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Normalmente, no meditamos demasiado acercadel vehículo que nos lleva al trabajo y nos traede regreso a casa en forma cotidiana. Subimos anuestro automóvil y ponemos en marcha elmotor con la llave o nos lanzamos en el interiorde un taxi o en una bicicleta, ómnibus o avión,que nos transporta hasta nuestro destino. Nues-tras hipótesis acerca de la capacidad de unvehículo para trasladarnos a donde deseamos irsólo se vuelven plenamente conscientes cuandoel destino es difícil de alcanzar o el equipo encuestión deja de funcionar.

Durante gran parte de la historia de la indus-tria de exploración y producción (E&P), losmedios para la operación o el transporte deherramientas y equipos hasta una localizaciónen el subsuelo y nuevamente a su lugar de proce-dencia han suscitado similares hipótesis tácitas.Cuando los pozos eran en su mayor parte casiverticales y no demasiado profundos, las herra-mientas de adquisición de registros y otrosequipos podían ser transportados hasta la pro-fundidad deseada a través de cables estándar. Lamayoría de los usuarios dejaban los detalles dela operación de herramientas en manos de lascompañías de servicios.

La situación ha cambiado. Si bien todavíaexiste un gran número de pozos casi verticalessomeros, hoy en día muchos pozos son extrema-damente profundos, tienen grandes ángulos deinclinación o exhiben ambas características almismo tiempo. Las opciones en lo que respecta aoperación de herramientas en el fondo del pozose han expandido para satisfacer estos desafíoscrecientes.

Durante muchos años, se han utilizado lascolumnas de perforación para operar las barre-nas y el equipo de perforación y se ha empleadocable eléctrico para obtener registros de pozo,

efectuar disparos e instalar los componentes determinación de pozos. Hoy en día, se obtienenmediciones durante la perforación, se perfora ose operan equipos en el fondo del pozo con tube-ría flexible; datos obtenidos en tiempo realsustentan las operaciones de geonavegacióndurante la perforación, los cables de acero sonmás resistentes y más largos y los tractores defondo de pozo arrastran equipos a través degrandes distancias en secciones de pozos cuyoacceso sería de otro modo difícil o muy oneroso.En pozos profundos con trayectorias complejas,los operadores y las compañías de servicios par-ticipan activamente en la selección de métodosde operación de herramientas y en la planeaciónde las tareas subsiguientes.

Este artículo describe diversas opciones detransporte de herramientas en el fondo del pozo,centrándose específicamente en dos nuevosdesarrollos: cables ultra resistentes y tractoresde fondo de pozo. Algunos ejemplos del Golfo deMéxico y del Mar del Norte ilustran estos últi-mos avances en la tecnología de operación deherramientas.

Cómo llegar al lugarEl transporte de un equipo a lo largo de una dis-tancia de varias millas o kilómetros, a través deun agujero pequeño practicado en el terrenohasta alcanzar un punto en particular, es unaproeza notable pero que sucede diariamente enla industria de E&P. Una vez en la localizaciónde fondo de pozo requerida, se espera que elequipo lleve a cabo tareas complejas que amenudo deben ser vigiladas rutinariamente ycontroladas en tiempo real en la superficie, lejosdel pozo. La elección del método de operaciónde herramientas forma parte de la provisión deestas capacidades.

Sistemas avanzados de operación de herramientas en el fondo del pozo

Mark AldenHouston, Texas, EUA

Faisal ArifMatt BillinghamSugar Land, Texas

Njål GrønnerødHydroBergen, Noruega

Samuel HarveyBergen, Noruega

Matthew E. RichardsChris WestUnocal, Inc.Sugar Land, Texas

Por su colaboración en la preparación de este artículo, seagradece a Hilde Anfindsen, Hydro, Bergen, Noruega; PaulBeguin, Joao Felix, Martin Isaacs, Ali Mazen, Steve Pepin yTodor Sheiretov, Sugar Land, Texas; Matt Carmichael, ChevronTexaco, Nueva Orleáns, Luisiana, EUA; Ron Cole-man, D&R Enterprises, Sugar Land, Texas; Dayne Kells, Olav Opøien, Brynjulf Pedersen y Colin Whittaker, Bergen,Noruega.DepthLOG, FloScan (herramienta de generación de Imáge-nes de Flujo), FloView, LWF (adquisición de registrosdurante las operaciones de pesca), MaxTRAC, MDT (Proba-dor Modular de la Dinámica de la Formación), OBMI(herramienta de generación de Imágenes Microeléctricasen Lodos Base Aceite), PLT (herramienta de Adquisición deRegistros de Producción), PS Platform, TLC (Adquisición deRegistros en Condiciones Difíciles) y Xtreme son marcas deSchlumberger.

Existen a disposición sistemas de transferencia especiales para colocar equipos en

pozos, lejos de la superficie, y extraer información de localizaciones de fondo de pozo.

Las nuevas formas de sistemas de operación de herramientas proveen acceso confia-

ble en pozos profundos o con trayectorias complejas.

Adquisición de registroscon cable conductor

Adquisición de registros con herramientas transportadas por la tubería

Adquisición de registros con tubería flexible

Adquisición de registros con herramientas transportadas por tractor

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El objeto operado puede ser una barrena deperforación, una sarta de herramientas de adqui-sición de registros, pistolas para perforación detuberías, fluidos de fracturamiento o de otro tipo,dispositivos de vigilancia rutinaria y de registros odiversos tipos de equipos de terminación depozos. En algunos procesos de operación de herra-mientas, el instrumento se embarca en un viaje deida y vuelta, mientras que en otras es transpor-tado en una sola dirección; es decir, hacia elinterior o bien hacia el exterior de un pozo.

El transporte de dispositivos es una de lasfunciones de un sistema de operación de herra-mientas. Por ejemplo, el sistema debe ser capazde soportar el peso de las herramientas y delequipo que se introducen y se extraen de unpozo además de su propio peso y la resistencia ala fricción asociada. Además, debería existir unmétodo de determinación como mínimo de lalocalización aproximada del fondo del pozo.Algunos tipos de sistemas de operación de herra-mientas ofrecen la posibilidad de desprendersede las herramientas atascadas, en situaciones deemergencia o contingencia. Como último ejem-plo, en un número creciente de situaciones, serequiere la transmisión de la información a lasuperficie por medio de sistemas de telemetría.

Un cable de acero simple, o línea de acero,constituye quizás la forma menos complicada deoperación de herramientas en el fondo del pozo(arriba). Suele utilizarse línea de acero paraoperar equipos de terminación de pozos. Hasta su

límite de carga, la línea de acero puede bajarherramientas en el fondo del pozo ayudada por lafuerza de gravedad. Un motor de superficievuelve a enrollar la línea de acero en un carrete.La localización del dispositivo adosado alextremo inferior de la línea de acero puede serdeterminada, al menos en forma aproximada,considerando el tramo de la línea de acerodesenrollado en un pozo, además de un ciertoestiramiento de la línea de acero resultante desu propio peso y del peso del dispositivo operado.

Los cables de acero con conductores eléctri-cos agregan mayor funcionalidad. Un hiloeléctrico suministra energía a los dispositivos defondo de pozo y además puede transmitir infor-mación directamente a la superficie. Estoscables pueden tener un solo conductor, un con-ductor coaxial o conductores múltiples (próximapágina). El exterior de un cable de este tipoconsta de varios hilos de acero, lo que se conocecomo armadura del cable. Esta armadura trans-porta la carga y protege a los conductoreseléctricos alojados dentro del cable.

El cable de acero es rápido de montar y eco-nómico de correr. No obstante, debido a quedepende de la fuerza de gravedad para desplegarlas herramientas en el fondo del pozo, el cable deacero no puede ser utilizado para operar equiposen pozos de gran inclinación u horizontales. Habi-tualmente, las herramientas operadas con cablede acero pueden ser transportadas en pozos coninclinaciones de hasta 65°, aunque en ciertos

casos este tipo de cable ha sido utilizado conéxito en pozos con inclinaciones de hasta 75°.

Tanto el cable de acero como la línea deacero poseen limitaciones en lo que respecta ala carga, pero los cables ultra resistentes que sedescriben más adelante tienen un límite signifi-cativamente superior. El peso de un dispositivooperado junto con el cable se conoce antes deingresar en un pozo; no obstante, la fuerza extraque puede requerirse para liberar una herra-mienta atascada o compensar por el efecto de lafricción durante la recuperación de la herra-mienta puede exceder la capacidad de carganominal del cable. En consecuencia, en el cabe-zal de la herramienta, entre el cable y la sartade herramientas, se coloca un punto débil. Estedispositivo de desconexión ante contingenciasestá diseñado para romperse antes de que lohaga el cable. La alternativa de un pozo que con-tiene un cable roto que se mantiene adosado a lasarta de herramientas, dificulta la pesca o recu-peración de la herramienta.

Los tubulares utilizados en campos petrole-ros también se emplean para operarherramientas. Los perforadores suelen utilizar latubería para operar las barrenas de perforaciónen un pozo porque es suficientemente resistentecomo para sustentar las fuerzas que surgendurante el proceso de perforación. Hoy en día seutiliza incluso la tubería de revestimiento paraoperar las barrenas de perforación en operacio-nes de perforación con tubería de revestimiento,

>Métodos de operación de herramientas.

Métodos de transportede herramientas para adquisición de registros

Línea de acero

Cable de acero convencional

Sistema de Adquisición de Registros en Condiciones Difíciles TLC mediante tubería

Sistema de adquisición de registros durante las operaciones de pesca LWF

Tubería flexible (CT)

Tractor

Tractor MaxTRAC

Ventajas Desventajas

Eficaz en lo que respecta a sus costosRápido

Dependiente de la fuerza de gravedadSin conexión eléctrica

Dependiente de la fuerza de gravedadEficaz en lo que respecta a sus costosRápido

Altamente exitosoIndependiente del ambienteMantiene el arreglo de control de pozo

Permite un intento de adquisición de registros convencional con el apoyo del sistema LWFIndependiente del ambiente

Requiere equipo de perforación,columna de perforación y personal asociadoLento; emplea tiempo de equipo de perforación

Requiere equipo de perforación, columna de perforación y personal asociadoOperación de pesca de tipo corte y roscadoMás lento que el sistema TLC

Se debe movilizar la unidad de adquisiciónde registros CTRequiere personal extra para la operaciónde la tubería flexibleAlcance limitado debido a la flexión helicoidal

Básicamente, para operación en pozo entubadoNo se adecua a todos los pozos

Alto índice de éxitoNo se requiere equipo de perforaciónMantiene el arreglo de control de pozo

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Puede adquirir registros en direccióndescendente con todos los servicios estándar de la sonda PS PlatformRápidoBrigada de campo estándar

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RápidoBrigada de campo estándar

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Básicamente para operación en pozo entubadoNo se adecua a todos los pozos

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La tubería flexible tiene la capacidad de impul-sar sartas de herramientas largas más allá deobstrucciones y patas de perro en las que elcable de acero convencional quedaría colgado.Si bien la tubería flexible se utiliza ocasional-mente en la adquisición de registros en agujerodescubierto, la mayor parte de su aplicación secentra en la adquisición de registros en pozoentubado. En situaciones de agujero descu-bierto, normalmente se garantiza una operacióncon TLC.

Las aleaciones utilizadas para fabricar latubería flexible tienen cierto estiramiento, quealcanza varios pies cada 10,000 pies cuando seencuentra cargada, aunque estos valores puedencambiar dependiendo de la temperatura, la pre-sión y la desviación del pozo. Un medidor delongitud de tuberías universal (UTLM, por sussiglas en inglés) mide la sección de tubería flexi-ble que sale del carrete ubicado en la superficiey la ovalidad del tubo. Si la imprecisión debida alestiramiento de la tubería es insignificante, elUTLM puede utilizarse para mediciones de laprofundidad. Se recomienda el registro de corre-lación de la profundidad DepthLOG CT cuandose requiere mayor precisión, tal es el caso de lasoperaciones de disparos o de colocación de tapo-nes de cemento críticas. El dispositivo DepthLOGdetermina la localización de los collares de latubería de revestimiento al pasar por los mismos,proveyendo mediciones de la profundidad másprecisas que el UTLM de superficie.

La operación de herramientas con CT exhibeun alto índice de éxito y no requiere equipo deperforación o terminación de pozos, pero sídemanda la movilización de la unidad CT y desuficiente personal. Sin embargo, el sistema de

control de pozos de superficie permite que lasoperaciones sean ejecutadas bajo presión; esdecir, en condiciones de pozo activo.

La operación de herramientas con CT tieneun alcance limitado. A medida que se desenrollael tubo, pasa a través de un cuello de cisne y deun cabezal inyector accionado a cadena quehace que la tubería continua exceda su límiteelástico. Esta operación ayuda a eliminar la cur-vatura residual que la sarta desarrolló mientrasse encontraba en el carrete CT.3 No obstante, latubería retiene una pequeña cantidad de curva-tura. Esta curvatura, sumada a las curvas ydesviaciones del pozo, pone la sarta de tuberíaflexible en contacto con la pared del pozo enmuchos puntos. Los contactos generan resisten-cia a la fricción, y a medida que se introducemás tubería dentro del pozo, la sarta se flexionacontra la pared del pozo formando un largo rizohelicoidal. La fuerza necesaria para impulsar latubería flexible dentro del pozo se incrementa amedida que más sarta entra en contacto con lapared del pozo. Finalmente, la resistencia a lafricción aumenta al punto tal que no puedeseguir introduciéndose más tubería flexible den-tro del pozo.4 Esta situación se conoce comoatascamiento helicoidal.

En pozos horizontales y de gran inclinación,en los que el cable de acero no resulta adecuadoy la tubería flexible puede experimentar situa-ciones de atascamiento helicoidal, funciona bienuna forma relativamente nueva de operación deherramientas en el fondo del pozo: el sistema detractor. Un sistema de tractor puede ser armadorápidamente por una brigada de campo están-dar. El tractor está diseñado básicamente paraser utilizado en pozos entubados si bien se ha

pero la función sigue siendo la misma.1 Los per-foradores obtienen una localización aproximadade la profundidad medida mediante el conteo delos tramos de la columna perforadora medidos ydel registro de su longitud en un libro de regis-tro de tuberías.

A menudo se colocan dispositivos detrás dela barrena para obtener mediciones durante laperforación. La información es transmitida a lasuperficie mediante pulsos de presión enviados através del lodo de perforación del pozo.

Las tuberías de la columna de perforacióntambién pueden ser utilizadas en otras aplica-ciones de operación de herramientas en las quese dispone de equipo de perforación y suficientetubería como para alcanzar el punto de destinoen el fondo del pozo. No obstante, el proceso deoperación de herramientas a través de la tuberíaes lento, ya que es preciso empalmar cada tramode la tubería cuando se baja en el pozo paraluego proceder a su desconexión cuando se saledel mismo. El costo del tiempo de equipo de per-foración y de las herramientas en sí lo convierteen un método de operación de herramientas cos-toso. Sin embargo, puede resultar exitoso aún encondiciones extremas—de profundidad, desvia-ción o entorno del pozo—que exceden lascapacidades de otros sistemas de operación deherramientas (véase “Operación de herramien-tas en situaciones extremas,” página 36).

La utilización de tubería flexible (CT, por sussiglas en inglés) como dispositivo de operaciónde herramientas continúa expandiéndose.2 Seutiliza CT para transportar fluidos hasta unadeterminada profundidad medida en un pozo.También se emplea CT para operar equipos deperforación y de terminación de pozos. Dado queno se basa exclusivamente en la fuerza de grave-dad para introducirla en el pozo, la tuberíaflexible puede utilizarse en pozos horizontales yde gran inclinación. Además se puede correr uncable de acero dentro de la tubería flexible, loque le confiere mayor protección al cable de laque se dispone con el sistema de Adquisición deRegistros en Condiciones Difíciles TLC, si bienla adquisición de registros mediante tubería deperforación tiene mayor capacidad de carga quela adquisición de registros con tubería flexible.

> Cables de acero simples. Un monocable tiene un acero conductor, prote-gido por un aislamiento, una envoltura y dos capas de armadura (izquierda).Las capas de la armadura se enroscan en direcciones opuestas, de maneraque una torsión que abre una capa, tensa la otra capa. Un cable coaxial esun monocable con un blindaje coaxial entre el aislamiento y la envoltura(centro). Un heptacable tiene siete conductores (derecha). El heptacabletiene hilos de relleno que le confieren una forma más redondeada y unrelleno intersticial que impide la formación de bolsones de aire y lo hace másrígido. Una envoltura y las dos capas de la armadura completan las capasexternas. En este caso el conductor 1 tiene una envoltura verde paradistinguir los conductores cuando se realizan las conexiones.

Hilo dearmadura

Envoltura

Aislamiento

Conductores

RellenointersticialBlindajeHilos de relleno

1. Shepard SF, Reiley RH y Warren TM: “Casing Drilling: An Emerging Technology,” SPE Drilling and Completion17, no. 1 (Marzo de 2002): 4–14.

2. Afghoul AC, Amaravadi S, Boumali A, Calmeto JCN, LimaJ, Lovell J, Tinkham S, Zemlak K y Staal T: “Tubería flexible: La próxima generación,” Oilfield Review 16,no. 1 (Primavera de 2004): 38–57.

3. Afghoul et al, referencia 2.4. Adnan S y Chen YC: “An Improved Prediction of

Coiled-Tubing Lockup Length,” artículo de la SPE 89517,presentado en la Conferencia y Exhibición sobre Tubería Flexible de las SPE/IcoTA, Houston, 23 al 24 de marzo de 2004.

36 Oilfield Review

El sistema de Adquisición de Registros enCondiciones Difíciles TLC es un método ope-rado con tubería en el que se utilizan equiposespeciales para conectar las herramientas deadquisición de registros a la columna de per-foración. Este sistema se utiliza para registrarpozos con condiciones de pozo dificultosastales como grandes ángulos de desviación,patas de perro múltiples o formación de caver-nas. También es utilizado con sartas deherramientas cuyo peso se aproxima al límitedel punto débil de un cabezal de adquisiciónde registros. Las herramientas de adquisiciónde registros de la sarta pueden ser protegidasdel peso de la columna de perforaciónmediante la vigilancia continua de la compre-sión de la herramienta.

Un cabezal de anclaje TLC (DWCH, por sussiglas en inglés) fija la sarta de herramientas ala columna de perforación (derecha). Se bajanen el pozo algunos tiros de la sarta hasta alcan-zar la cima del intervalo de registro, que seencuentra habitualmente ubicada justo encimade la zapata inferior de la tubería de revesti-miento. El cable de adquisición de registros seenrosca a través de un adaptador de entradalateral de cable (CSES, por sus siglas eninglés). El CSES permite que el cable crucedesde el interior de la columna de perforación,por debajo del CSES, hasta el exterior de lamisma por encima del CSES. A continuación,se adosa al cable un adaptador con conexiónbajo presión TLC (PWCH), que se bombeahacia el fondo del pozo a través de la sarta deperforación. Una vez que el PWCH queda ase-gurado en el DWCH, se establece una conexióneléctrica entre la unidad de adquisición deregistros y la sarta de herramientas y se sumi-nistra energía a ésta última. Luego, el sistemapuede adquirir registros en dirección al fondodel pozo mediante el agregado de tuberías a lacolumna de perforación.

El CSES no se utiliza habitualmente enpozos sin entubar porque esto incrementa laposibilidad de dañar el cable de acero en laparte externa de la tubería que se encuentra

por encima del mismo. Este hecho normal-mente limita la adquisición de registros con elsistema TLC en agujeros descubiertos, a unadistancia equivalente a la longitud del pozoentubado.

Existe un sistema TLC mejorado para ser uti-lizado en ambientes de alta presión y altatemperatura. Este sistema puede operar a

260°C [500°F] y 25,000 lpc [172 MPa] y tieneestabilidad química, eléctrica y mecánica mejo-rada a altas temperaturas. Además, mediantela inclusión de dos válvulas de seguridad en elsistema para aislar la tubería del espacio anu-lar, se provee control adicional del pozo. Estasválvulas pueden manejar una presión diferen-cial de hasta 20,000 lpc [138 Pa].

Operación de herramientas en situaciones extremas

Tubería

Torpedo LWF

Operaciones LWF Operaciones TLC

CSES

CCTS

Cuña enespiral

Sarta de herramientas

CSES

DWCH

Sarta deherramientas

PWCH

Cable

Invierno de 2004/2005 37

Este proceso se reitera. La necesidad deenroscar el cable la convierte en una opera-ción más lenta que la ejecutada con elsistema TLC hasta que la tubería alcanza elpunto de instalación de un CSES. Justodebajo del CSES se instala una herramientacorta cable (CCTS, por sus siglas en inglés).Pasando ese punto, el proceso se ejecuta a lamisma velocidad que una operación con elsistema TLC y posee las mismas restriccionesde profundidad relacionadas con mantener elCSES dentro de la tubería de revestimiento.

Una vez que la tubería alcanza la herra-mienta atascada, se le conecta una cuña enespiral (arpón) situada en la base de la tube-ría. Un pequeño movimiento descendente dela tubería aumenta la tensión sobre el cable,lo que asegura que la cuña en espiral sujetela herramienta. El cable se vuelve a conectaren la superficie mediante la utilización de untorpedo LWF de dos extremos. Se suministraenergía a la herramienta y continúa el tra-bajo de adquisición de registros. Una vezconcluida la adquisición de registros, seextrae la herramienta del pozo. El CCTScorta el cable de manera que cable y herra-mienta puedan ser extraídos por separado.

< Procesos de adquisición de registros mediante tubería. Una operación con el sistema deAdquisición de Registros en Condiciones Difíciles TLC es similar a una operación de adquisición deregistros durante la operación de pesca, pero ambas difieren por cuanto utilizan equipos diferen-tes. En los dos casos se trata de métodos de adquisición de registros mediante tubería. En el siste-ma TLC, la tubería y la sarta de herramientas se enroscan entre sí, con un cabezal de anclaje(DWCH, por sus siglas en inglés) conectado a la sarta (extremo inferior derecho). Se baja la tuberíahasta que la sarta de herramientas alcanza la zapata inferior de la tubería de revestimiento. Luegose enrosca el cable a través de un adaptador de entrada lateral de la tubería de revestimiento(CSES, por sus siglas en inglés) (parte central a la derecha). A continuación se bombea un adapta-dor con conexión bajo presión (PWCH, por sus siglas en inglés) conectado a un cable de aceropara establecer la conexión eléctrica con la sarta de herramientas a través del DWCH (extremoinferior derecho). Durante la adquisición de registros, se baja más tubería. En una operación LWF,la herramienta se atasca en el pozo al comienzo de la operación. El cable es cortado en la superfi-cie y se enrosca a través de la tubería que se baja en el pozo. Cuando la columna alcanza la zapa-ta inferior de la tubería de revestimiento, se agrega una herramienta corta-cables (CCTS, por sussiglas en inglés) y un CSES (parte central a la izquierda). Luego se baja más tubería hasta llegar ala herramienta. Una cuña en espiral situada en la parte inferior de la tubería sujeta la herramienta yse ejerce tensión sobre el cable de acero para asegurar la conexión (extremo inferior izquierdo).Se vuelve a conectar el cable a la unidad de adquisición de registros utilizando un torpedo LWF dedos extremos (extremo superior izquierdo) y la operación de adquisición de registros continúa. Alfinal de la operación LWF se requiere la unidad CCTS para cortar el cable y recuperar la sarta deherramientas sostenida por la cuña en espiral.

En situaciones en las que la adquisición deregistros a cable suele ser exitosa pero implicariesgos, el sistema de adquisición de registrosdurante las operaciones de pesca LWF ofrece unaalternativa con respecto a una operación TLC. Encondiciones de adquisición de registros difíciles,el servicio LWF aumenta considerablemente laposibilidad de obtener un registro. La sarta deherramientas incluye una herramienta para con-trolar la compresión impuesta sobre la sarta encaso de utilizarse el procedimiento LWF y seintenta realizar una operación de adquisición deregistros con cable estándar. Si resulta exitosa, eloperador se ahorra el tiempo y la erogación queimplica una corrida TLC. Si alguna herramientase atasca en el pozo, el servicio LWF ofrece unaforma de recuperarla y seguir adquiriendo regis-tros como si se tratara de una operación con elsistema TLC.

Una operación LWF es un procedimiento depesca de tipo corte y roscado. Una herramientaespecial sujeta y corta el cable de acero en lasuperficie. El extremo cortado del cable seenrosca a través de un primer tramo de lacolumna de perforación. Con la tubería suspen-dida en el pozo, el cable de acero se enrosca através de otro tramo de columna de perforaciónque se atornilla al tramo situado en el pozo.

empleado ocasionalmente en agujeros descubier-tos. Los tractores son operados habitualmentecon cable de acero, pero ciertos tractores puedenoperar con tubería flexible. Este sistema es anali-zado en mayor detalle más adelante (véase“Tecnología de accionamiento de tractores,”página 42).

La trayectoria y las condiciones del pozo asícomo las restricciones conocidas deberían serevaluadas y analizadas con anticipación paragarantizar la adecuación del empleo de un tractor.El hecho de basar la elección del método de ope-ración de herramientas en reglas generalizadaspuede dar lugar a problemas. El programa planifi-cador de herramientas de Schlumberger guía laselección de la forma de operación y del puntodébil a utilizar. Los datos de entrada del programade computación incluyen información sobre latrayectoria del pozo y su terminación además dedetalles sobre la sarta de herramientas.

La salida del programa proporciona paráme-tros críticos para la planeación de la forma deoperación de las herramientas. Las gráficas desalida son presentadas generalmente en base ala profundidad medida de la sarta de herramien-tas a medida que se desplaza hacia la superficie yhacia el fondo del pozo. Estos parámetros inclu-yen la severidad de la pata de perro, la máximatensión posible sobre el cabezal de la herra-mienta sin exceder la capacidad nominal delcable en la superficie, la tensión de superficienecesaria para romper el punto débil, y la fuerzadel tractor requerida para desplazar la sarta deherramientas de adquisición de registros hacia elfondo del pozo. El programa calcula además latensión a lo largo del cable para cualquier pro-fundidad de la sarta de herramientas. En losejemplos presentados a continuación se incluyencasos que demuestran el empleo de esta aplica-ción en situaciones de campo.

Sistema de cable de acero más resistente y más largoLos cables constituyen una forma importante yconfiable de introducir y extraer herramientas yequipos en el pozo. El registro de los pozos muyprofundos que se perforan comúnmente en elGolfo de México, en el área marina de EUA y enotros lugares, requiere cables de acero especia-les de más de 7,300 m [24,000 pies] deextensión. Se han desarrollado nuevos sistemasque manejan hasta 12,200 m [40,000 pies] decable de acero.

Schlumberger introdujo el cable 7-48Z USultra resistente en el año 2001. A nivel mundial,se han concretado más de 200 descensos concables 7-48Z US. En diciembre de 2003, sealcanzó una profundidad récord para la adquisi-ción de registros con cable en el pozo Tonga #1de ChevronTexaco, situado en el Golfo deMéxico, unos 240 km [150 millas] al sudoeste de

Nueva Orleáns. El cable 7-48Z US ultra resis-tente permitió operar una herramienta degeneración de Imágenes Microeléctricas enLodos Base Aceite OBMI y una plataforma deadquisición de registros en pozos de alta presióny alta temperatura Xtreme hasta una profundi-dad de 9,700 m [31,824 pies], transmitiendo losdatos a la superficie en tiempo real.

Estas profundidades récord requieren cablesultra resistentes. La resistencia de carga de uncable es proporcionada por la armadura deacero que rodea al conductor o a los conducto-res. La armadura está compuesta por dos capasde hilos metálicos enrollados en forma helicoi-dal, uno en sentido horario y el otro en sentidoantihorario. Los cables ultra resistentes, talescomo el 7-48Z US, tienen una armadura fabri-cada mediante un proceso de moldeado en fríopara que los cables tengan una relación resis-tencia/peso superior a la de otros cables(izquierda, extremo superior). La capacidad deestos cables se fija en 18,000 lbf [80 kN]. Elsiguiente tipo de cable más resistente puedesoportar 15,500 lbf [69 kN]; los cables conven-cionales soportan cargas menores.

Las compañías de servicios utilizan loscables ultra resistentes que ofrecen diversosfabricantes para registrar pozos verticales pro-fundos. No obstante, para obtener todos losbeneficios de esta capacidad de carga adicional,se necesitan poleas más resistentes, un mala-cate especial y un punto débil mejorado(izquierda, extremo inferior).

El cable de acero convencional que soportacargas pequeñas típicamente sale de la unidadde adquisición de registros, pasa a través de dospoleas o roldanas, y se introduce en el pozo.Para soportar cargas mayores de hasta 24,000 lbf[107 kN] de tensión de línea, se utilizan poleaspara servicio pesado hechas de materiales com-puestos especialmente desarrollados. La poleainferior debe ser soportada por anclajes resis-tentes especiales.

El equipo de perforación y las poleas paraservicio pesado pueden soportar una tensión delcable de 18,000 lbf, pero el malacate de la uni-dad de adquisición de registros sólo puedeaplicar una fuerza sostenida de hasta 8,500 lbf[37.8 kN] durante la operación de enrollado ysólo puede ejercer tracción hasta el límitemáximo del motor de la unidad, que habitual-mente es de unas 12,000 lbf [53.4 kN].

Para reducir o disminuir la tensión del cableentre el equipo de perforación y la unidad deadquisición de registros, se puede colocar entreambos un malacate de doble tambor (WDDC,por sus siglas en inglés). La operación de unmalacate se basa en el contacto por fricciónentre sus tambores y un cable para reducir latensión en el cable. Cuanto mayor es la superfi-cie de contacto, mayor es la reducción de latensión. El cable que pasa por el malacateWDDC de Schlumberger se enrolla varias vecesen dos grandes tambores, generando un alivio detensión de 20,000 lbf [89 kN] o un valor superior

38 Oilfield Review

> Fuerza en el cabezal de la herramienta para varios cables. El cable ultra resistente 7-48Z US (azul)tiene una tracción máxima de 18,000 lbf [80 kN] en la superficie, más que los cables convencionales(XS) y extra resistentes (XXS). La magnitud de la tracción disponible decrece con la profundidad. Lapendiente de cada línea queda determinada por el peso del cable en el lodo.

0 10,000 20,000 30,000 40,000 50,000

4-51AK US7-48Z US 7-48Z XXS 7-52 XXS7-52 XS 7-46 XS7-46 XXS 4-46 XXS

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2,000

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16,000

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Profundidad, pies

> Equipo de superficie para el sistema de cable ultra resistente. Para lograr todos los beneficios delos cables ultra resistentes, se necesitan equipos adicionales en la superficie. Las poleas estánhechas de materiales compuestos especialmente desarrollados, y la polea inferior tiene un anclaje dealta resistencia. El malacate de doble tambor con cable (WDDC, por sus siglas en inglés) provee aliviode la tensión entre el cable que sale del pozo y la unidad de adquisición de registros. La distanciarecomendada entre el malacate y la unidad de adquisición de registros es de 15 m [50 pies] sin unarreglo especial y de 3 m [10 pies] con el arreglo. La desviación angular entre el malacate y la poleainferior se limita a 2°.

Polea

Malacate de doble tambor

Unidad de adquisiciónde registros marina

Invierno de 2004/2005 39

a velocidades de adquisición de registros dehasta 6,100 m/h [20,000 pies/h]. Este sistema demalacate ha sido utilizado fundamentalmenteen el Golfo de México. En el distrito de Larose,Luisiana, EUA, se utilizó el sistema WDDC paramás de 400 descensos de cables 7-48Z XXS extraresistentes y cables 7-48Z US ultra resistentes,entre mayo de 2002 y agosto de 2004 (arriba, a laderecha).

Además, reducir la tensión del cable antes devolver a enrollarlo prolonga la vida útil delmismo. Si un cable se enrolla en un tambor bajogran tensión se deforma (arriba, a la izquierda).El exceso de deformación puede producir roturasdentro del cable, con la posibilidad de provocarcortocircuitos o contactos entre los conductoreso con la armadura del cable. Por lo tanto, esimportante aliviar el exceso de tensión antes deenrollar un cable ultra resistente en un tambor.

Schlumberger examina regularmente todoslos cables (derecha, extremo inferior). Los cablesde alta resistencia se desenrollan, se limpian y sereajustan en lo que respecta a esfuerzo de tor-sión, transcurrida una semana o un mes deejecutada una operación, dependiendo del cable ydel lodo empleados. Luego los cables son exami-nados para controlar el posible aflojamiento de laarmadura y verificar la ductilidad y el desgaste.

La aprobación de la utilización del cable en apli-caciones posteriores está sujeta al cumplimientode pautas estrictas.

Los cables ultra resistentes son sometidos aeste procedimiento de calificación aún conmayor frecuencia—dentro de la semana de fina-lizada cada operación. Es importante observarque una operación implica múltiples viajes den-tro del pozo. En la medida que el cable no hayaexcedido su capacidad nominal de 18,000 lbf,

puede ser utilizado para carreras repetidas den-tro de la misma operación.

Además de la deformación del cable cuando sevuelve a enrollar bajo gran tensión, el estiramientodel cable tiende a tensar una de las capas de laarmadura helicoidal y a aflojar la otra. El sistemade aseguramiento de la calidad de Schlumbergerincluye la torsión del cable ultra resistentedurante el procedimiento de desenrollado parareestablecer el bobinado de la armadura.

> Utilización del malacate en el Golfo de México. El malacate de doble tambor (WDDC) ha sidoutilizado en más de 500 descensos (rojo) en el Golfo de México. Más de la mitad de los trabajos superaron la profundidad medida de 6,220 m [20,400 pies].

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Desc

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35,000

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5,000

Fecha del descenso

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>Mantenimiento del cable. Los cables ultra resistentes utilizan un malacatepara aliviar la tensión del cable antes de enrollarlo en un tambor. Para garan-tizar el alivio del esfuerzo de torsión del cable, después de cada operación serestituye el esfuerzo de torsión y se vuelven a enrollar los cables deSchlumberger. El cable pasa por un torsor y una unidad de malacate. Estetorsor se hace girar constantemente para eliminar la torsión propia del cablesometido a esfuerzo. Este procedimiento de torsión restituye el bobinado de laarmadura. El cable también pasa por dos unidades de limpieza de cables paraeliminar los materiales extraños y, si es necesario, agregar aceite a la arma-dura del cable.

Tambor

Torsor

Malacate

Limpiadores de cable

> Deformación del cable. Un cable típico de sieteconductores (extremo superior) se contrae cuandoes sometido a esfuerzo (centro). La capa externade la armadura se afloja levemente y la capa in-terna se tensa. Los conductores y el relleno secomprimen. Si un cable se enrolla en un tamboren condiciones de gran tensión, también se puededeformar, quizás lo suficiente para fallar con eltiempo (extremo inferior). La deformación se mues-tra ampliada en esta gráfica.

Una segunda característica necesaria paratrabajar con cables con grandes tensiones con-siste en disponer de un punto débil especial. Siuna herramienta se atasca en el pozo, resultasumamente conveniente poder separar el cablelo más cerca posible de la herramienta atascada.La alternativa de tener un cable roto caótica-mente retorcido en el pozo, dificulta aún más laejecución de una operación de pesca destinada arecuperar la herramienta atascada. Para evitaresta situación, se implementa un punto débilcomo parte del cabezal de la herramienta que seemplaza entre la sarta de herramientas y elcable. El punto débil se rompe cuando es some-tido a un esfuerzo de tracción que supera sucapacidad nominal, desprendiendo así el cablede la herramienta y permitiendo la extracciónde todo el cable del pozo.

El programa planificador de herramientas oplanificador de la operación de herramientas pre-dice las cargas a ser ejercidas sobre un cable deacero. En un pozo profundo, la tensión de fondode pozo requerida para superar un punto débilmecánico puede exceder el esfuerzo máximo apli-cado en la superficie. Si esto sucediera, el puntodébil no podría romperse al quedar atascada unaherramienta y, por el contrario, la sobre tracciónpodría causar la ruptura del cable.

Este problema condujo a Schlumberger adesarrollar un dispositivo de desconexión contro-lado electrónicamente (ECRD, por sus siglas eninglés) para reemplazar el punto débil mecánicoen el cabezal de la herramienta. Con este dispo-sitivo, la tensión en el cabezal de la herramientapuede alcanzar 8,000 lbf [35.6 kN], que es ellímite de carga del dispositivo ECRD.5 Hasta su

activación, un punto débil del dispositivo ECRDpuede tolerar grandes esfuerzos de tracción porla tensión del cable y grandes impactos.

Si un operador necesita liberar el cable de lasarta de herramientas, el dispositivo es activadopor una señal eléctrica específica. Luego, el dis-positivo ECRD se desconecta rápidamente,

separando el cable del cabezal de la herra-mienta (arriba).

Los puntos débiles del dispositivo ECRD estánregulados para operar a una temperatura dehasta 204°C [400°F] y una presión de 20,000 lpc[138 MPa]. Además existe una versión capaz deoperar a 260°C [500°F] y 30,000 lpc [207 MPa].

40 Oilfield Review

Resorte

Anillo de sellode sección circular

Bobina recubiertade berilio-níquel

Cabezal inferior

Calefactor

Varilla de accionamientoAlojamiento del cerrojo

Cerrojo

Desviación del pozo, grados

Severidad de la pata de perro, grados/100 pies

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543210

Desviación

806040200

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5,00

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Severidad de la pata de perro

> Operación del punto débil controlada eléctricamente. Un dispositivo de liberación controlado eléctricamente (ECRD,por sus siglas en inglés) es activado por una señal eléctrica específica. Una vez armada, una varilla de accionamientosostiene un retén en su lugar, impidiendo que la unidad se desplace. La varilla de accionamiento es mantenida contraun resorte por una bobina de cuatro piezas, que a su vez son sostenidas por una placa de berilio-níquel (Be–Ni). La sol-dadura en la unión externa de la placa delgada la sostiene en su lugar alrededor de la bobina. Cuando una señal deactivación eléctrica es enviada al dispositivo ECRD, el elemento calefactor derrite la soldadura, liberando la placa deberilio-níquel y permitiendo que las cuatro piezas de la bobina se separen. El accionador a resorte puede desplazarseen sentido descendente liberando el retén. Un leve impulso separa el retén del alojamiento del dispositivo ECRD,liberando el cable de la herramienta.

> Pata de perro en un pozo de Unocal. La máxima severidad de la pata deperro que se experimentaría en la extensión del pozo de Unocal fue de 4°/30 m[4°/100 pies]. Esta pata de perro se produce en una sección de agujerodescubierto con una desviación que alcanza aproximadamente 15°.

Invierno de 2004/2005 41

Desafiando las profundidadesUnocal decidió reingresar en un pozo de aguasprofundas, situado en el Golfo de México, EUA,para perforar hasta una mayor profundidad. Lospozos vecinos habían hallado hidrocarburos enestratos más profundos. El pozo original noestaba diseñado para continuar con la perfora-ción, de manera que el diámetro del agujero dela nueva sección se limitó a 61⁄8 pulgadas. La pro-fundidad medida hasta la base de la secciónplanificada era de aproximadamente 8,870 m[29,100 pies].

Unocal trabajó con Schlumberger para deter-minar la mejor manera de evaluar la nuevasección de agujero descubierto. Para ello debie-ron afrontar diversos desafíos, incluyendo la

profundidad extrema del pozo y el diámetro seve-ramente restringido del agujero, además de laadecuación al tamaño y el peso de las sartas deadquisición de registros que la compañía queríacorrer. Las tarifas diarias de la embarcación paraperforación eran muy elevadas, de manera que laeficiencia resultaba un parámetro importante.

El pozo era esencialmente vertical pero lanueva sección de agujero descubierto incluía unos300 m [1,000 pies] en los que la desviaciónaumentaba hasta aproximadamente 15° y la seve-ridad de las patas de perro en ese tramo llegaba a4°/30 m [4°/100 pies] (página anterior, abajo).

Para la planeación de este trabajo,Schlumberger utilizó el programa planificador deherramientas de su propiedad que indicó que un

sistema de cable ultra resistente permitiría bajarlas herramientas hasta la profundidad requeridaen este agujero de pequeño diámetro. Los datosprovenientes de carreras de adquisición de regis-tros previas ejecutadas en el mismo pozoverificaron las predicciones del planificador deherramientas. En cada una de las tres carreras semodeló el cable y la sarta de herramientas efecti-vamente utilizados. Los datos correspondientes ala tensión del cable, provenientes de estas carre-ras de adquisición de registros previas, coincidíancon las predicciones del programa de computa-ción (izquierda). Los resultados obtenidos dieronconfianza a Unocal en cuanto a la precisión de lasalida del programa que cubría la nueva secciónde agujero descubierto.

Unocal y Schlumberger trabajaron en con-junto a fin de diseñar las carreras de adquisiciónde registros para el nuevo tramo del pozo. Se uti-lizó un dispositivo WDDC con poleas y anclajespara servicio pesado en la superficie y la sartaincluía un punto débil ECRD. Ambos elementospermitirían el aprovechamiento máximo de las18,000 lbf de capacidad nominal del cable.

En once de los doce descensos con fines deadquisición de registros se utilizó el mismo cable7-48Z US. No se requirió tiempo inactivo entre lascarreras para intercambiar o reacondicionar elcable. La secuencia de adquisición de registrosincluyó diversos desafíos. La sarta de herramien-tas más larga tenía una extensión de 44.8 m [147pies]. La sarta más pesada tenía un peso de apro-ximadamente 1,800 kg [4,000 lbm] en el aire. Ensiete de estos descensos se utilizó el ProbadorModular de la Dinámica de la Formación MDT,que es una sarta de herramientas pesada. Laherramienta de mayor diámetro utilizada en elagujero de 61⁄8 pulgadas tenía 51⁄2 pulgadas, con loque quedaba una separación alrededor de laherramienta de tan sólo 0.8 cm [0.3 pulgadas]. Latensión del cable en la superficie alcanzó entre17,000 y 18,000 lbf [76 y 80 kN] en más de 20oportunidades durante las 11 carreras de adquisi-ción de registros. Hubiera sido imposible logrartensiones por tracción tan grandes sin el sistemade cable ultra resistente completo, incluyendo elWDDC y las poleas especiales emplazadas en lasuperficie.

La tercera carrera de adquisición de registrosresultó problemática. En su primera carrera laherramienta MDT permaneció 7.5 horas en laestación para la ejecución de una prueba deinterferencia, finalizada la cual la herramientaquedó atascada en el agujero. La brigada ten-

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Tensión, lbf

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Desviación del pozo, grados

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Tensión máximasegura sobre el cable

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000

pies

5. Obsérvese que el punto débil no requiere las mismas18,000 lbf de capacidad nominal que el cable ya que seencuentra situado en el fondo del pozo mientras el cabletiene que soportar la mayor tensión en la superficie.

> Comparación de la tensión real con la tensión predicha. Las mediciones detensión efectuadas durante tres carreras de adquisición de registros (puntosde medición) en el pozo original se correlacionan favorablemente con laspredicciones del programa planificador de herramientas (líneas). La primeracarrera de adquisición de registros cubrió unos 4,600 m [15,000 pies] del pozoentubado (extremo superior). La segunda y tercera carreras se ejecutaron alo largo de distancias más cortas, una dentro de la tubería de revestimiento(centro) y la otra debajo de la tubería de revestimiento (extremo inferior). Elprograma predice la tensión tanto para el desplazamiento hacia el fondo delpozo (azul) como para la extracción fuera del pozo (rojo). El escalón que seobserva en la tensión se debe a una velocidad de adquisición de registrosmás lenta cuando la sarta de herramientas se encuentra fuera de la tuberíade revestimiento. Las tensiones difieren entre los tres casos debido a lasdiferentes sartas de herramientas utilizadas en las tres carreras deadquisición de registros.

sionó el cable hasta su máximo nivel nominal de18,000 lbf pero no logró recuperar la herra-mienta. Podían ocurrir dos cosas: el cable estabaatascado en una hendidura (canaleta)6 o la pre-sión del pozo excedía la presión de formación yse había formado un revoque de filtración (enja-rre) alrededor del cable al forzar el lodo deperforación dentro de la formación, situaciónque se conoce como atascamiento diferencial.

Unocal activó el punto débil ECRD para sol-tar el cable de la herramienta. Luego aplicó unatensión en superficie de 18,500 lbf [82.3 kN] quelogró liberar el cable. Antes de proceder a lapesca de la herramienta, Unocal ejecutó unaoperación de adquisición de registros sísmicosverticales (VSP, por sus siglas en inglés), utili-zando el mismo cable ultra resistente.

Al cabo de unos días, un viaje LWF permitiórecuperar la herramienta MDT. Cuando la herra-mienta fue reconectada a una fuente de energíaemplazada en el fondo del pozo, luego de pasarmás de tres días en el pozo de alta presión, seactivó y comenzó a enviar señales a la superficie.

Las herramientas de adquisición de registrosoperadas mediante la utilización de un cableultra resistente, con la unidad WDDC en superfi-cie, proporcionaron a Unocal información deyacimiento que de lo contrario hubiera sido difí-cil, sino imposible de obtener. Otros cables uotros sistemas de superficie menos robustoshabrían requerido sartas de herramientas máscortas y más livianas para mantenerse dentro delímites operativos seguros. Esto habría llevado aUnocal a optar por un programa de evaluación deformaciones abreviado o habría prolongado laoperación de adquisición de registros. La prolon-gación de la operación de adquisición deregistros hubiera constituido una propuesta cos-tosa cuya implementación implicaría el empleode una embarcación para perforación de la clasedel Discoverer.

Desde el comienzo de su programa de perfora-ción en aguas profundas, Unocal ha sido usuarioactivo de los cables más modernos. La compañíaconserva permanentemente dos de los cables másresistentes, junto con una unidad WDDC, a bordode su embarcación para perforación.

Tecnología de accionamiento de tractoresMientras el cable de acero constituye uno de losmétodos más antiguos de operación de herra-mientas, los tractores de fondo de pozo re-presentan uno de los más modernos. Un tractorarrastra la sarta de operación hacia el fondo delpozo; ésa es su diferencia fundamental con res-pecto a otros medios de operación de herramientas.Un tractor puede ser emplazado de manera tal de

empujar o arrastrar la sarta de herramientas,pero la sarta de herramientas es corta compara-da con el cable que conecta el tractor y la sartacon la superficie. El hecho de colocar la fuerzamotriz cerca del frente de la sarta de operaciónle permite mover las herramientas y dispositivosa lo largo de secciones horizontales extendidas.Incluso en aquellos puntos en los que la desvia-ción del pozo supera los 90°, el tractor mueve lasarta de herramientas en sentido ascendente.

La fricción es enemiga de la operación deherramientas, ya que se debe vencer una fuerzaadicional cuando los objetos operados rozan lapared del pozo. No obstante, un tractor aprove-cha la fricción en su propio beneficio, ejerciendocontra la pared del pozo una fuerza suficientecomo para que la fricción impida que el mismose deslice nuevamente a lo largo de la pared amedida que se desplaza y desplaza la cargahacia adelante.

El sistema de accionamiento tiene que pro-veer suficiente fuerza de tracción como parasuperar el arrastre de la carga, incluyendo lasarta de herramientas operada y el cable deadquisición de registros u otros dispositivosnecesarios para la operación de las herramien-tas. Además, la fuerza de fricción generada porla presión contra la pared del pozo debe superara esta fuerza de tracción. En consecuencia, laresistencia a la fricción que puede lograrse es unlímite que se impone sobre la fuerza que puedeaplicar efectivamente un tractor.

Actualmente se dispone de dos mecanismosde accionamiento de tractores básicos paraobtener esta resistencia: accionamiento conti-nuo o sujeción alternativa. Los diseños deaccionamiento continuo constan de ruedascomunes, ruedas helicoidales, cadenas o bandasde rodamiento que hacen contacto con la pared

del pozo. Es necesario un sistema de suspensiónpara mantener el mecanismo de accionamientoen contacto con el pozo cuando el tractorencuentra cambios de diámetro pequeños. Loscambios de diámetro grandes resultan difícilesde sortear para los tractores de accionamientocontinuo, particularmente cuando el diámetrose reduce: el mecanismo de accionamiento debeejecutar dos acciones, un impulso hacia afuerapara lograr la sujeción contra la pared del pozo yun esfuerzo de tracción hacia adentro para darcabida al diámetro que se ha reducido.

Un tractor con sujeción alternativa requierecomo mínimo dos unidades de accionamiento quealternen entre el accionamiento y la restauracióndel mecanismo. La unidad de accionamiento pre-siona su mordaza de sujeción contra la pared,fijándose en su lugar. Luego desplaza la sarta deherramientas hacia adelante con respecto a lamordaza de sujeción fijada. Mientras tanto la uni-dad de restauración se suelta de la pared y seauto-desplaza hacia adelante con respecto a lasarta de herramientas. Al final de la carrera,estas dos unidades intercambian sus funciones.

Si bien pueden desarrollarse tractores consujeción alternativa, que utilicen sólo un motor,el movimiento de la sarta de herramientas esdiscontinuo, lo que crea una gran carga inercialcuando la sarta se pone en movimiento y sedetiene. La utilización de motores independien-tes provee un movimiento traslapado al final decada carrera, de modo que la sarta de herra-mientas se sigue moviendo a una velocidadconstante.

A diferencia de los modelos de accionamientocontinuo, el diseño con sujeción alternativa norequiere de un sistema de suspensión paramoverse a través de los pequeños cambios de diá-metro del pozo porque la mordaza de sujeción

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Fuerza del tractor, lbf

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Velo

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Tractor MaxTRACSistemas convencionales

> Velocidad del tractor y fuerza de empuje disponible. Existe una compensa-ción entre la velocidad y la carga para los tractores. Para una cantidad deenergía dada, suministrada al tractor en el fondo del pozo, éste se puedemover rápidamente u operar una carga pesada. El tractor MaxTRAC (azul) esmucho más eficaz que un tractor convencional (rojo), lo que le permite mover-se más rápidamente u operar cargas más grandes.

Invierno de 2004/2005 43

fijada está estática. Tanto en el diseño continuocomo en el diseño alternativo, el mecanismo deaccionamiento se repliega dentro del cuerpo prin-cipal del tractor para su transporte antes ydespués de ser utilizado. En ambos diseños debe-rían retraerse los brazos en caso de interrupcióndel suministro de energía para evitar el atasca-miento en el pozo.

El desplazamiento del tractor y su cargarequiere energía, la cual es suministrada porcable desde la superficie. Dado que los cablesconductores transmiten una cantidad limitada deenergía, el consumo de energía del tractor defondo de pozo también es limitado. La energíaconsumida es el producto de la velocidad de movi-miento por la carga que está desplazando eltractor (página anterior). Esto significa que untractor puede tirar de una carga pesada omoverse rápidamente pero no puede ejecutarambas acciones en forma simultánea.

Lamentablemente, no toda la energía sumi-nistrada en la superficie se utiliza para mover eltractor y tirar de la carga. En el cable de acerose producen pérdidas resistivas. Además, los sis-temas de accionamiento de tractores no son100% eficaces en lo que respecta a conversión dela energía eléctrica en movimiento. Muchos

tractores exhiben entre un 10% y un 20% de efi-ciencia solamente, convirtiéndose la energíaremanente en calor de desecho.

Un tractor con diseño de tipo leva-mordaza de sujeciónEl sistema de tractor de fondo de pozo MaxTRACcorresponde a un tractor de fondo de pozo desujeción alternativa cuya eficiencia es superioral 40%. Este tractor de alta eficiencia tiene ener-gía disponible para mayores velocidades o cargasmás grandes que otros tractores, dada una ener-gía de superficie determinada.

Una característica esencial de este tractor essu diseño de tipo leva-mordaza de sujeción. Tresconjuntos de brazos centralizan cada unidad detractor en el pozo. Cada brazo del tractor pre-siona una leva y dos ruedas contra la pared delpozo. La leva es un dispositivo en forma de cora-zón que gira alrededor de su propio eje (arriba).Al girar la leva, la distancia D que media entre eleje y el borde exterior que está en contacto con lapared puede cambiar permanentemente.

Cuando los brazos se hallan desplegadospero la unidad no está desplazando la sarta deherramientas, una pequeña fuerza hidráulicaradial los mantiene contra la pared del pozo

pero no los fija en su lugar. Los brazos van mon-tados sobre ruedas a lo largo de la pared. Deeste modo, se pueden desplazar hacia adentro yhacia afuera para adaptarse a los cambios dediámetro del pozo.

El borde de la leva en contacto con la paredtiene dientes de sujeción. Los dientes de la levase mantienen contra la pared mediante resortede poca tensión pero el movimiento de la herra-mienta hacia adelante tiende a hacer rodar laleva hacia un extremo con una distancia D máscorta. La leva se desliza a lo largo de la pareddel pozo sin sujetarse.

Justo antes de que la unidad de tractor iniciesu carrera de impulsión, el sistema hidráulicocambia para mantener los brazos en una exten-sión constante, presionados contra la pared.

Carrera de retorno

Carrera de propulsión

Sujeción

FP

D

FR

FS

D

> Principio de una mordaza de sujeción de levas. La parte giratoria de la mordaza de sujeción de levas tiene forma decorazón (insertos). La distancia vertical D entre el eje y la pared puede cambiar continuamente al rotar la leva. Cuandola unidad inicia su carrera de propulsión, el empuje de la sarta de herramientas hacia la derecha produce un movimientoreactivo hacia la izquierda, contra la tubería de revestimiento. Esto hace rodar la leva hacia una distancia D más grande,sujetándose sus dientes en la pared (extremo superior). Los brazos del tractor se cierran, de manera que este aumentode diámetro de la leva tiene el efecto de mantener los brazos en su lugar contra la fuerza de tracción FP, resistiendo eldeslizamiento inverso a medida que la unidad desplaza la sarta de herramientas (no mostrada aquí) hacia la derecha(centro). En una carrera de retorno de una unidad, una fuerza FR tiende a hacer rodar la leva de modo que adquiera undiámetro más pequeño y se deslice por la pared (extremo inferior). Una pequeña fuerza de resorte FS mantiene la levacontra la tubería de revestimiento pero sus dientes no se sujetan.

6. Una hendidura (canaleta) es un canal angosto que uncable o la columna de perforación generan en la paredde un agujero descubierto cuando se desplazan haciaarriba y hacia abajo. Éste puede ser el resultado de uncambio brusco en la dirección del pozo; por ejemplo, unapata de perro. También puede producirse si se deja unborde de formación dura entre formaciones más blandasque se extienden con el tiempo. El cable o la tubería,cuando se llevan a la superficie, pasan a través de laboca (slot), pero una herramienta o un barrena de mayordiámetro puede atascarse en ese punto.

Cuando el sistema de accionamiento de la uni-dad de tractor comienza a empujar la sarta deherramientas, una fuerza reactiva intenta desli-zar los brazos hacia atrás con respecto a la pareddel pozo (derecha). Esto hace rodar la leva den-tada una distancia D adicional. Como hay tresbrazos que mantienen centralizada la herra-mienta, esta mayor distancia D sólo puede forzarla leva con mayor firmeza contra la pared. Losdientes proveen una sujeción segura, lo queimpide que la unidad se deslice hacia atrás. Estemecanismo convierte a este diseño de leva en unamplificador mecánico natural que rota automá-ticamente lo suficiente como para proveer lafuerza radial mínima necesaria para evitar eldeslizamiento del tractor.

Con la unidad de accionamiento sostenidafirmemente, su motor impulsa el cuerpo deltractor y su carga hacia adelante. Esto continúahasta el final de la carrera de impulsión, en queotra unidad de tractor asume las funciones deaccionamiento. El motor de impulsión inviertesu marcha a fin de retomar su posición para lasiguiente carrera. Este proceso hace rodar laleva en una dirección para reducir la distanciaD, soltando la mordaza de sujeción y permi-tiendo el deslizamiento de la unidad.

El sistema de leva provee una presión de con-tacto constante, dentro de las limitaciones dediámetro interno (DI) del pozo propias del diseñode la herramienta. La unidad MaxTRAC puedeaplicar toda su fuerza de impulsión en cualquierdiámetro de pozo, dentro de un rango de DI queoscila entre 6.1 y 24.4 cm [2.4 y 9.625 pulgadas].La herramienta puede pasar a través de una res-tricción de 5.6 cm [2.21 pulgadas] sin cambiarsus piezas. El tractor se sujeta en tres puntos dis-cretos a lo largo del pozo, cada 0.6 m [2 pies], loque reduce la posibilidad de daño de la tubería derevestimiento. Si bien un sistema MaxTRACpuede impulsar la sarta de herramientas haciaatrás, esto se hace habitualmente sólo a lo largode una distancia corta, tal como para sortear unarestricción, a fin de evitar el daño del cable. Elcable de acero se utiliza para extraer la sarta deherramientas del pozo.

Este sistema de tractor se adecua para serutilizado en formaciones consolidadas, en condi-ciones de agujero descubierto. Mediante lautilización de más de dos unidades de tractores,el sistema también puede accionarse a través decavernas formadas en el pozo con diámetros quesobrepasan el alcance de los brazos de la herra-mienta, siempre que las secciones de tractorpuedan ser emplazadas con una separación sufi-ciente de manera que como mínimo dosunidades puedan sujetarse en las paredes en

cualquier momento. En un arreglo de tractor sepueden incluir hasta cuatro unidades de accio-namiento.

El sistema MaxTRAC es totalmente compati-ble con la plataforma de servicios de producciónde nueva generación PS Platform. Tiene elmismo sistema de telemetría, de manera que lasarta de herramientas puede adquirir registrosdurante las operaciones con tractores. Esta

capacidad constituye una ventaja importante delsistema MaxTRAC. En condiciones pobres deadquisición de registros, la adquisición de regis-tros en sentido descendente—hacia el final delpozo—constituye a veces la única oportunidadde adquirir datos cruciales. El tractor MaxTRACes compatible con las herramientas de adquisi-ción de registros de producción para la toma deregistros en dirección descendente y además es

44 Oilfield Review

1

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3

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7

> Tractor con acción de leva alternativa. Dos secciones de tractor se alternan para desplazar la sartahacia adelante (extremo inferior). Con el tractor posterior en una carrera de propulsión (negro), las le-vas de sus brazos (rojo) se sujetan a la pared. Mientras los brazos permanecen fijos, el mecanismo deaccionamiento impulsa la sarta de herramientas hacia adelante (1 a 3). Mientras tanto, el tractor frontalse restablece, con los brazos destrabados y las levas rotadas para evitar la sujeción y el motor de im-pulsión del tractor mueve sus brazos hacia el frente de la sección. Cuando la unidad posterior llega alfinal de su movimiento, la unidad delantera toma el mando, proporcionando un movimiento continuo (4).Ahora la unidad delantera sujeta y propulsa la sarta mientras que la unidad posterior se restablece (5 a 6). Luego se repite el ciclo (7). La fotografía (arriba) muestra una sección del tractor MaxTRAC con los brazos extendidos y otra con los brazos plegados.

Invierno de 2004/2005 45

compatible con muchas otras herramientascuando se vuelve a registrar en dirección haciala superficie.

El sistema MaxTRAC provee además unaimportante retroalimentación en tiempo realacerca de sus condiciones operativas. Su sistemapuede transmitir la corriente del motor, elesfuerzo de torsión del motor, la velocidad com-putada para cada sección de tractor, la tensióndel cabezal del cable, las localizaciones de loscollares de la tubería de revestimiento, la desvia-ción y la orientación relativa.

Varios operadores del Mar del Norte han utili-zado el sistema de operación de herramientasMaxTRAC en sus trabajos. Después de ejecutardiversas operaciones con la herramienta deAdquisición de Registros de Producción PLTpara Statoil, en el Campo Heidrun, el operadorprescindió de correr el diámetro del calibre

antes de llevar a cabo la operación de adquisiciónde registros primaria.7 Con un sistema MaxTRAC,la herramienta frontal de la serie de herramien-tas de adquisición de registros puede ser uncalibre que identifique un área problemáticaantes de que el resto de la sarta de herramientasse introduzca en la misma, ahorrando el costo dela carrera de calibración.

La adquisición de registros de producción esmás efectiva cuando se registra en sentido des-cendente, ya que las sondas de las herramientasque miden la fracción volumétrica de las distin-tas fases necesitan un diferencial positivo entrela velocidad del fluido y la velocidad de adquisi-ción de las sondas. Esto resulta particularmenterelevante en pozos o secciones de pozos con bajasvelocidades de flujo. La combinación del tractorMaxTRAC con una sonda de la herramienta degeneración de Imágenes de Flujo FloScan consti-

tuye una excelente alternativa para determinarlas velocidades de flujo y la fracción volumétricade los fluidos presentes en pozos horizontales odesviados (véase “Perfilaje y cuantificación deflujos multifásicos complejos,” página 4).

El tractor ante una terminación en YLa compañía Hydro deseaba correr un registro deproducción en un pozo del Campo Brage paradeterminar el volumen de producción de petró-leo y agua proveniente del pozo principal y de untramo lateral. Este campo, que se encuentra ubi-cado unos 125 km [78 millas] al oeste de Bergen,Noruega, en el Mar del Norte, es un campomaduro que ha producido aproximadamente un85% de su recuperación final calculada.

El pozo fue terminado con una unión en Y(izquierda, extremo superior). El operador reco-noció un problema potencial que impediríapasar la unión entre el pozo principal y un tramolateral. Situada en una sección horizontal delpozo, la Y de la unión estaba orientada en sen-tido vertical, estando situada la continuación depequeño diámetro del pozo principal directa-mente debajo del tramo lateral.

Los ingenieros de Hydro querían estar segurosde que la sonda de adquisición de registros podríabajarse más allá de la unión en Y e introducirseen el pozo principal, antes de comprometerse ainiciar un trabajo. Una réplica de la conexión enY, que había sido suministrada originalmentepor Halliburton, fue instalada en el campamentobase de la compañía de servicios en Stavanger,Noruega. En este sitio de superficie se probarontanto el tractor MaxTRAC de Schlumbergercomo un tractor perteneciente a un tercero. Sólola unidad MaxTRAC logró atravesar la unión y lohizo sin dificultad.

La sarta de herramientas incluía tres unida-des de sujeción MaxTRAC para operar una sartade adquisición de registros con la sonda de laherramienta FloScan. Los ingenieros se prepara-ron para el trabajo utilizando el programaplanificador de herramientas, basado en la tra-yectoria conocida del pozo y en la configuraciónde las herramientas. El programa indicó que elsistema ejecutaría el trabajo en forma segura. Sedeterminó que la fuerza del tractor requerida seajustaba a las capacidades de la herramienta(izquierda, extremo inferior).

> Unión en Y, en el Campo Brage. El pozo se divide en dos partes en un conec-tor en Y (abajo). En la sección transversal, la apertura inferior es la continua-ción del pozo principal y la superior conduce a un lateral (arriba, a la derecha).La foto fue tomada para la prueba del sistema en la superficie (arriba, a laizquierda).

0.876 pulg

3.437 pulg

3.437 pulg

7.74 pulg

> Fuerza de tractor en un pozo del Campo Brage. La desviación del pozo (azul)excede los 80° cerca de la base del mismo, donde el tractor MaxTRAC co-menzó a operar la sarta de herramientas. La fuerza de tractor requerida (verde)fue escasa a lo largo de toda la operación.

Profundidad, m0 500 1,000 1,500 2,000 2,500 3,000

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Fuerza de tractor requerida

Fuerza de tractor máxima disponible

Desviación

7. Diámetro del calibre es el diámetro máximo que puedetener una herramienta para introducirse dentro de unpozo. En una carrera del diámetro del calibre se empujao arrastra un cilindro de diámetro exterior conocido através del pozo para tener la certeza de que una herra-mienta de ese diámetro puede pasar por el pozo.

La sarta de herramientas fue bajada en elpozo hasta que el ángulo de inclinación se tornódemasiado grande como para que la fuerza degravedad venciera la resistencia a la fricción. Enese punto, las tareas de operación de las herra-mientas fueron asumidas por los tractoresMaxTRAC. Las secciones correspondientes alsegundo y el tercer tractor bajaron la sarta deherramientas; el primer tractor permaneciócerrado o plegado hasta que la sarta alcanzó launión en Y.

Entre la herramienta FloScan y el primertractor se había colocado una articulación ounión flexible (arriba). A medida que la sarta deherramientas se aproximaba al conector en Y, lasonda de adquisición de registros de producciónse bajaba hacia el fondo del pozo horizontal. Elresalto del conector en Y guiaba la sonda haciael interior del lateral inferior, seguida por el pri-mer tractor, que permanecía plegado.

Una vez que el primer tractor estuvo dentrodel lateral inferior, se colocaron sus brazos desujeción contra las paredes del mismo y se ple-garon los brazos de sujeción del segundo tractor.

El primer y el tercer tractor fueron alternadoscomo unidades de accionamiento para desplazarla sarta de herramientas hacia adelante hastaque el segundo tractor estuvo completamentedentro del lateral. El proceso continuó con eltercer tractor plegado y los primeros dos despla-zando la sarta hacia adelante. Luego se plegó elprimer tractor y la operación continuó con elsegundo y el tercer tractor suministrando lafuerza motriz.

Unos 40 m [130 pies] más allá de la unión, elingeniero de adquisición de registros colocó lasmordazas de sujeción del tractor para obtener unregistro de la herramienta FloScan mientras seencontraba en estado estacionario. El primerregistro de producción en esta estación fuecorrido con el pozo cerrado en superficie. Si bienno hubo flujo neto a la superficie, este registroobtenido con el pozo cerrado indicó la presenciade flujo cruzado desde el lateral principal hacia elotro lateral.

El pozo fue abierto al flujo. El programa pla-nificador de herramientas indicó que el flujo nogeneraría suficiente empuje hacia arriba, o

fuerza ascendente, para mover la herramientapero esto fue asegurado a través de la sujeciónde las levas del tractor contra la pared del pozo.En esta misma estación se llevó a cabo otrolevantamiento. Los resultados de la herramientaFloScan indicaron que todo el fluido que circu-laba en la estación era agua.

Utilizando las presiones y gastos de estas doscarreras—cierre y flujo—mediante un análisisselectivo de rendimiento del pozo se determinóque había una diferencia de presión de 16 bares[232 lpc] entre los dos laterales, que producía elflujo cruzado durante el cierre.

Se plegaron los brazos del tractor y se extrajola sarta de herramientas utilizando el cable deacero hasta que el arreglo quedó ubicado bienpor encima de la conexión en Y. En esemomento, se volvieron a desplegar las mordazasde sujeción del tractor contra las paredes delpozo para estabilizar la sarta de herramientasde adquisición de registros. Otro registro de laherramienta FloScan midió los regímenes deflujo y la fracción de fluidos en esta estación(próxima página). Aproximadamente un 6% de

46 Oilfield Review

> Operación de tractores en la unión en Y. Una sarta de herramientas de 111⁄16 pulgadas, incluyendo una sonda de la herramienta de generación de Imágenesde Flujo FloScan (verde) y tres unidades MaxTRAC (rojo), pudo ser bajada con éxito en una dificultosa unión en Y. Aquí se muestra la tubería de revestimientomoviéndose hacia la izquierda, pero la herramienta en realidad se mueve hacia la derecha. Los dos tractores posteriores operaron la sarta de herramientasa través del agujero de 7.74 pulgadas hasta la unión (1) y empujaron la herramienta FloScan y el tractor delantero dentro del agujero inferior de 3.437 pulgadasen la unión (2 a 3). El tractor del medio fue replegado y el frontal habilitado (4). El primer tractor y el último bajaron el tractor del medio en el agujero máspequeño (5). Ahora se replegó el último tractor y el primero y el segundo tiraron de la sarta de herramientas introduciéndola en el agujero pequeño (6). Unavez que todas las secciones de tractor estuvieron dentro del agujero pequeño, el primero se replegó y el segundo y el tercero proveyeron la fuerza motriz(7). Por razones de simplificación no se muestran otras partes de la sarta de herramientas de adquisición de registros. Se requirieron espaciadores entrelos tractores para montar la sarta. En esta gráfica, la escala vertical está amplificada.

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Invierno de 2004/2005 47

la producción del pozo por encima de la uniónera petróleo. Dado que toda la producción dellateral principal, por debajo de la unión en Y eraagua, Hydro determinó que se cerrara el pozoprincipal en la unión para mejorar la productivi-dad del pozo.

Incluyendo la conexión en Y, el tractor arras-tró la sarta de herramientas a través de 18cambios de DI, a lo largo de una distancia de 325m [1,066 pies], sorteando estos cambios sin difi-cultad.

Sin el sistema MaxTRAC, Hydro no hubieralogrado determinar que el pozo principal no pro-ducía petróleo debajo de la conexión en Y. Esteejemplo del Mar del Norte indica las ventajasaportadas por la nueva tecnología de operaciónde herramientas.

Con miras hacia el futuroLos avances registrados en otras áreas de laindustria de E&P plantearán nuevos desafíospara los sistemas de operación de herramientas.Se lograrán descubrimientos en localizacionesmás profundas, y los pozos con grandes desvia-ciones alcanzarán mayores distancias.

El límite de carga en las embarcaciones utili-zadas actualmente para perforación en aguasprofundas típicamente restringe la profundidadde perforación a 10,670 m [35,000 pies]. Al ins-talarse nuevos equipos en las embarcaciones deperforación para extender este límite, los opera-dores esperarán una expansión similar de lascapacidades de adquisición de registros.

Incluso hoy en día, los operadores estándemandando cables de acero que puedan operaren el fondo del pozo a 232°C [450°F] y 35,000 lpc[240 MPa]. Los proveedores de servicios tendránque desarrollar nuevos cables que puedan ope-rar bajo estas condiciones, además de lossistemas de superficie asociados para soportarlas cargas. La provisión de energía en el fondodel pozo es otra área que experimentará desa-rrollos en el futuro. Los nuevos cables tendránconductores de energía más grandes que sumi-nistrarán más potencia en el fondo del pozo.Estos cables permitirán la utilización de sartasde herramientas con demandas de energía cadavez mayores. Además ofrecerán mayor potenciapara que los sistemas de tractores operen concargas más grandes o a mayores velocidades.

Los tractores se utilizan actualmente conprecaución en agujeros descubiertos. Hasta untractor de sujeción alternativa como la unidadMaxTRAC necesita un agujero relativamentelimpio para operar con éxito. Éste es un desafíopara el desarrollo futuro. Los operadores necesi-tan tractores de agujero descubierto que puedanoperar en formaciones blandas.

Atrás quedaron los días en los que con todanaturalidad se daba por supuesto que un sistemade operación de herramientas simple y econó-mico podía adaptarse a cualquier trabajo, almenos en las áreas de frontera de pozos profun-dos y desviados. Los operadores y las compañíasde servicios ahora trabajan rutinariamente enconjunto para asegurarse de seleccionar el vehí-

culo adecuado para la operación en cuestión.Con el acceso a herramientas predictivas y dediagnóstico, tales como el programa planificadorde herramientas de Schlumberger, los operado-res están cada vez más seguros de que cuando seponga en marcha el motor, el vehículo nos lle-vará al trabajo y de vuelta a casa. —MAA

> Resultados de fracción de fluidos y velocidad en tiempo real por encima de launión en Y. La salida de la herramienta de generación de perfiles InFlow de laherramienta FloScan indica un perfil de velocidad bastante plano y un perfilde fracción de fluidos constante (arriba). Aproximadamente un 6% del flujocorresponde a petróleo y el resto es agua. Las sondas eléctricas de la herra-mienta de medición de la fracción de fluidos FloView midieron pequeñasgotitas de petróleo en agua, como se indica en el Cuadro del Monitor de laherramienta FloScan (abajo).