Perforacin de pozos direccionales con tubera de revestimientoLa perforacin de pozos con tubulares de gran dimetro elimina la necesidad de bajar la columna de perforacin convencional, que luego debe ser extrada para instalar la tubera de revestimiento permanente. Adems, mitiga los problemas de prdida de circulacin, mejora el control del pozo y reduce el tiempo de equipo de perforacin no productivo, disminuyendo al mismo tiempo el riesgo de que se produzcan desviaciones no programadas o atascamientos de las tuberas. Menos viajes de entrada y salida del pozo, ms seguridad en su posicionamiento, mayor eciencia y menores costos se tradujeron en una gama de aplicaciones en expansin, que ahora incluye la perforacin direccional con tubera de revestimiento.Kyle R. Fontenot ConocoPhillips Puerto La Cruz, Venezuela Bill Lesso Houston, Texas, EUA R. D. (Bob) Strickler ConocoPhillips Houston, Texas Tommy M. Warren Tesco Corporation Houston, TexasPor su colaboracin en la preparacin de este artculo se agradece a Lee Conn, M-I SWACO, Houston; y a Mike Williams, Sugar Land, Texas. ABC (Anlisis Detrs 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 divisin de Baker Hughes, Inc.

La utilizacin de tubera de revestimiento para la perforacin constituye una tecnologa incipiente que permite bajar los costos de construccin de pozos, mejorar la eciencia operacional y la seguridad, as como minimizar el impacto ambiental. Bsicamente simple en principio, esta tcnica de perforacin utiliza los tubulares de gran dimetro que quedarn instalados permanentemente en el pozo, en lugar de la sarta de perforacin convencional. Las exigencias econmicas de los marcos geolgicos complejos, los yacimientos de menor extensin con reservas recuperables limitadas y la necesidad de optimizar el desarrollo y la explotacin de los campos maduros hacen que las operaciones de perforacin con tubera de revestimiento resulten cada vez ms atractivas para las compaas operadoras. En la actualidad, es posible adosar una barrena de perforacin rotativa convencional o una zapata de perforacin especial al extremo de una sarta de revestimiento para perforar pozos verticales. Para lograr mayor exibilidad, y para aquellas aplicaciones que requieren control direccional, se puede desplegar, jar en su lugar y luego recuperar con cable un arreglo de fondo de pozo (BHA, por sus siglas en ingls) recuperable para perforacin. La bajada y recuperacin de este BHA a travs de la tubera de revestimiento elimina los viajes de entrada y salida del pozo de la columna de perforacin y provee proteccin adicional para los sistemas de avanzada utilizados en las mediciones de fondo de pozo y en las aplicaciones de perforacin direccional.

La minimizacin del nmero de viajes de la tubera durante las operaciones de perforacin reduce los incidentes de colapso de pozos producidos por las operaciones de extraccin de uidos y ujo natural, disminuye la posibilidad de que se produzcan desviaciones no programadas y minimiza el desgaste interior de las sartas de revestimiento de supercie o intermedias instaladas previamente. Despus de alcanzar la profundidad total (TD, por sus siglas en ingls), la tubera de revestimiento ya se encuentra en su lugar, lo que elimina la necesidad de extraer la sarta de perforacin y luego bajar la tubera de revestimiento permanente. Este menor manipuleo de las tuberas aumenta la seguridad en la localizacin del pozo y permite que los perforadores utilicen equipos de perforacin de tamao estndar o ms pequeos, construidos especcamente para perforar con tubera de revestimiento. Los nuevos equipos de perforacin compactos para operaciones de perforacin con tubera de revestimiento requieren menos potencia, utilizan menos combustible, producen menos emisiones, operan desde localizaciones de supercie ms pequeas y pueden ser transportados en forma ms rpida y fcil que los equipos de perforacin convencionales de mayor tamao (prxima pgina).

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En comparacin con las operaciones de perforacin tradicionales, la tcnica de entubacin durante la perforacin minimiza el tiempo inactivo del equipo de perforacin generado por la existencia de episodios inesperados, tales como el atascamiento de las tuberas o la prdida del control del pozo resultantes de un inujo de uido de formacin. Las evidencias biogrcas indican que las operaciones de perforacin con conexiones de tubulares de mayor dimetro reducen los problemas de prdida de circulacin mediante el enlucido de los recortes y los slidos de perforacin en la pared del pozo. Es posible que este efecto de empaste genere un revoque de ltracin impermeable o cree una terminacin supercial slida que permita perforar los intervalos dbiles, de baja presin y agotados sin prdidas signicativas de uido de perforacin. Las sartas de revestimiento poseen uniones ms largas que las columnas de perforacin estndar, lo que signica que las conexiones que deben realizar los perforadores se reducen en aproximadamente un 25%. Otro de los benecios que ofrecen es que se invierte menos tiempo en la circulacin del uido o en el recticado del pozo para mantener la estabilidad del mismo durante la conexin de las tuberas. Adems de mejorar la eciencia de la perforacin, estas dos ventajas se traducen en una reduccin ulterior del costo total y del impacto ambiental. Las operaciones de perforacin con tubera de revestimiento eliminan varias etapas del proceso de construccin de pozos convencional y ofrecen otras ventajas crticas, tales como mejor circulacin del uido y remocin de los recortes de formacin para lograr una limpieza ms efectiva del pozo. A medida que los operadores adquieren ms experiencia en un rea, las velocidades de penetracin de la perforacin (ROP, por sus siglas en ingls) con tubera de revestimiento normalmente mejoran, equiparndose o superando en ltima instancia a las ROPs logradas previamente con la columna de perforacin, si se comparan los das por cada 305 m [1,000 pies] o los pies por da. El anlisis de los pozos perforados hasta la fecha con tubera de revestimiento indica que esta tcnica puede reducir el tiempo de equipo de perforacin no productivo hasta en un 50% y acortar el tiempo de perforacin en un porcentaje nominal que oscila entre el 10 y el 35% por pozo, en ciertas aplicaciones. Aproximadamente un tercio de esta reduccin se debe a la menor cantidad de maniobras realizadas con las tuberas y el resto proviene de la prevencin de los problemas de perforacin imprevistos y de la eliminacin del tiempo necesario para instalar la

> Entubacin durante la perforacin y perforacin direccional con tubera de revestimiento. En los ltimos cinco aos, ConocoPhillips y Tesco Corporation llevaron a cabo extensivas operaciones de perforacin con tubera de revestimientoms de 320,040 m [1,050,000 pies]en el sur de Texas, expandiendo recientemente las aplicaciones para incluir operaciones direccionales y equipos de perforacin compactos construidos con nes especcos, como el que se muestra en la fotografa. Esta tcnica permiti mejorar la eciencia de la perforacin y elimin efectivamente los problemas de prdida de circulacin en unos 110 pozos. Estos resultados y experiencias similares acaecidas en otras zonas indican que se puede utilizar la tubera de revestimiento para evitar problemas de prdida de circulacin y perforar a travs de zonas agotadas en campos maduros que resultan difciles de perforar utilizando sartas de perforacin convencionales, tanto en tierra rme como en reas marinas.

tubera de revestimiento en una operacin independiente. Este proceso ms rpido, ms simple y ms ecaz se traduce en menos sorpresas relacionadas con la perforacin y en costos ms bajos. Los avances registrados en trminos de herra-

mientas, equipos y procedimientos estn expandiendo el uso de esta tecnologa para incluir la perforacin de formaciones blandas y duras, tanto en tierra rme como en reas marinas, y ms recientemente las operaciones de perforacin direccional con tubera de revestimiento.

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Primero examinamos la utilizacin de la tubera de revestimiento para la perforacin de pozos, incluyendo la actividad de desarrollo de relleno que se lleva a cabo actualmente en el sur de Texas, y luego analizamos cmo la perforacin y la entubacin simultneas de un pozo permiten reducir los problemas asociados con el pozo. Los resultados de las pruebas realizadas recientemente a las operaciones direccionales con tubera de revestimiento demuestran cmo la tecnologa de sistemas rotativos direccionales (RSS, por sus siglas en ingls) mejora la eciencia de la perforacin en comparacin con los motores direccionales de fondo de pozo, especialmente en lo que respecta a pozos de menor dimetro. Un cambio fundamental en la construccin de pozos Tanto la tecnologa de motores de desplazamiento positivo (PDM, por sus siglas en ingls) como la tecnologa de sistemas RSS utilizan columnas de perforacin. Esta tubera de paredes gruesas, diseada especialmente, se baja hasta el fondo de un pozo y se extrae del mismo, probablemente varias veces durante una perforacin, y luego otra vez ms para instalar una sarta de revestimiento permanente durante una operacin independiente, distinta del resto del proceso de perforacin. La introduccin del motor PDM de fondo en la dcada de 1960 facilit la perforacin sin rotacin de la sarta completa. Estos sistemas utilizan el lodo que uye a travs de una turbina o una seccin de potencia de rotor-estator para generar esfuerzo de torsin en el fondo del pozo. Los motores direccionales con ngulos de curvatura jos, o cubiertas acodadas, posibilitaron el control simultneo del azimut y el ngulo de inclinacin del pozo, lo que se tradujo subsiguientemente en un mejor control direccional y en la construccin rutinaria de pozos de alto ngulo y secciones horizontales en la dcada de 1980, y nalmente pozos de alcance extendido en la dcada de 1990. A nes de la dcada de 1990, los sistemas rotativos direccionales ayudaron a los operadores a establecer nuevos rcords en trminos de perforacin de pozos de alcance extendido (ERD, por sus siglas en ingls). Esta tecnologa, que incluye los sistemas direccionales rotativos de Schlumberger PowerDrive y PowerDrive Xtra y el sistema direccional rotativo PowerDrive Xceed para ambientes rigurosos y accidentados, facilita el control direccional y la orientacin de la barrena mientras la columna de perforacin entera rota en forma continua.

El empleo de barrenas tricnicas o barrenas de cortadores jos en el extremo de la columna de perforacin rotativa monopoliz la perforacin de pozos de petrleo y gas durante un siglo. No obstante, los nuevos conceptos y las mejoras introducidas en los diseos de los equipos de perforacin rotativos y en las barrenas de perforacin han sido la norma desde la introduccin de estas herramientas a comienzos de la dcada de 1900. En consecuencia, durante este perodo se registr un mejoramiento notable de la ROP y la vida til de la barrena.1 La utilizacin de la tubera de revestimiento para perforar pozos de petrleo y gas representa un cambio fundamental en el proceso de construccin de pozos. La tcnica de entubacin durante la perforacin provee la misma capacidad de ejecucin de pozos que las operaciones con sarta de perforacin, con una mejor remocin de los recortes de perforacin y un mejor desempeo en trminos de limpieza del pozo. La tubera de revestimiento utilizada para la perforacin puede

ser una tubera de revestimiento corta (liner) parcial o una sarta completa (abajo). Desde sus primeras aplicaciones hasta la reciente reactivacin de la actividad, la utilizacin de la tubera de revestimiento para la perforacin de pozos ha mostrado gran potencial en comparacin con la perforacin convencional. En la dcada de 1920, la industria petrolera rusa report el desarrollo de las barrenas retractables para ser utilizadas en operaciones de perforacin con tubera de revestimiento. En la dcada de 1930, los operadores del rea continental de EUA utilizaban la tubera de produccin para realizar terminaciones a agujero descubierto o sin entubacin. La sarta de tubera de produccin y la barrena de cuchillas planas, o cola de pescado, utilizadas para la perforacin quedaban en el pozo despus de iniciarse la produccin. En diversas oportunidades desde la dcada de 1950, se utilizaron tubulares de pozo permanentes para la perforacin de pozos de dimetro reducido.

Perforacin convencional

BHA recuperable para BHA no recuperable perforacin con tubera de para perforacin con revestimiento corta (liner) tubera de revestimiento

BHA recuperable para perforacin con tubera de revestimiento

Columna de perforacin Tubera de revestimiento de superficie Tubera de revestimiento intermedia Colgador para tubera de revestimiento corta Tubera de revestimiento corta Ensanchador

Tubera de revestimiento de produccin

Barrena de PDC

Barrena piloto de PDC

Zapata de perforacin

> Operaciones de perforacin y entubacin simultneas con tuberas de revestimiento cortas (liner) o sartas de revestimiento completas. Las operaciones de perforacin tradicionalmente implicaron el empleo de barrenas tricnicas o barrenas de cortadores jos en el extremo de la columna de perforacin rotativa (izquierda). Como alternativas a este enfoque estndar, los operadores y las compaas de servicios desarrollaron y probaron diversos sistemas para perforar pozos con tuberas de revestimiento cortas y tuberas de revestimiento estndar. En la perforacin con tubera de revestimiento corta se utiliza suciente tubera como para entubar el agujero descubierto y se omite la porcin superior de la sarta de revestimiento (centro, a la izquierda). El arreglo de fondo de pozo (BHA, por sus siglas en ingls) se baja con la columna de perforacin convencional hasta la profundidad objetivo y soporta las cargas de perforacin principales. Un colgador para tubera de revestimiento corta o empacador conecta la columna de perforacin con la tubera de revestimiento corta. El BHA puede recuperarse slo una vez nalizado el pozo. Si se produce una falla del BHA, se debe extraer toda la columna de perforacin y la tubera de revestimiento corta. La posicin del colgador para la tubera de revestimiento corta dentro de la sarta de revestimiento previa limita la profundidad de perforacin mxima. Una sarta de revestimiento completa con una barrena perforable no recuperable (centro, a la derecha) o un BHA para perforacin recuperable (derecha) provee funcionalidad y exibilidad adicionales. El BHA recuperable puede desplegarse y recuperarse con tubera articulada ms pequea, tubera exible o cable de acero sin necesidad de bajar y extraer del pozo la tubera de revestimiento.

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En la dcada de 1960, Brown Oil Tools, ahora Baker Oil Tools, patent un sistema relativamente avanzado para perforar pozos con tubera de revestimiento, que inclua barrenas piloto recuperables, ensanchadores para agrandar el pozo y motores de fondo. No obstante, las bajas ROPs, comparadas con la perforacin rotativa convencional, restringieron la aplicacin comercial de este sistema.2 Las actividades de investigacin y desarrollo continuaron desarrollndose a un ritmo lento hasta nes de la dcada de 1980, en que la coyuntura y las condiciones del mercado despertaron un renovado inters en las operaciones de perforacin con tubera convencional, tubera exible y otras tcnicas de perforacin de pozos de dimetro reducido. Aproximadamente en la misma poca, Amoco, ahora BP, document una exitosa operacin de perforacin y extraccin de ncleos utilizando equipos y tubulares para trabajos mineros. En la dcada de 1990, los operadores comenzaron a utilizar tuberas de revestimiento cortas con el n de perforar intervalos agotados desde formaciones normalmente presurizadas. Este mtodo evitaba problemas tales como inestabilidad y ensanchamiento del pozo, prdida de circulacin y control del pozo, de los que estaban plagadas las operaciones de perforacin convencionales. Mobil, ahora ExxonMobil, utilizaba tuberas de revestimiento cortas con el n de perforar los yacimientos de caliza extremadamente agotados del Campo Arun, en Sumatra del Norte, Indonesia, partiendo de zonas de transicin de presin ms alta.3 Amoco tambin utiliz esta tcnica para perforar los pozos del Campo Valhall, situado en el sector noruego del Mar del Norte.4 En el ao 2001, BP y Tesco reportaron una operacin exitosa en la que se utiliz tubera de revestimiento para perforar los intervalos correspondientes a las tuberas de revestimiento de supercie y de produccin en 15 pozos de gas del rea de Wamsutter, en Wyoming, EUA. La profundidad de estos pozos oscilaba entre 2,499 y 2,896 m [8,200 y 9,500 pies].5 Aproximadamente1. Besson A, Burr B, Dillard S, Drake E, Ivie B, Ivie C, Smith R y Watson G: Bordes cortantes, Oileld Review 12, no. 3 (Invierno de 2001/2002): 3863. 2. Hahn D, Van Gestel W, Frhlich N y Stewart G: Simultaneous Drill and Case TechnologyCase Histories, Status and Options for Further Development, artculo de las IADC/SPE 59126, presentado en la Conferencia de Perforacin de las IADC/SPE, Nueva Orlens, 23 al 25 de febrero de 2000. 3. Sinor LA, Tybero P, Eide O y Wenande BC: Rotary Liner Drilling for Depleted Reservoirs, artculo de las IADC/SPE 39399, presentado en la Conferencia de Perforacin de las IADC/SPE, Dallas, 3 al 6 de marzo de 1998.

en la misma poca, Shell Exploration and Production Company mejor notablemente el desempeo de las operaciones de perforacin en el sur de Texas perforando pozos en condiciones de bajo balance con tubera de revestimiento, lo que le permiti obtener una reduccin de costos del orden del 30%.6 Hasta la fecha, los operadores han perforado ms de 2,000 secciones de pozo utilizando tuberas de revestimiento. Ms de 1,020 de estos intervalos implicaron la perforacin de pozos verticales con tubera de revestimiento y barrenas no recuperables, unos 620 fueron perforados utilizando tuberas de revestimiento cortas, ms de 400 utilizaron un BHA recuperable para perforar pozos verticales y aproximadamente 12 emplearon un BHA recuperable para perforar pozos direccionales. Todas estas aplicaciones iniciales contribuyeron a la evolucin de la tcnica de entubacin durante la perforacin que dej de ser una tecnologa nueva de conabilidad no comprobada para convertirse en una solucin prctica que permite reducir los costos, aumentar la eciencia de la perforacin y minimizar el tiempo del equipo de perforacin. Un nuevo enfoque Algunos operadores ahora consideran a esta tecnologa como una solucin potencial en una diversidad de aplicaciones comerciales, que incluyen desde la perforacin de pozos completos en tierra hasta la perforacin de slo uno o dos tramos de pozo, en los pozos marinos que requieren sartas de revestimiento mltiples.7 Los perforadores clasican los sistemas de fondo de pozo que se utilizan para perforar con tubera de revestimiento como no recuperables o recuperables. Un arreglo no recuperable, o jo, puede ser utilizado para perforar pozos con tuberas de revestimiento cortas o con sartas de revestimiento completas. En ciertas aplicaciones se han utilizado barrenas rotativas convencionales que se dejan en el pozo despus de alcanzar la TD. La barrena4. Tessari RM y Madell G: Casing DrillingA Revolutionary Approach to Reducing Well Costs, artculo de las SPE/IADC 52789, presentado en la Conferencia de Perforacin de las IADC/SPE, msterdam, 9 al 11 de marzo de 1999. 5. Shepard SF, Reiley RH y Warren TM: Casing Drilling: An Emerging Technology, artculo de las IADC/SPE 67731, presentado en la Conferencia de Perforacin de las IADC/SPE, msterdam, 27 de febrero al 1 de marzo de 2001. 6. Gordon D, Billa R, Weissman M y Hou F: Underbalanced Drilling with Casing Evolution in the South Texas Vicksburg, artculo de la SPE 84173, presentado en la Conferencia y Exhibicin Tcnica Anual de la SPE, Denver, 5 al 8 de octubre de 2003.

puede permanecer en la tubera de revestimiento y cementarse en su lugar o puede soltarse y dejarse caer en el fondo del pozo para posibilitar la adquisicin de registros. Las barrenas perforables, como la barrena Weatherford Tipo II o DrillShoe Tipo III o EZ Case de Baker Hughes, poseen estructuras de corte externas para perforar pero pueden ser removidas mediante fresado. Estas zapatas de la tubera de revestimiento especialmente diseadas permiten la perforacin y terminacin de las secciones de pozo subsiguientes. Un sistema recuperable permite que la barrena y el BHA sean desplegados inicialmente y se reemplacen sin necesidad de bajar y extraer la tubera de revestimiento del pozo.8 Esta opcin es la nica alternativa prctica en lo que respecta a los pozos direccionales debido a la necesidad de recuperar los costosos componentes del BHA, tales como los motores de fondo, los sistemas rotativos direccionales o las herramientas de adquisicin de mediciones durante la perforacin y de adquisicin de registros durante la perforacin (MWD y LWD, por sus siglas en ingls respectivamente). Un sistema recuperable con cable facilita el reemplazo de los equipos que fallan antes de alcanzar la TD y permite un acceso rpido y ecaz desde el punto de vista de sus costos para registrar, evaluar y probar las formaciones. Existen varios proveedores de servicios comprometidos con el desarrollo de herramientas, tcnicas y equipos para perforar pozos con tubera de revestimiento. Tesco, por ejemplo, ofrece los servicios de Casing Drilling que comprenden equipos de perforacin construidos con nes especcos, equipos de supercie y herramientas de fondo de pozo para aplicaciones en tierra rme. Para facilitar el uso de la tubera de revestimiento para operaciones de perforacin, Tesco dise equipos de supercie y sistemas de fondo de pozo conables y robustos que se jan y desenganchan de la tubera de revestimiento en7. Hossain MM y Amro MM: Prospects of Casing While Drilling and the Factors to Be Considered During Drilling Operations in Arabian Region, artculo de las IADC/SPE 87987, presentado en la Conferencia y Exhibicin de Tecnologa de Perforacin de la Regin del Pacco Asitico de las IADC/SPE, Kuala Lumpur, 13 al 15 de septiembre de 2004. 8. Warren T, Tessari R y Houtchens B: Casing Drilling with Retrievable Drilling Assemblies, artculo OTC 16564, presentado en la Conferencia de Tecnologa Marina, Houston, 3 al 6 de mayo de 2004.

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forma ecaz y efectiva. Un arreglo de perforacin operado con cable se encuentra tpicamente suspendido en un niple con un perl caracterstico, cerca del extremo inferior de una sarta de revestimiento. El sistema Casing Drilling de Tesco utiliza un Drill Lock Assembly (DLA) para anclar y sellar el BHA dentro de la tubera de revestimiento (abajo).9

Cada componente del BHA debe pasar a travs de la sarta de revestimiento que se utiliza para la perforacin, incluyendo un ensanchador, o un dispositivo que agranda el pozo, con patines retrctiles. Una barrena piloto inicia la perforacin de un pozo pequeo que luego es ensanchado por las aletas de los patines del ensanchador expandidas. Los perforadores comnmente utilizan

Tubera de revestimiento de 7 pulgadas hasta la superficie

Drill Lock Assembly (DLA)

8 uniones de tubera de revestimiento de 758 pulgadas

Estabilizadores en tndem en el interior de la tubera de revestimiento

Zapata de la tubera de revestimiento Unin espaciadora del lastrabarrenas (portamechas), o adaptador flotante Ensanchador de 618 pulgadas a 878 pulgadas

Estabilizadores en tndem del agujero piloto externos

una barrena piloto de 618 pulgadas o de 614 pulgadas y un ensanchador que se expande hasta alcanzar 878 pulgadas cuando perforan con tubera de revestimiento de 7 pulgadas. El ensanchador puede estar ubicado inmediatamente arriba de la barrena, en el exterior de la tubera de revestimiento, o por encima de otros componentes del BHA en el agujero piloto. Una unidad de impulsin superior hace rotar la tubera de revestimiento y aplica esfuerzo de torsin para efectuar las conexiones de los tubulares. El sistema Casing Drive System de conexin rpida de Tesco, que es operado por el sistema de control hidrulico del sistema de impulsin superior, acelera el manipuleo de la tubera y previene el dao de las roscas de la tubera de revestimiento, eliminando un ciclo de conexiones y desconexiones en las uniones de los tubulares (prxima pgina, arriba).10 Un arreglo de cuas sujeta el exterior o bien el interior de la tubera de revestimiento, dependiendo del tamao de la tubera, y la ja al sistema de impulsin superior sin conexiones roscadas. Un arreglo interno de tipo cangrejo provee un sello de uido en el interior de la tubera. En un principio, las operaciones de perforacin con tubera de revestimiento se realizaban en tierra rme, en pozos verticales, para evitar la complejidad adicional que conllevan las operaciones en reas marinas. Como resultado, la perforacin de pozos verticales con tubera de revestimiento avanz hasta tal punto que logr equiparar, en forma rutinaria, la ecacia de las operaciones con sartas de perforacin convencionales. Tesco Corporation y ConocoPhillips han perforado ms de 100 de estos pozos verticales en el sur de Texas. Un campo de pruebas en el sur de Texas ConocoPhillips implement un programa de perforacin de pozos de relleno en el ao 1997 para aumentar la produccin y la recuperacin provenientes de las areniscas Wilcox geopresionadas, del rea Lobo en el sur de Texas. Los operadores descubrieron gas natural en estas areniscas de baja permeabilidad, o compactas,9. Warren TM, Angman P y Houtchens B: Casing Drilling Application Design Considerations, artculo de las IADC/SPE 59179, presentado en la Conferencia de Perforacin de las IADC/SPE, Nueva Orlens, 23 al 25 de febrero de 2000. Shepard et al, referencia 5. Warren T, Houtchens B y Madell G: Directional Drilling with Casing, artculo de las SPE/IADC 79914, presentado en la Conferencia de Perforacin de las IADC/SPE, msterdam, 19 al 21 de febrero de 2003. 10. Warren T, Johns R y Zipse D: Improved Casing Running Process, artculo de las SPE/IADC 92579, presentado en la Conferencia y Exhibicin de Perforacin de las SPE/IADC, msterdam, 23 al 25 de febrero de 2005.

Barrena piloto de PDC de 618 pulgadas

> Perforacin de pozos verticales con tubera de revestimiento. El BHA recuperable para la perforacin de pozos verticales incluye una barrena pequea que perfora un pozo gua o piloto (izquierda). Un ensanchador con patines de aletas expansibles y retrctiles ensancha este pozo inicial para admitir el dimetro completo de la tubera de revestimiento que se est utilizando. Los estabilizadores situados entre la barrena piloto y el ensanchador mantienen la inclinacin del pozo. Los estabilizadores superiores, ubicados dentro de la tubera de revestimiento, reducen las vibraciones del BHA y protegen el Drill Lock Assembly (DLA), lo que provee una conexin de tipo axial y torsional con la tubera de revestimiento (derecha). El DLA de Tesco se cierra hermticamente contra la tubera de revestimiento para dirigir el uido de perforacin a travs de la barrena. Adems, permite que el uido esquive el BHA durante el despliegue y la recuperacin del cable. Se puede incluir un motor de desplazamiento positivo (PDM, por sus siglas en ingls) o un sistema rotativo direccional (RSS, por sus siglas en ingls), lastrabarrenas pesados, sistemas de adquisicin de mediciones durante la perforacin (MWD, por sus siglas en ingls) o herramientas de adquisicin de registros durante la perforacin (LWD, por sus siglas en ingls), que no se muestran en esta grca. El DLA se baja con cable y se coloca en un niple con un perl caracterstico, cerca del extremo inferior de la tubera de revestimiento. El BHA se posiciona en la ltima unin de la tubera de revestimiento, de manera que todos los componentes que se encuentran por debajo del estabilizador en tndem se extienden hacia el interior del agujero descubierto por debajo de la tubera de revestimiento.

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situadas cerca del lmite entre EUA y Mxico en la dcada de 1960, pero la limitada productividad de los pozos, los bajos precios del gas, y la inadecuada capacidad de transporte por lneas de conduccin hicieron que su desarrollo comercial resultara antieconmico. Entre 1979 y mediados de la dcada de 1990, los incentivos tributarios otorgados por los Estados Unidos para el desarrollo de yacimientos gasferos compactos, los avances registrados en materia de estimulacin por fracturamiento hidrulico, la construccin de nuevas lneas de conduccin y el aumento de los precios del gas condujeron a la perforacin de ms de 1,000 pozos. Desde 1997, ConocoPhillips perfor otros 900 pozos, cuya profundidad oscila entre 2,286 y 3,962 m [7,500 y 13,000 pies], para recuperar reservas de gas adicionales en esta rea. La mayor parte de estos pozos fueron perforados en una sola operacin con sarta de perforacin convencional y barrenas de cortadores jos de un compuesto policristalino de diamante (PDC, por sus siglas en ingls). A pesar de la amplia experiencia adquirida en esta rea madura, la eciencia de la perforacin alcanz su punto mximo en el ao 2001 luego de perforar unos 600 pozos. El tiempo inactivo del equipo de perforacin representaba menos de un 10% del tiempo total necesario para perforar un pozo del rea Lobo, de modo que se requera un nuevo enfoque para reducir an ms los costos de construccin de pozos. En el ao 2001, ConocoPhillips comenz a reevaluar las prcticas de construccin de pozos con el fin de aumentar la eficiencia de la perforacin lo suciente como para lograr que la explotacin de los yacimientos ms pequeos del rea Lobo, con menos de 28.3 millones de m3 [31,000 millones de pies3] de gas recuperable, resultara econmica. Esto permitira continuar con la actividad de desarrollo durante varios aos, en esta rea intensamente fallada y compartimentalizada. Si bien los intervalos de supercie, intermedios y de produccin pudieron perforarse en forma convencional, los problemas de fondo de pozo asociados con la perforacin y el tiempo inactivo del equipo de perforacin, cerca de la TD de cada seccin de la tubera de revestimiento, seguan obstaculizando el desempeo. Los problemas de prdida de circulacin, atascamiento de las tuberas e imposibilidad de bajar la tubera de revestimiento hasta la TD eran comunes en los pozos del rea Lobo y en el perodo 20002001, dieron cuenta de aproximadamente un 75% del tiempo insumido en la resolucin de problemas (derecha).

Durante las operaciones de perforacin convencionales, a menudo deba hacerse circular uido o lodo adicional para reacondicionar el pozo y encarar problemas tales como prdida de circulacin, formaciones proclives al derrumbe yConexin de 658 pulgadas con la unidad de impulsin superior

colapsos de pozos en intervalos agotados. Otros problemas observados fueron el inujo de gas en las profundidades de la tubera de revestimiento intermedia y a lo largo de las zonas productivas, y el atascamiento de las tuberas durante la per-

Accionador hidrulico

3 m [10 pies]

Arpn axial y torsional

Copa del empacador Gua de direccin de la tubera de revestimiento

> Equipo de supercie para entubar el pozo durante la perforacin. El sistema Casing Drive System de Tesco consta de un arreglo de cuas de conexin rpida que sujeta el exterior (izquierda) o bien el interior (centro) de la tubera de revestimiento, dependiendo del tamao de la tubera. Por otro lado, ja la tubera de revestimiento en el sistema de impulsin superior (topdrive) sin conexiones roscadas para evitar que se daen las roscas. Un arreglo interno de tipo cangrejo provee un sello de uido en el interior de la tubera. El sistema Casing Drive System es operado por un sistema de impulsin superior suspendido desde el aparejo de la torre de perforacin, de manera que todo el mecanismo rotativo del equipo de impulsin superior queda libre para desplazarse en direccin ascendente y descendente (derecha). El sistema de impulsin superior diere radicalmente de la mesa rotativa del piso del equipo de perforacin convencional y del mtodo del vstago de perforacin que consiste en hacer girar la columna de perforacin, porque permite que la perforacin se lleve a cabo con tiros triples, en lugar de utilizar tiros simples de tuberas. Adems permite que los perforadores conecten rpidamente los sistemas de bombeo de los equipos de perforacin o el mecanismo de impulsin rotativo mientras se manipula la tubera, lo que minimiza tanto la frecuencia de atascamiento de las tuberas como el costo por incidente.2000 8% 8% 3% 3% 3% Prdida de circulacin 3% 38% 34% Atascamiento de la tubera Atascamiento de la tubera Control del pozo Prdida de circulacin Cementacin Fluidos Control direccional Mecnico Armado de la tubera de revestimiento 39% 9% 4% 2001 4%

7%

37% Atascamiento de la tubera

Prdida de circulacin

> Tiempo no productivo insumido en la resolucin de problemas correspondiente a los pozos perforados en forma convencional en el rea Lobo, en el sur de Texas. Se observ que la prdida de circulacin y el atascamiento de la tubera fueron las causas fundamentales de los problemas que se presentaron durante la perforacin de los pozos del Campo Lobo con columna de perforacin convencional. Durante los aos 2000 y 2001, estos dos problemas representaron el 72% y 76% del tiempo insumido en la resolucin de problemas, respectivamente. El control de pozos y la imposibilidad de bajar exitosamente la tubera de revestimiento hasta la profundidad total (TD, por sus siglas en ingls) tambin fueron signicativos en stos y otros aos.

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1,400

1,200 1,000

Velocidad de800 penetracin promedio 600 400 200 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16

de la perforacin convencional

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

> Mejoras en la ecacia de la tcnica de entubacin durante la perforacin. La velocidad de penetracin de la perforacin (ROP, por sus siglas en ingls) mejor notablemente durante el desarrollo de las operaciones iniciales de perforacin de pozos verticales con tubera de revestimiento, en el rea Lobo del sur de Texas. Hacia nes de la Fase 1un programa piloto de cinco pozosel desempeo de la tcnica de entubacin durante la perforacin se equipar con el de las operaciones convencionales con columna de perforacin. El Pozo 7 incluy 215 m [705 pies] de agujero perforado direccionalmente con tubera de revestimiento y un motor de fondo. El Pozo 8 incluy una seccin de 275 m [902 pies] perforada direccionalmente con columna de perforacin y lastrabarrenas pesados.

foracin o la bajada de la tubera de revestimiento. En consecuencia, los incidentes de control de pozos constituyeron una de las principales preocupaciones. ConocoPhillips identic la entubacin durante la perforacin como una tecnologa que podra resolver estos problemas y mejorar la eciencia de la perforacin.11 Muchos incidentes de control de pozos y reventones se producen durante la manipulacin de la tubera. La utilizacin de la tubera de revestimiento para perforar pozos ayuda a evitar estos episodios inesperados, peligrosos y potencialmente costosos. La tcnica de perforacin con tubera de revestimiento minimiza o elimina la manipulacin de la tubera y deja la tubera de revestimiento en el fondo del pozo; la mejor posicin para eliminar un inujo por circulacin. sta es una ventaja importante, que se percibir

especialmente a medida que esta tcnica se emplee en ms aplicaciones bajo condiciones de subsuelo cada vez ms complejas. La primera fase de la evaluacin de las operaciones de perforacin con tubera de revestimiento implic un programa piloto de cinco pozos. Habindose iniciado a nes del ao 2001 y continuando a lo largo del ao 2002, ConocoPhillips decidi prorrogar este programa para determinar si la tcnica de entubacin durante la perforacin poda competir con la perforacin convencional en todo el rea Lobo. Esta segunda fase demostr que la perforacin con tubera de revestimiento mitiga el tiempo inactivo del equipo de perforacin relacionado con las formaciones, que se asocia con las operaciones convencionales. El tiempo inactivo en los 11 pozos siguientes perforados con tubera de revestimiento fue ge-

nerado fundamentalmente por problemas mecnicos y problemas relacionados con los aspectos operacionales del equipo de perforacin; no se registr virtualmente ningn incidente de atascamiento de tuberas o prdida de circulacin. Adems, muchos de los problemas mecnicos y operacionales se redujeron o se eliminaron. Durante las primeras dos fases de este programa, el desempeo de los sistemas Casing Drilling de Tesco mejor en forma sostenida, logrando equiparar la ROP diaria promedio de las operaciones convencionales en el quinto pozo y superndola nalmente (izquierda). Las secciones de tubera de revestimiento de supercie de los pozos del programa Lobo fueron perforadas con tubera de revestimiento de 958 pulgadas, utilizando una barrera piloto PDC de 812 pulgadas y un ensanchador de 1214 pulgadas en un BHA recuperable. ConocoPhillips perfor este intervalo en una carrera para todos los pozos y la recuperacin del BHA con cable plante pocos problemas. Los tiempos de perforacin, o rotacin, reales con la tubera de revestimiento fueron levemente superiores a los de las operaciones convencionales con columna de perforacin y una barrena rotativa de 1214 pulgadas. Estas secciones de 152 m [500 pies] fueron terminadasperforadas, entubadas y cementadasaproximadamente en el mismo tiempo que los pozos iniciales perforados en forma convencional. El cemento en el interior de la tubera de revestimiento de 958 pulgadas se re-perfor con tubera de revestimiento de 7 pulgadas utilizando una barrena de PDC de 614 pulgadas y un ensanchador de 812 pulgadas congurado para fresar y limpiar el interior de la tubera de revestimiento. Despus de perforar a travs del cemento en el interior de la tubera de revestimiento, penetrando algunos pies de formacin por debajo de la profundidad de la tubera de revestimiento, o la zapata, este BHA fue recuperado y reemplazado por otro para perforar un agujero de 878 pulgadas. En los primeros pozos, este segundo BHA se utiliz para perforar hasta una profundidad en la que las formaciones se volvan ms duras, normalmente unos 1,981 m [6,500 pies]. Un tercer BHA fue utilizado hasta la profundidad de la tubera de revestimiento de 7 pulgadas. En la mayora de los casos, la barrena y el ensanchador experimentaron poco desgaste en cualquiera de las dos profundidades. Luego de adquirir ms experiencia, ConocoPhillips comenz a perforar esta seccin de tubera de revestimiento intermedia entera en una sola carrera.

Velocidad de penetracin (ROP, por sus siglas en ingls), pies/da

6,8

8,6

75 8,7 50 8,4 03 8,1 73 6,9 11 7,8 97 8,9 18 8,7 20 7,3 25 6,2 05 6,7 23

7,1

26 8,1 80

6,8 78

8,0 00

20

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Las secciones de pozo correspondientes a la tubera de revestimiento de produccin, en algunos de los primeros pozos de la Fase 2, fueron perforadas con la sarta de perforacin convencional hasta que se establecieron los procedimientos para perforar pozos con tubera de revestimiento de 412 pulgadas. Las secciones de produccin de los pozos subsiguientes fueron perforadas con una barrena de PDC de 614 pulgadas jada al extremo de la tubera de revestimiento mediante un dispositivo de desenganche mecnico. Este dispositivo tambin funcionaba como estabilizador portaherramienta, unin espaciadora, reduccin entre las conexiones de la tubera de revestimiento y las conexiones de la barrena, y zapata ensanchadora, despus de desenganchar la barrena (abajo).

Luego de alcanzar la TD en aquellos pozos en los que se necesitaba correr registros para efectuar la evaluacin de formaciones, se desenganch la barrena dejando caer una bola. Se retrajo la tubera de revestimiento de 412 pulgadas e introdujo en la tubera de revestimiento de 7 pulgadas para permitir la adquisicin de registros con cable en el tramo descubierto. Despus de adquiridos los registros, se emplaz una vlvula otante de cementacin, operada con lnea de acero, en el extremo inferior de la tubera de revestimiento. Esta vlvula permita el bombeo de cemento hacia el interior del espacio anular del pozo pero impeda su contraujo hacia el interior de la tubera de revestimiento. Luego se baj la tubera de revestimiento de 412 pulgadas hasta la TD y se cement en su lugar.

Perforacin con tubera de revestimiento

Adquisicin de registros en agujero descubierto

Rectificado hasta el fondo

Zapata de tubera de revestimiento de 7 pulgadas

Tubera de revestimiento de 412 pulgadas

Estabilizador Herramientas de adquisicin de registros con cable

Mecanismo de desenganche de la barrena

> Procedimiento para la adquisicin de registros despus de perforar con tubera de revestimiento. Una tcnica utilizada para correr registros con cable en agujero descubierto para la evaluacin de formaciones, que result efectiva en el programa de desarrollo del Campo Lobo, consisti en perforar hasta la TD con tubera de revestimiento de 412 pulgadas para luego desenganchar la barrena (izquierda). El paso siguiente implic recticar hasta la zapata de la tubera de revestimiento de 7 pulgadas, de manera de poder obtener registros en agujero descubierto a travs de la tubera de revestimiento de 412 pulgadas, como si se tratara de una perforacin convencional (centro). Luego baj la tubera de revestimiento de 412 pulgadas hasta la TD (derecha).

Para los pozos que no requeran registros a agujero descubierto, se coloc una vlvula otante operada con lnea de acero con el n de cementar la tubera de revestimiento en su lugar a travs de la barrena. Existen en el mercado vlvulas otantes de bombeo no perforables para ciertos tamaos de tuberas, incluyendo las tuberas de revestimiento de 7 pulgadas, y Tesco ha desarrollado adems equipos otantes de bombeo perforables. Estas mejoras en trminos de cementacin permiten que la tubera de revestimiento y las conexiones de supercie del cabezal de produccin del pozo se realicen sin tener que esperar que frage el cemento, lo que minimiza an ms el tiempo de equipo de perforacin no productivo. El xito inicial de esta tcnica reforz la idea de que las operaciones de perforacin con tubera de revestimiento pueden ejecutarse sin que se produzcan fallas prematuras de las conexiones de los tubulares. Durante las Fases 1 y 2, se utiliz tubera de revestimiento con roscas trapezoidales para perforar las secciones de pozo iniciales e intermedias. Un anillo de torsin, instalado en cada una de las conexiones de la tubera de revestimiento, proporcion un tope de esfuerzo de torsin y permiti aumentar la capacidad de torsin del acoplamiento. Los fabricantes tambin estn desarrollando nuevas conexiones de tuberas de revestimiento que pueden tolerar mayores esfuerzos de torsin. Se utiliz un acoplamiento especial, diseado por Grant Prideco, para operaciones de perforacin con tubera de revestimiento de 412 pulgadas. ConocoPhillips ahora utiliza este acoplamiento con tubera de revestimiento de 7 pulgadas para perforar secciones de pozo intermedias. Se siguen perforando secciones de supercie, utilizando tubera de revestimiento de 958 pulgadas con roscas trapezoidales y un anillo de torsin. La tcnica de entubacin durante la perforacin ha minimizado con xito el tiempo insumido en la resolucin de problemas de prdida de circulacin y atascamiento de tuberas. El BHA recuperable demostr ser extremadamente conable durante los procedimientos de bajada y re-posicionamiento a profundidades de hasta 2,743 m [9,000 pies]. Las preocupaciones existentes en lo que respecta al control de la inclinacin del pozo se redujeron gracias al diseo adecuado del BHA.11. Fontenot K, Highnote J, Warren T y Houtchens B: Casing Drilling Activity Expands in South Texas, artculo de las SPE/IADC 79862, presentado en la Conferencia de Perforacin de las SPE/IADC, msterdam, 19 al 21 de febrero de 2003.

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Tanque de agua Bombas de lodo Unidades de energa hidrulica Cabina del perforador Tanques de lodo y control de slidos Rampa de manipulacin de tuberas automatizada

Generadores elctricos Almacenamiento de combustibles y lubricacin

> Un equipo de perforacin ms compacto. Los equipos de perforacin Casing Drilling de Tesco fueron diseados sobre patines para campos petroleros estndar, de modo que el equipo de perforacin entero puede ser trasladado en 12 cargas en lugar de las 23 cargas requeridas para los equipos de perforacin convencionales. Los equipos de perforacin convencionales ms modernos utilizados en el rea de desarrollo del Campo Lobo requieren aproximadamente 33 camionadas para efectuar un traslado, con un tiempo de traslado que promedia los 2.2 das. Los nuevos equipos de perforacin pueden ser transportados con camiones con malacate para campos petroleros estndar sin utilizar gras. El transporte de un equipo de perforacin requiere 12 horas desde que abandona la localizacin hasta el comienzo de la perforacin del siguiente pozo.

0 1,000 2,000

Pozo 16 perforado con tubera de revestimiento Pozo vecino perforado con sarta de perforacin

Profundidad medida, pies

3,000 4,000 5,000 6,000 7,000 8,000 9,000 10,000 0 100 200 300

Prdida de circulacin

Tiempo, horas

> Tiempo de perforacin en funcin de la profundidad, para operaciones de perforacin convencionales y operaciones de entubacin durante la perforacin. La ROP para el pozo convencional (azul) fue levemente superior a la correspondiente a la tcnica de entubacin durante la perforacin (rojo), pero las operaciones estuvieron colmadas de problemas de prdida de circulacin entre aproximadamente 6,500 pies y la profundidad de la tubera de revestimiento intermedia; es decir, aproximadamente 9,500 pies.

Dos pozos cercanos entre s del programa del Campo Lobo ilustraron los benecios de las operaciones de perforacin con tubera de revestimiento. Estos pozos no requirieron registros y fueron perforados con diferencia de siete meses. El primer pozo se perfor con un equipo de perforacin convencional que haba operado en el rea durante ms de cuatro aos. El segundo pozo era el nmero quince y hasta ese momento se trataba del pozo perforado con mayor rapidez utilizando tubera de revestimiento y un equipo de perforacin Casing Drilling de Tesco. Excluyendo el tiempo de reparacin del equipo de perforacin requerido en ambos pozos, el pozo convencional insumi 300 horas desde el comienzo hasta el momento en que se desenganch el equipo de perforacin; el pozo perforado con tubera de revestimiento insumi 247.5 horas; es decir, se registr una reduccin del 17.5% en el tiempo de perforacin (izquierda, abajo). La ROP correspondiente a las operaciones de perforacin convencionales fue levemente mayor que la de la tcnica de entubacin durante la perforacin. No obstante, el pozo perforado con tubera de revestimiento, slo experiment prdidas de circulacin leves y la perforacin pudo continuar una vez detenidas las prdidas de uido. El tiempo inactivo total, resultante de los problemas de prdida de circulacin, fue de menos de una hora. Por el contrario, el pozo convencional estuvo colmado de problemas de prdida de uido entre aproximadamente 1,981 m [6,500 pies] y la profundidad de la tubera de revestimiento intermedia, a unos 9,500 pies, y requiri unas 53 horas adicionales para resolver cuatro episodios de prdida de circulacin. Las operaciones de perforacin con tubera de revestimiento incluyeron slo 66 horas de tiempo de equipo de perforacin no productivo hasta alcanzar las profundidades de la tubera de revestimiento intermedia y la de produccin, frente a las 113.5 horas de tiempo no productivo del pozo convencional. Ninguno de los pozos enfrent problemas signicativos durante las operaciones de perforacin, de modo que esta diferencia reej la eciencia relativa de estos dos mtodos hasta las profundidades de las tuberas de revestimiento. No obstante, en el pozo perforado con tubera de revestimiento, se perdieron 17 horas esperando que fraguara el cemento. A medida que se fue disponiendo de mejores dispositivos otantes para todos los tamaos de tuberas de revestimiento, este tiempo inactivo de cementacin tambin se redujo. Las ROPs tambin mejoraron con la experiencia, lo que redujo el tiempo de perforacin en otras 30 horas. Ya se han implementado pruebas para investigar la menor ROP registrada con

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la tubera de revestimiento, lo que debera ayudar a los perforadores a aumentar las ROPs de las tuberas de revestimiento para que igualen o superen a las de la columna de perforacin convencional. La implementacin de una solucin efectiva para estos dos problemas permitira reducir el tiempo de perforacin total en un pozo de 9,500 pies a aproximadamente 200 horas, generando una reduccin del 33% con respecto a las 300 horas previas. En la Fase 3 de este programa, ConocoPhillips moviliz tres equipos de perforacin Casing Drilling de Tesco nuevos, construidos especcamente para perforar en el rea Lobo (pgina anterior, arriba). Estas unidades compactas incluyen un sistema de impulsin superior que maneja las cargas ms grandes de la torre de perforacin y un sistema automatizado de manipulacin de las tuberas en la rampa, que transere la tubera de revestimiento al piso del equipo de perforacin. Adems, ofrecen mayor eciencia de combustible y requieren menos supercie en la localizacin del pozo. Los equipos de perforacin Casing Drilling pequeos y mviles poseen una profundidad nominal de 4,572 m [15,000 pies] y fueron diseados para ejecutar operaciones de perforacin ptimas con tubera de revestimiento, pero tambin pueden utilizar sartas de perforacin convencionales. Durante los ltimos cinco aos, ConocoPhillips ha perforado ms de 350 intervalos y aproximadamente 320,040 m [1,050,000 pies] en 110 pozos, utilizando sistemas de perforacin recuperables para la entubacin. Colectivamente, la experiencia en estos pozos conrm que la tcnica de entubacin durante la perforacin podra eliminar o reducir la prdida de circulacin y otros problemas asociados con zonas agotadas. Inicialmente, los perforadores prevean que la prdida de circulacin sera un problema cuando se utilizara tubera de revestimiento para perforar debido al aumento de la densidad de circulacin equivalente (ECD, por sus siglas en ingls). La mayor ECD se produce como resultado de la reduccin de la separacin anular existente entre la tubera de revestimiento grande y la pared del pozo, lo que aumenta las prdidas de presin por friccin. El mecanismo exacto que mitiga los problemas de prdida de circulacin en las operaciones de entubacin durante la perforacin an no se conoce claramente pero, combinado con una mayor ECD, permite el empleo de lodo de menor densidad, lo que puede facilitar las operaciones de perforacin con aire y perforacin en condiciones de bajo balance.12. Fontenot et al, referencia 11.

Pozos direccionales comerciales perforados con tubera de revestimiento Pozo Tamao Tasa de Profundidad Distancia Inclinacin de la incremento inicial, pies perforada, mxima, tubera de pies grados angular, revestimiento, grados/100 pies pulgadas 9 5/8 9 5/8 7 9 5/8 9 5/8 9 5/8 7 9 5/8 7 7 9 5/8 7 339 370 6,000 393 393 492 2,115 633 4,434 1,278 8,987 5,007 2,993 3,468 705 2,247 3,172 1,968 4,418 2,739 3,427 4,672 1,118 2,843 4 4 8 40 17 16 16 17 15 29 80 25 2 2.5 2.5 1.5 de incremento 1.5 de giro 3 2 2 1.5 3 1.5 1.5 Tipo de aplicacin Tipo de BHA

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

Evitar colisin Evitar colisin

PDM PDM

Incrementar y mantener ngulo PDM Incrementar y mantener ngulo PDM Incrementar y mantener ngulo PDM Incrementar y mantener ngulo PDM Perforar seccin tangencial Vertical e incrementar ngulo Perfil en S Perfil en S Incrementar ngulo y girar Perfil en S PDM PDM PDM RSS PDM RSS y PDM

> Pozos direccionales comerciales perforados con tubera de revestimiento. En su primera aplicacin comercial, se utiliz perforacin direccional con tubera de revestimiento para perforar los tramos iniciales hasta 1,016 m [3,332 pies] y 1,170 m [3,838 pies] de profundidad con tubera de revestimiento de 958 pulgadas para dos pozos marinos; los Pozos 1 y 2, respectivamente. La operacin de perforacin comercial con tubera de revestimiento ms extensiva se llev a cabo en Mxico, donde se utiliz tubera de revestimiento de 958 pulgadas para iniciar la desviacin e incrementar la inclinacin para las secciones de pozo intermedias en tres pozoslos Pozos 4, 5 y 6perforados desde una plataforma de supercie central situada en tierra rme.

Durante las tres fases del proyecto de desarrollo del Campo Lobo y en otras aplicaciones de la tcnica de entubacin durante la perforacin, no se produjo ningn episodio de prdida de circulacin signicativo o grave. Incluso en zonas cercanas a pozos perforados en forma convencional que previamente requeran tapones de cemento mltiples con nes de remediacin y tuberas de revestimiento cortas adicionales y no programadas para alcanzar la TD, se registraron menos problemas de prdida de circulacin y menos incidentes de atascamiento de las tuberas.12 Esta operacin de ConocoPhillips estableci la conabilidad de un BHA de perforacin recuperable e impuls potenciales aplicaciones futuras para la tcnica de entubacin durante la perforacin. Varios operadores estn procurando encontrar aplicaciones para esta tcnica en reas en donde los costos de perforacin convencionales son elevados. En estas aplicaciones, las mejoras logradas en trminos de eficiencia operacional produciran un impacto econmico an ms intenso. El mayor nfasis puesto en el redesarrollo de activos marinos maduros en los que los pozos de alto ngulo deben atravesar zonas agotadas,

ofrece una excelente oportunidad para perforar pozos direccionales con tubera de revestimiento y lograr ahorros signicativos. Sin embargo, slo se perforaron direccionalmente unos 10,363 m [34,000 pies] en 12 intervalos de pozos, utilizando un motor PDM direccional o un sistema rotativo direccional en un BHA recuperable. Estas operaciones con tubera de revestimiento de 7 pulgadas y 958 pulgadas demostraron la viabilidad de la perforacin direccional con tubera de revestimiento, pero adems resaltaron las limitaciones de los motores direccionales (arriba). Motores de fondo direccionales Las operaciones de perforacin con tubera de revestimiento y motores direccionales en pozos de prueba y en operaciones de campos petroleros identicaron tres limitaciones: geometra de los arreglos de fondo de pozo, desempeo de los motores y prcticas operacionales. En un BHA recuperable para entubacin, el motor y la cubierta acodada se encuentran ubicados por encima del ensanchador y la barrena piloto para producir la rotacin de ambos. Esta conguracin permite la perforacin por deslizamiento sin hacer rotar la sarta entera para efectuar las correcciones direccionales.

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Arreglo de motor direccional para columna de perforacin Lastrabarrenas no magntico Sistema MWD Estabilizador Motor PDM direccional

Barrena de PDC

Arreglo de motor direccional para tubera de revestimiento Lastrabarrenas no magntico Sistema MWD Motor PDM direccional

Ensanchador

Barrena de PDC

> Geometra de la perforacin direccional y puntos de control. En un BHA direccional convencional para columna de perforacin, tres puntos caractersticosla barrena, un patn del estabilizador en la cubierta del motor y un estabilizador situado por encima del motordenen la geometra para el incremento angular (extremo superior). Los dos puntos superiores son no cortantes, de modo que la geometra y la rigidez del BHA obligan a la barrena a realizar cortes a lo largo de un trayecto circular. En la perforacin direccional con tubera de revestimiento, tambin tres puntos determinan la tasa de incremento para un motor direccional pero no estn tan denidos como los anteriores y resultan ms difciles de modicar (extremo inferior). El punto inferior sigue siendo la barrena, pero el segundo punto no se encuentra ubicado en la cubierta del motor. Se debe utilizar un motor ms pequeo que el pozo para pasar a travs de la tubera de revestimiento en un arreglo recuperable. En consecuencia, la cubierta del motor a menudo no se pone en contacto con la pared del pozo. En cambio, un estabilizador rotativo no cortante situado por debajo de los patines de las aletas del ensanchador funciona como segundo punto de control. El control direccional puede verse afectado porque la barrena se encuentra ms alejada del punto de control superior.

En consecuencia, la geometra del BHA para el control direccional con motores direccionales y tubera de revestimiento diere de un BHA convencional para columna de perforacin (arriba).13 Adems, los sistemas de perforacin para perforar pozos direccionales con tubera de revestimiento deben pasar a travs de la tubera de revestimiento, de manera que el BHA y el motor PDM son de menor dimetro que el pozo. Esto limita el ngulo de curvatura del motor. El patn de contacto de la cubierta del motor a menudo no toca la pared del pozo. En cambio, se incorpora un estabilizador de pozo piloto por debajo de las aletas del ensanchador para proveer control direccional y garantizar una trayectoria de pozo suave. Los motores y componentes de menor tamao tambin aumentan la exibilidad del BHA, de modo que resulta ms difcil mantener el control direccional. El arreglo entero se inclina formando un ngulo ms grande en el pozo y tiene tendencia a aumentar el ngulo de inclinacin, lo que diculta an ms la reduccin del ngulo del pozo. El agregado de un estabilizador expansible o de un ensanchador con patines de estabilizador no cortantes por encima del motor reduce las tasas de incremento de la rotacin y provee la capacidad de reducir el ngulo de inclinacin por deslizamiento, pero esto aumenta la complejidad del BHA.

Otra inecacia surge cuando el esfuerzo de torsin del motor PDM alcanza niveles ms altos y la presin de circulacin aumenta, estirando la sarta de perforacin. Dado que la barrena est sobre el fondo y la tubera de revestimiento no puede desplazarse hacia abajo, aumenta tanto el peso sobre la barrena (WOB, por sus siglas en ingls) como el esfuerzo de torsin del motor rotacional requerido, lo que exacerba an ms el incremento de la presin de circulacin.14 Este efecto es cclico y hace que los motores reduzcan la velocidad y se detengan o se atasquen. El problema se agrava con la tubera de revestimiento, que tiende a alargarse ms bajo presin interna que la columna de perforacin convencional. Para un incremento de presin interna dado, el WOB adicional para una tubera de revestimiento de 7 pulgadas es aproximadamente seis veces mayor que para una sarta de perforacin de 312 pulgadas con el mismo tamao de motor. En los pozos ms profundos y bajo condiciones de alta friccin del pozo, el incremento del peso sobre la barrena puede resultar difcil de detectar en la supercie. Como resultado, es posible que un motor PDM se atasque antes de que los perforadores puedan adoptar medidas correctivas. La consecuencia es que los motores ms pequeos y de menor potencia que se requieren para las

operaciones de entubacin durante la perforacin quizs deban funcionar con valores de esfuerzo de torsin y presin subptimos para compensar los cambios abruptos producidos en el peso sobre la barrena. El problema principal con los motores de menor tamao es una relativa falta de potencia, en comparacin con las versiones ms grandes. La seleccin del motor ms adecuado para ejecutar operaciones de perforacin direccional es crucial, particularmente para tuberas de revestimiento de 7 pulgadas y de menor tamao. Los motores de baja velocidad que proveen mayor par-motor til (torque) en respuesta al incremento de la presin son ms fciles de operar. Una barrena con estructuras de corte menos agresivas que no realizan incisiones tan profundas dentro de la formacin tambin mejora el desempeo del motor. No obstante, todos estos factores reducen la eciencia de la perforacin y las ROPs. Para tuberas de revestimiento de ms de 958 pulgadas, las necesidades de potencia del motor son menos cruciales porque pueden utilizarse motores ms grandes que el pozo. En ciertos casos, puede resultar ventajoso utilizar motores diseados especficamente para perforacin direccional con tubera de revestimiento, que proveen alto par-motor a una presin de bombeo relativamente baja.

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La recuperacin luego de un atascamiento del motor y la reorientacin del BHA requieren menos tiempo con la tubera de revestimiento porque sta es ms rgida que la columna de perforacin. La tubera de revestimiento no se tuerce demasiado entre la supercie y un motor PDM, de manera que no existe necesidad de darle movimiento alternativo para relajar este esfuerzo de torsin acumulado. Se pone peso sobre la barrena y se aplica el freno sin bajar la tubera de revestimiento. Luego se levanta levemente el BHA y se lo hace rotar en la orientacin deseada. Si un motor se atasca, se reduce la velocidad de bombeo y se levanta la sarta para volver a ponerlo en marcha, normalmente sin tener que reajustar su ngulo de curvatura. Si la friccin del pozo hace que la tubera de revestimiento se cuelgue, el balanceo o la rotacin manual o automtica de la sarta hacia adelante y hacia atrs sin cambiar la orientacin del BHA, ayuda a controlar los cambios abruptos en el WOB en el modo de deslizamiento. Esto permite que el motor funcione en forma ms consistente y mejora el desempeo de la perforacin sin afectar el control direccional.15 Las limitaciones del motor PDM y los benecios potenciales del empleo de la tecnologa rotativa direccional se pusieron de maniesto en las operaciones de perforacin con tubera de revestimiento llevadas a cabo en el sur de Texas. ConocoPhillips perfor dos pozos en el rea Lobo, utilizando un BHA recuperable con un motor PDM para el control de la inclinacin vertical. Otros dos pozos del rea Lobo fueron perforados en forma direccional con tubera de revestimiento, utilizando motores direccionales en un BHA recuperable. El Pozo 83 del rea Lobo incluy un intervalo que fue perforado direccionalmente con tubera de revestimiento de 7 pulgadas debido a la presencia de una obstruccin en la supercie. La trayectoria en forma de S planicada requiri que se incrementara la inclinacin hasta aproximadamente 15 y que luego se redujera el ngulo hasta alcanzar una posicin casi vertical despus de lograr suciente desplazamiento lateral como para llegar al objetivo del subsuelo (derecha).16 Este pozo fue perforado en sentido vertical hasta el punto de comienzo de la desviacin, situado a 1,351 m [4,434 pies], donde el arreglo de perforacin recto fue recuperado con cable, siendo reemplazado por un BHA direccional que inclua un motor PDM de 434 pulgadas. Las operaciones de perforacin requirieron procedimientos de perforacin por deslizamiento intermitentes desde el punto de comienzo de la desviacin hasta los 1,465 m [4,808 pies] para incrementar el ngulo y establecer la direccin deseada.

Grfica vertical 0 400 1,000 Desviacin norte-sur, pies 300

Grfica horizontal

2,000 Profundidad vertical verdadera (TVD), pies

200

3,000

100

4,000 0 -300 5,000 -200 -100 0

Desviacin este-oeste, pies

6,000

7,000

8,000 0 1,000 2,000 Desplazamiento horizontal, pies

> Grcas de la trayectoria vertical y horizontal del Pozo 83 del rea Lobo. Para sortear una obstruccin en la supercie, el Pozo 83 situado en el rea Lobo fue perforado con una trayectoria en forma de S. Este pozo se perfor en sentido vertical hasta el punto de comienzo de la desviacin a 4,434 pies, antes de incrementar la inclinacin hasta aproximadamente 15 para luego reducir el ngulo hasta alcanzar una inclinacin casi vertical despus de lograr aproximadamente 500 pies de desplazamiento lateral.

13. Warren T y Lesso B: Casing Directional Drilling, artculo de las AADE-05-NTCE-48, presentado en la Conferencia y Exhibicin Tcnica Nacional de la Asociacin Americana de Ingenieros de Perforacin (AADE), Houston, 5 al 7 de abril de 2005. Warren T y Lesso B: Casing Drilling Directional Wells, artculo de la OTC 17453, presentado en la Conferencia de Tecnologa 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 for Directional Drilling, artculo de las SPE/IADC 92558, presentado en la Conferencia y Exhibicin de Perforacin de las SPE/IADC, msterdam, 23 al 25 de febrero de 2005.

Plcido JCR, Medeiros F, Lucena H, Medeiros JCM, Costa VASR, Silva PRC, Gravina CC, Alves R y Warren T: Casing DrillingExperience in Brazil, artculo de la OTC 17141, presentado en la Conferencia de Tecnologa Marina, Houston, 2 al 5 de mayo de 2005. 16. Strickler R, Mushovic T, Warren T y Lesso B: Casing Directional Drilling Using a Rotary Steerable System, artculo de las SPE/IADC 92195, presentado en la Conferencia y Exhibicin de Perforacin de las SPE/IADC, msterdam, 23 al 25 de febrero de 2005.

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Tubera de revestimiento de 7 pulgadas hasta la superficie Drill Lock Assembly (DLA)

Dispositivo de vigilancia de las vibraciones

Sistema MWD Estabilizadores en tndem en el interior de la tubera de revestimiento Zapata de la tubera de revestimiento Unin espaciadora del lastrabarrenas, o adaptador flotante

Lastrabarrenas no magntico

Motor direccional de 434 o 512 pulgadas con cubierta acodada de 1.5

Ensanchador de 614 pulgadas a 878 pulgadas Barrena piloto de PDC de 614 pulgadas

> Arreglo de fondo de pozo recuperable del Pozo 83 situado en el rea Lobo, para un motor de fondo direccional. El BHA para perforar un intervalo direccional con tubera de revestimiento de 7 pulgadas en el Pozo 83 del rea Lobo incluy el emplazamiento de estabilizadores en tndem en el interior de la tubera de revestimiento para reducir las vibraciones y el desgaste en el DLA; un lastrabarrenas no magntico; un monitor de vibraciones; un sistema MWD; una unin espaciadora, o adaptador otante; y un motor de 434 pulgadas con una cubierta acodada de 1.5. El arreglo terminaba con un ensanchador que se abre hasta 878 pulgadas y una barrena piloto de un compuesto policristalino de diamante (PDC, por sus siglas en ingls) de 614 pulgadas.

2,400

Atascamiento del motor

Presin de bombeo, lpc

2,200 2,000 1,800 1,600 1,400 1,200 0 1 2

Presin de descarga del motor3 4 5 6

Tiempo, horas

> Desempeo del motor de fondo en el Pozo 83, situado en el rea Lobo. La perforacin en modo de deslizamiento, sin rotacin completa de la sarta, produjo frecuentes atascamientos del motor durante la perforacin direccional del Pozo 83, utilizando tubera de revestimiento con un motor direccional.

El motor direccional de 434 pulgadas funcion solamente a lo largo de 47 m [154 pies] para ser reemplazado por un motor de 512 pulgadas que generaba mayor esfuerzo de torsin a presiones y velocidades ms bajas (izquierda, arriba). Cuando el ngulo del pozo alcanz aproximadamente 10, el pozo fue perforado en modo de rotacin, lo que increment el ngulo de inclinacin hasta 15. La inclinacin del pozo pudo ser incrementada fcilmente pero para la reduccin angular fue necesario operar continuamente en modo de deslizamiento. La perforacin por deslizamiento fue reiniciada a una profundidad de 1,717 m [5,634 pies] para llevar nuevamente la trayectoria ms cerca de la vertical. Incluso luego de adoptar el motor PDM ms grande, se produjo un nmero signicativo de atascamientos que requirieron que el motor se hiciera funcionar a velocidades y cargas de torsin ms reducidas durante el deslizamiento (izquierda, abajo). La recuperacin luego de los atascamientos del motor durante la perforacin con tubera de revestimiento fue ms rpida que con la columna de perforacin. La tubera de revestimiento era sucientemente rgida, de modo que no fue necesaria su reorientacin. La barrena simplemente se levant para volver a poner en marcha el motor y luego se baj nuevamente hasta el fondo para seguir perforando. La perforacin en modo de deslizamiento sin la rotacin completa de la sarta redujo signicativamente la ROP, lo que conrm las limitaciones del motor PDM reportadas en otros pozos.17 Una vez que la inclinacin del pozo volvi a alcanzar 10, se extrajo el arreglo de motor direccional siendo reemplazado por un BHA rotativo. Este BHA pendular fue congurado con el ensanchador ubicado inmediatamente fuera de la tubera de revestimiento y la porcin correspondiente al control direccional en el pozo piloto. Perforar con este arreglo permiti reducir el ngulo del pozo de 10 a menos de 2 de inclinacin, valor que se mantuvo hasta que se extrajo el arreglo a una profundidad de 2,396 m [7,861 pies] (prxima pgina). La ROP fue sustancialmente superior durante la perforacin rotativa, an cuando se limitara el peso sobre la barrena para garantizar que la inclinacin del pozo se redujera segn las necesidades. Un dispositivo de vigilancia de las vibraciones de fondo de pozo registr una gran vibracin lateral durante la perforacin con este arreglo; sin embargo, se produjeron relativamente pocos atascamientos del motor durante la perforacin en modo rotativo y la ROP mejor signicativamente.

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El desempeo direccional de este arreglo rotativo confirm que la inclinacin del pozo poda controlarse en un pequeo agujero piloto incluso con el ensanchador ubicado a una distancia considerable por encima de la porcin activa del BHA. Esta prueba provey conabilidad en cuanto a la utilizacin de la tecnologa RSS para perforar pozos con tubera de revestimiento. No obstante, actualmente no existe ninguna herramienta RSS que pueda operar por encima de un ensanchador. Las operaciones direccionales con tubera de revestimiento y un motor PDM direccional, especialmente en los pozos de menor dimetro, no resultan eficaces. Es ms fcil incrementar la inclinacin que reducir el ngulo con un motor y un BHA ms pequeos. Incluso con la columna de perforacin, la orientacin de un motor PDM para realizar una correccin direccional puede insumir varias horas a profundidades de 7,620 m [25,000 pies] o mayores. Adems de los numerosos atascamientos, la ROP generalmente se reduce cuando se utilizan motores. El empleo de un motor PDM direccional demostr que es posible perforar pozos direccionales con tubera de revestimiento, pero la eciencia de la perforacin durante estas pruebas no result competitiva con la tecnologa rotativa direccional ms nueva, que ahora se utiliza aproximadamente en un 60% de los pozos direccionales perforados en reas marinas. Sistemas rotativos direccionales El xito obtenido en la reduccin de los problemas de prdida de circulacin durante el desarrollo del programa de perforacin del Campo Lobo despert el inters en aplicar la tcnica de entubacin durante la perforacin en reas marinas, donde los pozos direccionales constituyen una necesidad. No obstante, las limitaciones de la perforacin direccional con tubera de revestimiento y motores direccionales planteaban un problema. La tecnologa rotativa direccional, desarrollada para perforar pozos horizontales y de alcance extendido, direccionales y de alto ngulo, pareca una alternativa viable. En muchos casos, la perforacin rotativa con sistemas rotativos direccionales resulta ms ecaz que la utilizacin de un motor de fondo, incluso en aplicaciones relacionadas con pozos verticales. La perforacin direccional con tecnologa RSS elimina la orientacin sin rotacin, o la perforacin en el modo de deslizamiento,17. Warren T, Tessari R y Houtchens B: Directional Casing while Drilling, artculo de la WOCD-0430-01, presentado en la Conferencia Tcnica Mundial de Perforacin de Petrleo con Tubera de Revestimiento, Houston, 30 al 31 de marzo de 2004.

Tubera de revestimiento de 7 pulgadas a la superficie Drill Lock Assembly (DLA) Profundidad medida (MD), pies

6,000 6,200 6,400 6,600 6,800 7,000 7,200 7,400 7,600

1.7

s pie 100 /

Estabilizadores en tndem en el interior de la tubera de revestimiento

Ensanchador de 614 pulgadas a 878 pulgadas Estabilizador

0

2

4

6

8

10

12

Inclinacin del pozo, grados

Lastrabarrenas no magntico

Estabilizador Control direccional activo

Sistema MWD

Barrena piloto de PDC de 614 pulgadas

> Desempeo de un arreglo pendular y de la perforacin rotativa en el Pozo 83, situado en el rea Lobo. Despus de reducir el ngulo de inclinacin del Pozo 83 de 15 a 10 nuevamente, el arreglo del motor direccional fue reemplazado por un arreglo pendular (izquierda). Este segundo BHA con dos estabilizadores entre la barrena piloto y el ensanchador, que fue posicionado inmediatamente debajo de la tubera de revestimiento, complet la reduccin del ngulo del pozo hasta alcanzar una inclinacin casi vertical nuevamente. Con la porcin del BHA activa, o correspondiente al control direccional en el agujero piloto, el perforador pudo reducir el ngulo de inclinacin de 10 a menos de 2 (derecha). Este desempeo direccional conrm que la inclinacin del pozo pudo ser controlada en el agujero piloto mientras que el ensanchador agrand el agujero principal a un distancia considerable por encima de la parte activa del BHA. Adems, la ROP aument signicativamente durante la perforacin en el modo rotativo con este arreglo.

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posibilitando la perforacin a lo largo de distancias rcord, como es el caso de los pozos de alcance extendido del Campo Wytch Farm, en el Reino Unido, que resultan difciles de perforar con motores de fondo.18 Al aumentar la durabilidad y conabilidad de los sistemas RSS, su despliegue tuvo lugar en condiciones cada vez ms exigentes imperantes en reas marinas. En un comienzo, las herramientas RSS se aplicaban fundamentalmente en pozos de aguas profundas. Sin embargo, al mejorar su eciencia y divulgarse ms su desempeo, los costos

se redujeron y las compaas dejaron los motores direccionales para adoptar la tecnologa RSS en operaciones direccionales, especialmente en el Mar del Norte y el Golfo de Mxico. Un sistema rotativo direccional es ideal para el control direccional en el BHA recuperable utilizado para las operaciones de perforacin con tubera de revestimiento. Este sistema minimiza o elimina muchos de los problemas asociados con la perforacin en el modo de deslizamiento, las limitaciones de desempeo del motor PDM y las dificultades relacionadas con el control

Unidad de control

Vista en planta de los accionadores Accionadores

Unidad sesgada

Accionador Correccin direccional Fuerza aplicada

Barrena de PDC Tendencia de la perforacin

> Tecnologa rotativa direccional. Un sistema rotativo direccional (RSS, por sus siglas en ingls) aplica fuerza contra la pared del pozo durante la rotacin completa de la sarta de perforacin entera para lograr una trayectoria de pozo deseada. El sistema PowerDrive Xtra, por ejemplo, comprende una unidad de control que aloja los componentes electrnicos y los sensores (derecha). En base a los comandos de la unidad de control, la unidad sesgada acciona en forma sucesiva tres patines externos, que aplican fuerza contra la pared del pozo en el punto correcto, durante cada rotacin, para dirigir la barrena en la direccin requerida (extremo inferior izquierdo). En el modo vertical, esta herramienta RSS capta la desviacin con respecto a la vertical y automticamente empuja la barrena nuevamente en direccin hacia la vertical. Se dispone de numerosos sistemas PowerDrive para perforar agujeros de 412 a 1814 pulgadas.

direccional, proporcionando un pozo suave que reduce el esfuerzo de torsin. Se dispone de herramientas RSS compactas y libres de dicultades mecnicas para su utilizacin en las operaciones de entubacin durante la perforacin (izquierda).19 Los sistemas PowerDrive incorporan una unidad sesgada y una unidad de control en una cubierta de 3.8 m [12.5 pies]. La unidad sesgada, ubicada directamente por encima de la barrena, aplica una fuerza en una direccin controlada mientras se hace rotar toda la columna de perforacin desde la supercie. La unidad de control, que se encuentra detrs de la unidad sesgada, contiene dispositivos electrnicos autoalimentados, sensores y un mecanismo que aplica una fuerza lateral en la direccin especicada, necesaria para alcanzar la trayectoria deseada. La unidad sesgada posee tres patines articulados externos activados por el ujo de lodo controlado. Una vlvula de tres vas de disco rotativo desva el lodo en forma sucesiva hacia el interior de la cmara del pistn de cada patn a medida que rota para alinearse correctamente y aplicar fuerza en la direccin opuesta a la trayectoria deseada. La barrena se empuja constantemente en una direccin. Si no se necesita modicar la direccin, el sistema se opera en un modo neutral, donde cada patn se extiende de a uno por vez, de manera que los patines empujen en todas las direcciones y sus movimientos se cancelen entre s. Durante el ao 2004, los grupos Upstream Technology y Lower 48 Exploration and Production de ConocoPhillips comenzaron a evaluar la factibilidad de utilizar las herramientas RSS en el agujero piloto, por debajo del ensanchador, para efectuar operaciones de perforacin con tubera de revestimiento.20 Este proyecto representaba la primera utilizacin de la tecnologa RSS para operaciones de perforacin direccional con tubera de revestimiento. No obstante, el desafo radicaba en la poca superposicin existente en trminos de logstica y metodologas para fusionar las operaciones de entubacin durante la perforacin con la tecnologa RSS. ConocoPhillips, Tesco y Schlumberger realizaron una prueba RSS en dos pozos situados en el rea Lobo del sur de Texas, utilizando tecnologa PowerDrive. La primera prueba RSS con tubera de revestimiento se llev a cabo en un pozo vertical. El segundo pozo fue perforado direccionalmente con tubera de revestimiento y un sistema RSS.

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Oileld Review

Prueba de perforacin vertical con sistema rotativo direccional En junio de 2004, ConocoPhillips, Schlumberger y Tesco realizaron la prueba de perforacin vertical con un sistema RSS utilizando tubera de revestimiento en el Pozo 89, ubicado a aproximadamente 48 km [30 millas] al noreste de Laredo, en Texas. La seccin vertical correspondiente al tramo de superficie se perfor hasta 179 m [588 pies] de profundidad, utilizando tubera de revestimiento de 958 pulgadas y un BHA recuperable con una barrena piloto de 812 pulgadas y un ensanchador de 1214 pulgadas. A travs de un anlisis de los diseos de tuberas de revestimiento de 7 pulgadas para la perforacin de pozos verticales, se observ que el uso de tubera de revestimiento integral de unin lisa, pesada, de 758 pulgadas sin centralizadores como las ocho uniones inferiores reduca las vibraciones asociadas con la perforacin y las fallas por fatiga. Adems, los ingenieros detectaron que las conexiones con extremos inferiores biselados tambin reducan la vibracin y el desgaste de la tubera de revestimiento. Despus de cementar en su lugar la tubera de revestimiento de superficie, se agregaron al BHA estndar para tubera de revestimiento de 7 pulgadas un sistema PowerDrive Xtra 475 de 434 pulgadas, programado para mantener un pozo vertical, y un lastrabarrenas (portamechas) de 434 pulgadas (derecha). Se utiliz este BHA recuperable para perforar hasta 1,469 m [4,821 pies] de profundidad en 105 horas. Los levantamientos de una medicin, realizados cada 500 pies, indicaron una inclinacin del pozo casi vertical.18. Meader T, Allen F y Riley G: To the Limit and Beyond The Secret of World-Class Extended-Reach Drilling Performance at Wytch Farm, artculo de las IADC/SPE 59204, presentado en la Conferencia y Exhibicin de Perforacin de las IADC/SPE, Nueva Orlens, 23 al 25 de febrero de 2000. 19. Kuyken C: Tecnologa rotativa direccional: Drilling the Limit, Oileld 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: Mayor potencia para continuar la perforacin, Oileld Review 16, no. 4 (Primavera de 2005): 49. Brusco G, Lewis P y Williams M: Perforacin de pozos verticales, Oileld Review 16, no. 3 (Invierno de 2004/2005): 1417. Williams M: Un nuevo giro en la perforacin rotativa direccional, Oileld Review 16, no. 1 (Verano de 2004): 49. Downton G, Hendricks A, Klausen TS y Patis D: Nuevos rumbos en la perforacin rotativa direccional, Oileld Review 12, no. 1 (Verano de 2000): 2031. 20. Strickler et al, referencia 16.

La perforacin se desarroll sin problemas pero los ingenieros atribuyeron las vibraciones mayores a las esperadas a la larga extensin del BHA. Esta carrera termin con el reemplazo planificado del ensanchador. Las operaciones de

perforacin continuaron hasta la profundidad de la tubera de revestimiento de 7 pulgadas, es decir, hasta 2,323 m [7,620 pies]. ConocoPhillips recuper el BHA, cuya inspeccin indic que se encontraba en buen estado, y extrajo los datos

Longitud total Longitud de la extensin Peso en el fluido de perforacin

94 pies [29 m] 67 pies [20 m] 5,200 lbm [2,359 kg]

Tubera de revestimiento de 7 pulgadas a la superficie Drill Lock Assembly (DLA)

Estabilizadores del pozo piloto externos en tndem

8 uniones de tubera de revestimiento de 58 pulgadas 7

Estabilizadores en tndem en el interior de la tubera de revestimiento

Lastrabarrenas

Zapata de la tubera de revestimiento Filtro de fluido Unin espaciadora del lastrabarrenas, o adaptador flotante Sistema rotativo direccional PowerDrive Xtra 475 de 434 pulgadas

Ensanchador de 618 pulgadas a 878 pulgadas

Barrena piloto PDC de 618 pulgadas

> BHA recuperable en el Pozo 89 del rea Lobo para el control de la inclinacin vertical. Las operaciones de perforacin vertical con tubera de revestimiento de 7 pulgadas requirieron un arreglo RSS con estabilizadores en tndem en el interior de la tubera de revestimiento para amortiguar las vibraciones asociadas con la perforacin y reducir el desgaste y deterioro del DLA. Un lastrabarrenas, o un adaptador espaciador, permiti colocar el ensanchador en la parte externa de la tubera de revestimiento. Los estabilizadores externos de 6116 pulgadas, situados debajo del ensanchador, redujeron las vibraciones asociadas con la perforacin en el pozo piloto. Un sistema rotativo direccional PowerDrive Xtra con una barrena de PDC complet el BHA.

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operacionales de la herramienta RSS. La bajada de un giroscopio de mediciones mltiples permiti confirmar que la herramienta PowerDrive podra mantener la verticalidad (abajo). La prueba de perforacin vertical conrm la funcionalidad y el desempeo direccional del sistema RSS en un arreglo recuperable y condujo a la aprobacin de una segunda prueba. En el siguiente pozo, se utilizaran un BHA ms avanzado con un sistema MWD y mximas capacidades direccionales para seguir una trayectoria planicada. La imposibilidad de perforar en forma direccional o la presencia de problemas signicativos requerira que ConocoPhillips retomara la perforacin con columna de perforacin y BHA convencional con una considerable erogacin de capital adicional. Como resultado, era preciso extremar los cuidados en trminos de diseo, planeacin e implementacin de la segunda

Grfica vertical0 200

Grfica horizontal Localizacin en superficie

1,000

Pozo 79

Profundidad total (TD)0

Profundidad vertical verdadera (TVD), pies

Pozo 792,000 -200

Desviacin norte-sur, pies

3,000

-400

Localizacin en superficie

-600

4,000

Pozo 915,000

-800

Pozo 91-1,000

6,000 -1,200 -600 0 1,000 2,000

TD Objetivo-400 -200 0 200

7,000

Desviacin este-oeste, pies

Desplazamiento horizontal, pies0

1,000

La unidad sesgada del sistema RSS no se estabiliz Prueba de perforacin vertical con sistema RSS

Profundidad vertical verdadera (TVD), pies

2,000

3,000

> Grcas de la trayectoria vertical y la trayectoria horizontal del Pozo 91, situado en el rea Lobo. Para evitar el riesgo de colisin con el Pozo 79, la trayectoria horizontal del Pozo 91 parti a lo largo de un azimut 40 al este del azimut del objetivo antes de iniciar un giro de 100 a la derecha, en direccin al sudoeste (derecha). La trayectoria vertical increment el ngulo de inclinacin hasta 29 (izquierda). En las etapas posteriores del giro horizontal, los perforadores iniciaron una reduccin angular para llevar el pozo hacia el objetivo en una inclinacin casi vertical. Este perl se asemejaba al utilizado en las grandes plataformas marinas que poseen mltiples bocas (slots) de perforacin.

4,000

5,000

Unidad sesgada del sistema RSS en pleno funcionamiento Profundidad total de la seccin de la tubera de revestimiento de 7 pulgadas0 0.5 1.0 1.5 2.0 2.5 3.0

prueba para evaluar en forma exhaustiva la perforacin direccional con tubera de revestimiento utilizando un sistema RSS. Prueba de perforacin direccional con sistema rotativo direccional La mayora de los pozos del rea de desarrollo Lobo son verticales. Sin embargo, a nes del ao 2004, el Pozo 91 plante una oportunidad nica. La localizacin propuesta se encontraba a aproximadamente 366 m [1,200 pies] al sur del Pozo 79, un pozo vertical que haba sido perforado con tubera de revestimiento en marzo de 2004. Los equipos de ConocoPhillips propusieron la utilizacin de la localizacin de supercie existente del Pozo 79 para perforar direccionalmente una trayectoria en forma de S, con la tubera de revestimiento, con el n de alcanzar el objetivo del subsuelo correspondiente al Pozo 91. Con este plan se evitaba la construccin de otra localizacin pero el costo de las operaciones direccionales superaba en ms de tres veces al de una nueva localizacin. ConocoPhillips no tena planicado ningn otro pozo direccional para el ao 2004, de modo que sta era la mejor opcin para probar la operacin de perforacin direccional utilizando tubera de revestimiento con un sistema RSS. El plan inicial del pozo exi-

6,000

7,000

8,000

Inclinacin del pozo, grados

> Levantamiento con giroscopio para la seccin correspondiente a la tubera de revestimiento de 7 pulgadas en el Pozo 89 del rea Lobo. Los datos de inclinacin provenientes del Pozo 89 indicaron que la unidad de control del sistema PowerDrive Xtra 475 de 434 pulgadas no se estabiliz hasta que la barrena alcanz 1,131 m [3,710 pies] de profundidad. El pozo se desvi hasta alcanzar un ngulo de inclinacin de 2.25 a 1,097 m [3,600 pies]. El sistema RSS recobr su funcionalidad plena y el control direccional entre los 3,710 y 4,821 pies. A 1,158 m [3,800 pies] de profundidad, la trayectoria del pozo retorn a una inclinacin casi vertical de 0.25 durante el resto de la prueba de perforacin vertical con un sistema RSS. Se observ una leve tendencia de incremento angular entre aproximadamente 2,000 pies [607 m] y 3,800 pies, intervalo en el que la herramienta RSS no result efectiva, y nuevamente despus de nalizada la prueba, a 4,821 pies.

ga un incremento del ngulo de inclinacin hasta 29 para luego reducirlo verticalmente con el n de penetrar el objetivo. Lamentablemente, el cabezal de produccin y las instalaciones de supercie correspondientes al Pozo 79 estaban ubicados entre el espacio libre remanente para un equipo de perforacin y el objetivo del Pozo 91 en el subsuelo. Se dise una nueva trayectoria para evitar la colisin con el pozo existente. Este perl se asemejaba a las trayectorias de pozos comunes de las plataformas marinas con pozos mltiples (arriba). Otro factor complic las operaciones de perforacin. Las caractersticas del pozo exigan que la tubera de revestimiento de supercie se emplazara a 387 m [1,270 pies]. La profundidad de la tubera de revestimiento de 958 pulgadas para los pozos del rea Lobo vara entre 168 y 732 m [550 y 2,400 pies]; sin embargo, la experiencia indica que los pozos con tubera de revestimiento de supercie a mayor profundidad tienen ms problemas con la vibracin de la tubera de revestimiento y la inestabilidad, o giro, de la barrena durante la perforacin de la seccin de la tubera de revestimiento de 7 pulgadas debido a la friccin de una tubera sobre la otra en el interior de las secciones ms largas.

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Longitud total Longitud de la extensin Peso en el fluido de perforacin

112 pies [34 m] 85 pies [26 m] 6,200 lbm [2,812 kg]

Tubera de revestimiento de 7 pulgadas hasta la superficie Drill Lock Assembly (DLA)

Estabilizadores externos en tndem del agujero piloto

8 uniones de tubera de revestimiento de 758 pulgadas Sistema MWD Estabilizadores en tndem en el interior de la tubera de revestimiento

Zapata de la tubera de revestimiento

Filtro de fluido

Motor PDM recto de 6 pulgadas Sistema rotativo direccional PowerDrive Xtra 475 de 434 pulgadas

Ensanchador de 618 pulgadas a 878 pulgadas

Boquilla de chorro Barrena piloto PDC de 618 pulgadas

> BHA recuperable en el Pozo 91 del rea Lobo para realizar una operacin de perforacin rotativa direccional. Las operaciones de perforacin direccional con tubera de revestimiento de 7 pulgadas y un sistema RSS requirier