Está bien documentado que las mejoras graduales en el rendimiento deportivo pueden acumularse para crear un equipo ganador. Las operaciones petroleras no son una excepción, y es importante aprovechar este potencial para eliminar costos de intervención innecesarios. Independientemente de los precios del petróleo, como industria, enfrentamos presiones económicas y sociales para ser lo más eficientes posible.
En el contexto actual, extraer el último barril de petróleo de los yacimientos existentes mediante la reintroducción y perforación de ramificaciones en pozos ya existentes es una estrategia inteligente y rentable, siempre que se pueda llevar a cabo de forma rentable. La perforación con tubería flexible (CT) es una tecnología infrautilizada que mejora la eficiencia en muchos aspectos en comparación con la perforación convencional. Este artículo describe cómo los operadores pueden aprovechar las ventajas de eficiencia que ofrece la perforación con tubería flexible para reducir costos.
Entrada exitosa. Hasta la fecha, la tecnología de perforación con tubería flexible (CTD) ha encontrado dos nichos exitosos pero distintos en Alaska y Medio Oriente, fig. 1. En Norteamérica, esta tecnología aún no se utiliza ampliamente. También conocida como perforación sin perforación, describe cómo la tecnología CTD se puede utilizar para extraer reservas de derivación detrás de un oleoducto a bajo costo; en algunos casos, el período de recuperación de una nueva rama puede medirse en meses. La CTD no solo se puede utilizar en aplicaciones de bajo costo, sino que la ventaja inherente de CT para operaciones subbalanceadas puede proporcionar flexibilidad operativa que puede aumentar en gran medida la tasa de éxito de cada pozo en un campo agotado.
La CTD se ha utilizado en la perforación con presión reducida para aumentar la producción en yacimientos convencionales de petróleo y gas agotados. Esta tecnología se ha aplicado con gran éxito en yacimientos de baja permeabilidad en declive en Oriente Medio, donde el número de plataformas CTD ha aumentado gradualmente en los últimos años. Cuando se utiliza la CTD con presión reducida, se puede reintroducir en pozos nuevos o existentes. Otra importante aplicación de la CTD, que ha tenido éxito durante varios años, se encuentra en la vertiente norte de Alaska, donde proporciona un método de bajo costo para reactivar pozos antiguos y aumentar la producción. En esta aplicación, la tecnología incrementa considerablemente el volumen de barriles de margen disponibles para los productores de la vertiente norte.
Una mayor eficiencia conlleva menores costos. La perforación con tubería flexible (CTD) puede ser más rentable que la perforación convencional por dos razones. Primero, esto se observa en el costo total por barril, con menos reingresos mediante CTD que mediante nuevos pozos de relleno. Segundo, se observa en la reducción de la variabilidad de los costos de los pozos gracias a la adaptabilidad de la tubería flexible. A continuación, se detallan las diversas eficiencias y beneficios:
Secuencia de operaciones. Es posible perforar sin plataforma, utilizar CTD para todas las operaciones o una combinación de plataformas de reacondicionamiento y tubería flexible. La decisión sobre cómo desarrollar el proyecto depende de la disponibilidad y la rentabilidad de los proveedores de servicios en la zona. Según la situación, el uso de plataformas de reacondicionamiento, plataformas de cable y tubería flexible puede ofrecer muchas ventajas en términos de tiempo de actividad y costes. Los pasos generales incluyen:
Los pasos 3, 4 y 5 pueden realizarse con el paquete CTD. El equipo de reacondicionamiento debe llevar a cabo las etapas restantes. En los casos en que los equipos de reacondicionamiento sean menos costosos, las salidas de la tubería de revestimiento pueden realizarse antes de la instalación del paquete CTD. Esto garantiza que el paquete CTD solo se pague cuando se obtenga el máximo beneficio.
En Norteamérica, la mejor solución suele ser realizar los pasos 1, 2 y 3 en varios pozos con plataformas de reacondicionamiento antes de implementar el paquete CTD. Las operaciones CTD pueden durar entre dos y cuatro días, dependiendo de la formación objetivo. Por lo tanto, el bloque de reacondicionamiento puede realizarse después de la operación CTD, y luego el paquete CTD y el paquete de reacondicionamiento se ejecutan simultáneamente.
La optimización del equipo utilizado y la secuencia de operaciones puede tener un impacto significativo en el costo total de las operaciones. La forma de obtener ahorros depende de la ubicación de la operación. En algunos casos, se recomienda el trabajo sin perforación con unidades de reacondicionamiento; en otros, el uso de unidades de tubería flexible para realizar todo el trabajo puede ser la mejor solución.
En algunos lugares, será rentable contar con dos sistemas de retorno de fluidos e instalar el segundo al perforar el primer pozo. El fluido del primer pozo se transfiere al segundo mediante un sistema de perforación. Esto minimiza el tiempo de perforación por pozo y reduce los costos. La flexibilidad de las tuberías flexibles permite una planificación optimizada para maximizar el tiempo de actividad y minimizar los costos.
Capacidades de control de presión sin parangón. La capacidad más evidente de CTD es el control preciso de la presión del pozo. Las unidades de tubería flexible están diseñadas para operar con presión reducida, y tanto la perforación con presión reducida como la perforación con presión reducida pueden utilizar estranguladores BHP de serie.
Como se mencionó anteriormente, también es posible cambiar rápidamente de operaciones de perforación a operaciones con sobrepresión controlada y, posteriormente, a operaciones con presión subbalanceada. Anteriormente, se consideraba que las perforaciones con CTD tenían limitaciones en cuanto a la longitud lateral que se podía realizar. Actualmente, las restricciones han aumentado significativamente, como lo demuestra el reciente proyecto en la vertiente norte de Alaska, que supera los 7000 pies en dirección transversal. Esto se puede lograr mediante el uso de guías de rotación continua, bobinas de mayor diámetro y herramientas de mayor alcance en el conjunto de fondo de pozo (BHA).
Equipo necesario para el empaquetado CTD. El equipo necesario para un empaquetado CTD depende del yacimiento y de si se requiere selección de descenso de presión. Los cambios ocurren principalmente en el lado de retorno del fluido. Se puede colocar fácilmente una conexión de inyección de nitrógeno dentro de la bomba, lista para cambiar a perforación en dos etapas si es necesario (fig. 3). Las bombas de nitrógeno son fáciles de movilizar en la mayoría de las ubicaciones de los Estados Unidos. Si es necesario cambiar a operaciones de perforación con presión reducida, se requiere una ingeniería más cuidadosa en la parte posterior para brindar flexibilidad operativa y reducir costos.
El primer componente aguas abajo del conjunto de preventores de reventones es el colector de estrangulamiento. Este es el estándar para todas las operaciones de perforación CT que se utiliza para controlar la presión en el fondo del pozo. El siguiente dispositivo es un divisor. Cuando se trabaja con sobrepresión, si no se prevé una caída de presión, se puede utilizar un separador de gas de perforación simple, que se puede derivar si no se resuelve la situación de control del pozo. Si se prevé una caída de presión, se pueden construir separadores de 3 o 4 fases desde el principio, o bien se puede detener la perforación e instalar un separador completo. El divisor debe conectarse a antorchas de señalización ubicadas a una distancia segura.
Después del separador, habrá tanques que se usarán como fosas. Si es posible, estos pueden ser tanques de fracturación abiertos simples o parques de tanques de producción. Debido a la pequeña cantidad de lodo al reinsertar el CTD, no es necesario un agitador. El lodo se asentará en el separador o en uno de los tanques de fracturación hidráulica. Si no se usa un separador, instale deflectores en el tanque para ayudar a separar las ranuras del vertedero del separador. El siguiente paso es encender la centrífuga conectada a la última etapa para eliminar los sólidos restantes antes de la recirculación. Si se desea, se puede incluir un tanque de mezcla en el sistema de tanque/fosa para mezclar un sistema simple de fluido de perforación sin sólidos, o en algunos casos, se puede comprar fluido de perforación premezclado. Después del primer pozo, debería ser posible mover el lodo mezclado entre pozos y usar el sistema de lodo para perforar múltiples pozos, por lo que el tanque de mezcla solo necesita instalarse una vez.
Precauciones para fluidos de perforación. Existen varias opciones de fluidos de perforación adecuados para CTD. En resumen, se recomienda utilizar líquidos simples que no contengan partículas sólidas. Las salmueras inhibidas con polímeros son estándar para aplicaciones de presión positiva o controlada. Este fluido de perforación debe tener un costo significativamente menor que el utilizado en plataformas de perforación convencionales. Esto no solo reduce los costos operativos, sino que también minimiza los costos adicionales relacionados con pérdidas en caso de siniestro.
Al perforar con presión reducida, se puede utilizar un fluido de perforación bifásico o monofásico. Esto dependerá de la presión del yacimiento y del diseño del pozo. El fluido monofásico utilizado para la perforación con presión reducida suele ser agua, salmuera, petróleo o diésel. Su densidad se puede reducir aún más mediante la inyección simultánea de nitrógeno.
La perforación con presión reducida puede mejorar significativamente la rentabilidad del sistema al minimizar los daños y la obstrucción de la capa superficial. Si bien la perforación con fluidos monofásicos suele parecer menos costosa al principio, los operadores pueden mejorar considerablemente su rentabilidad al minimizar los daños en la superficie y eliminar la costosa estimulación, lo que en última instancia aumentará la producción.
Notas sobre el BHA. Al elegir un conjunto de fondo de pozo (BHA) para un CTD, hay dos factores importantes a considerar. Como se mencionó anteriormente, los tiempos de montaje y despliegue son especialmente importantes. Por lo tanto, el primer factor a considerar es la longitud total del BHA (fig. 4). El BHA debe ser lo suficientemente corto como para girar completamente sobre la válvula principal y, al mismo tiempo, asegurar el eyector a la válvula.
La secuencia de despliegue consiste en colocar el conjunto de fondo de pozo (BHA) en el pozo, colocar el inyector y el lubricador sobre el pozo, ensamblar el BHA en el cabezal del cable de superficie, retraer el BHA dentro del lubricador, volver a colocar el inyector y el lubricador en el pozo y realizar la conexión con el preventor de reventones (BOP). Este método elimina la necesidad de un despliegue con torreta o presión, lo que hace que el despliegue sea rápido y seguro.
La segunda consideración es el tipo de formación que se perfora. En la perforación direccional con contracorriente (CTD), la orientación del frente de la herramienta viene determinada por el módulo guía, que forma parte del conjunto de fondo de pozo (BHA). El orientador debe poder navegar continuamente, es decir, girar en sentido horario o antihorario sin detenerse, a menos que lo requiera la plataforma de perforación direccional. Esto permite perforar un pozo perfectamente recto, maximizando el peso sobre la broca (WOB) y el alcance lateral. Un mayor WOB facilita la perforación de lados largos o cortos con una alta tasa de penetración (ROP).
Ejemplo del sur de Texas. Se han perforado más de 20.000 pozos horizontales en los yacimientos de esquisto de Eagle Ford. La explotación lleva en actividad más de una década, y el número de pozos marginales que requerirán abandono y sellado está aumentando. La explotación lleva en actividad más de una década, y el número de pozos marginales que requerirán abandono y sellado está aumentando. Месторождение активно действует уже более десяти лет, и количество малорентабельных скважин, требующих P&A, увеличивается. El yacimiento lleva activo más de una década y el número de pozos marginales que requieren abandono y sellado va en aumento.该戏剧已经活跃了十多年,需要P&A 的边缘井数量正在增加. P&A 的边缘井数量正在增加. La configuración activa está activada para todos los deseos y deseos de los clientes, como P&A y otros. El yacimiento lleva activo más de una década y el número de pozos laterales que requieren sellado y abandono va en aumento.Todos los pozos destinados a la producción de esquisto Eagle Ford atravesarán la formación Austin Chalk, un yacimiento bien conocido que ha producido hidrocarburos en cantidades comerciales durante muchos años. Se ha implementado una infraestructura para aprovechar cualquier barril adicional que pueda comercializarse.
La perforación en formaciones calcáreas en Austin conlleva un alto riesgo de desperdicio. Las formaciones carboníferas están fracturadas, y pueden producirse pérdidas significativas al atravesar grandes fracturas. Generalmente se utiliza lodo a base de aceite para la perforación, por lo que el costo de los cubos de lodo perdidos puede representar una parte importante del costo de un pozo. El problema no radica únicamente en el costo del fluido de perforación perdido, sino también en las variaciones de los costos del pozo, que deben tenerse en cuenta al elaborar los presupuestos anuales. Al reducir la variabilidad en los costos del fluido de perforación, los operadores pueden utilizar su capital de manera más eficiente.
El fluido de perforación que se puede utilizar es una salmuera simple sin sólidos que permite controlar la presión en el fondo del pozo mediante válvulas de estrangulación. Por ejemplo, una solución de salmuera de KCl al 4% con goma xantana como agente adhesivo y almidón para controlar la filtración sería adecuada. El peso del fluido es de aproximadamente 8,6 a 9,0 libras por galón, y cualquier presión adicional necesaria para sobrepresurizar la formación se aplicará a la válvula de estrangulación.
Si se produce una pérdida de presión, se puede continuar perforando; si la pérdida es aceptable, se puede abrir la válvula de estrangulación para acercar la presión de circulación a la del yacimiento, o incluso cerrarla temporalmente hasta que se corrija la pérdida. En cuanto al control de la presión, la flexibilidad y adaptabilidad de la tubería flexible es muy superior a la de las plataformas de perforación convencionales.
Otra estrategia que se puede considerar al perforar con tubería flexible es cambiar a perforación subbalanceada tan pronto como se atraviese una fractura de alta permeabilidad, lo que resuelve el problema de las fugas y mantiene la productividad de la fractura. Esto significa que si las fracturas no se intersecan, el pozo se puede completar normalmente a bajo costo. Sin embargo, si se atraviesan las fracturas, la formación queda protegida de daños y la producción se puede maximizar mediante la perforación subbalanceada. Con el equipo y el diseño de trayectoria adecuados, se pueden recorrer más de 7000 pies en Austin Chalka.
En general, este artículo describe los conceptos y consideraciones para planificar campañas de reperforación de bajo costo mediante perforación CT. Cada aplicación será ligeramente diferente, y este artículo abarca las principales consideraciones. La tecnología CTD ha madurado, pero sus aplicaciones se han limitado a dos áreas específicas que la respaldaron en sus inicios. Actualmente, la tecnología CTD puede utilizarse sin el compromiso financiero de una actividad a largo plazo.
Potencial de valor. Existen cientos de miles de pozos productores que eventualmente tendrán que cerrar, pero aún hay volúmenes comerciales de petróleo y gas detrás del oleoducto. El sistema CTD permite diferir las descargas y asegurar reservas de derivación con una inversión mínima. Los bidones también pueden comercializarse con muy poca antelación, lo que permite a los operadores aprovechar los altos precios en semanas en lugar de meses, y sin necesidad de contratos a largo plazo.
Las mejoras en la eficiencia benefician a toda la industria, ya sea mediante la digitalización, mejoras medioambientales o mejoras operativas. La tubería flexible ha contribuido a la reducción de costes en ciertas partes del mundo y, ahora que la industria está cambiando, puede ofrecer los mismos beneficios a mayor escala.