuperables a la perforación con tubería derevestimiento corta.

Existen numerosas aplicaciones potencialesque requieren avances adicionales en términosde equipos y técnicas. Ya se han iniciado activida-des de investigación y desarrollo para posibilitarla ejecución de operaciones de perforación encondiciones de bajo balance utilizando tubería derevestimiento y perforación con aire. Una claraventaja de la utilización de tubería de revesti-miento para la perforación con aire y en condi-ciones de bajo balance es que los pozos no tienenque ser balanceados con lodo más pesado, o aho-garse, para extraer la columna de perforación.

En el futuro, podrá utilizarse esta técnica paraperforar pozos de alta presión y alta temperatura(HPHT, por sus siglas en inglés) y pozos geotérmi-cos. La combinación de la técnica de entubacióndurante la perforación con los tubulares expansi-bles finalmente proveerá una solución única entérminos de construcción de pozos; sin embargo,su puesta en práctica exigirá que se superen obs-táculos adicionales. A medida que las operacionesde perforación direccional con tubería de revesti-miento se tornan más comunes, es probable quelas presiones del mercado fomenten el desarrollode sistemas y tecnologías adicionales para ser uti-lizados específicamente en aplicaciones de entu-bación durante la perforación. —MET

Prof

undi

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pie

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1,000

2,000

3,000

4,000

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6,000

7,000

8,000

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0 4 62 8 10 12 14 16 18 20Tiempo, días

Pozo 83TD de la tubería de revestimiento

de producción de 7 pulgadas

Pozo 91Pozo 79

Perforación rotativa hastael punto de comienzo dela desviación

Punto de comienzo de la desviación

Reemplazo del motor PDM de 43⁄4 pulgadaspor un motor PDM de 51⁄2 pulgadas

Reducción del ángulo Reemplazo del motorPDM direccional por el BHA rotativo

Tubería de revestimiento de superficie de 95⁄8 pulgadas hasta la TD

> Tiempo de perforación versus profundidad para los pozos 91, 79 y 83 del área Lobo. El pozo direccio-nal 91 (azul) y el pozo vertical cercano 79 (rojo) fueron comparables a lo largo de aproximadamente1,372 m [4,500 pies]. Se utilizó un total de 132 uniones de tubería de revestimiento para perforar direc-cionalmente el Pozo 91, frente a las 128 uniones utilizadas para el pozo vertical 79. La ROP, estimadaunión por unión para el pozo direccional fue sólo un 10% inferior a la ROP en el Pozo 91; sin embargo,la técnica de perforación con tubería de revestimiento y un sistema RSS permitió un ahorro sustan-cial de tiempo, en comparación con el Pozo 83 (negro), que se perforó utilizando tubería de revesti-miento y un motor PDM direccional.

Para correr registros en agujero descubierto oregistros almacenados en la memoria de la herra-mienta, la tubería de revestimiento debe serelevada e introducida en la tubería de revesti-miento previamente cementada. La tubería derevestimiento debe dejar libre la zona de interéspero no debe extraerse completamente del pozo.Si se produce un golpe de presión durante laadquisición de registros, se puede eliminar porcirculación en sentido descendente hacia elextremo superior del tramo descubierto del pozo.Pero si el pozo colapsa, no será posible adquirirun registro a lo largo del intervalo entero.

Los registros almacenados en la memoria dela herramienta se adquieren cuando la tubería derevestimiento se extrae e introduce en la sarta derevestimiento precedente mediante el desplieguede las herramientas de adquisición de registrosen un BHA recuperable, después de recuperar elarreglo de perforación. Este enfoque garantizaque se pueda registrar y evaluar la totalidad deltramo descubierto del pozo. La circulación conti-nua de fluido mantiene frías las herramientas deadquisición de registros y reduce la posibilidad deque se produzca un golpe de presión durante laadquisición de registros.

El empleo de herramientas LWD en pozos ver-ticales durante la ejecución de operaciones deperforación con tubería de revestimiento eliminala necesidad de extraer la tubería de revesti-miento antes de la adquisición de registros. Noobstante, la incorporación de herramientas LWDen un BHA recuperable adiciona costos, peso ylongitud, lo que debe balancearse frente a losriesgos de la recuperación con cable y los proble-mas de vibración presentes en las extensiones deBHA más largas.

La nueva tecnología ahora hace posible laadquisición de registros detrás de la tubería derevestimiento. Los servicios de la herramienta deAnálisis Detrás del Revestimiento ABC deSchlumberger constituyen una alternativa, eficazdesde el punto de vista de sus costos, con res-pecto a la evaluación de formaciones medianteregistros adquiridos en agujero descubierto,

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