Está bien documentado que las mejoras graduales en el rendimiento deportivo pueden acumularse para crear un equipo ganador. Las operaciones petroleras no son la 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 hasta el último barril de petróleo de los activos existentes mediante la reintroducción y perforación de ramales en pozos existentes es una estrategia inteligente y rentable, siempre que sea rentable. La perforación con tubería flexible (CT) es una tecnología infrautilizada que mejora la eficiencia en muchas áreas en comparación con la perforación convencional. Este artículo describe cómo los operadores pueden aprovechar las mejoras de eficiencia que ofrece la CTD para reducir costos.
Entrada exitosa. Hasta la fecha, la tecnología de perforación con tubería flexible (CTD) ha encontrado dos nichos exitosos, aunque distintos, en Alaska y Oriente Medio (fig. 1). En Norteamérica, esta tecnología aún no se utiliza ampliamente. También conocida como perforación sin perforación, describe cómo la tecnología CTD puede utilizarse para extraer reservas de derivación tras un ducto a bajo coste; en algunos casos, el periodo de recuperación de una nueva rama puede medirse en meses. La CTD no solo puede utilizarse en aplicaciones de bajo coste, sino que la ventaja inherente de la CT para operaciones bajo balance puede proporcionar una flexibilidad operativa que puede aumentar considerablemente la tasa de éxito de cada pozo en un campo agotado.
El CTD se ha utilizado en la perforación bajo balance 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 paulatinamente en los últimos años. Cuando se utiliza CTD bajo balance, se puede reintroducir a través de pozos nuevos o existentes. Otra importante aplicación exitosa de CTD, que se ha extendido durante varios años, se encuentra en la vertiente norte de Alaska, donde el CTD proporciona un método económico para rehabilitar pozos antiguos y aumentar la producción. Esta tecnología aumenta considerablemente la cantidad de barriles de margen disponibles para los productores de la vertiente norte.
Una mayor eficiencia se traduce en menores costos. La perforación con tubería flexible (CTD) puede ser más rentable que la perforación convencional por dos razones. En primer lugar, esto se refleja en el costo total por barril, con una menor reingreso a través de CTD que a través de nuevos pozos de relleno. En segundo lugar, esto se refleja en la reducción de la variabilidad del costo de los pozos gracias a la adaptabilidad de la tubería flexible. A continuación, se presentan las diversas eficiencias y beneficios:
Secuencia de operaciones. Es posible perforar sin equipo de perforación, con perforación continua (CTD) para todas las operaciones o con una combinación de equipos de reacondicionamiento y tubería flexible. La decisión sobre cómo construir el proyecto depende de la disponibilidad y la rentabilidad de los proveedores de servicios en la zona. Dependiendo de la situación, el uso de equipos de reacondicionamiento, equipos de perforación con cable y tubería flexible puede ofrecer numerosas ventajas en términos de tiempo de actividad y costos. Los pasos generales incluyen:
Los pasos 3, 4 y 5 pueden realizarse con el paquete CTD. Las etapas restantes deben ser realizadas por el equipo de reacondicionamiento. En casos donde las plataformas de reacondicionamiento son más económicas, se pueden realizar las salidas de tubería de revestimiento antes de instalar el paquete CTD. Esto garantiza que el paquete CTD solo se pague cuando se alcance el valor máximo.
La mejor solución en Norteamérica suele ser realizar los pasos 1, 2 y 3 en varios pozos con plataformas de reacondicionamiento antes de implementar el paquete CTD. Las operaciones de CTD pueden durar tan solo de dos a cuatro días, dependiendo de la formación objetivo. De esta manera, el bloque de reacondicionamiento puede seguir a la operación de CTD, y luego el paquete CTD y el paquete de reacondicionamiento se ejecutan en conjunto.
Optimizar el equipo utilizado y la secuencia de operaciones puede tener un impacto significativo en el costo total de las operaciones. El lugar donde se pueden encontrar 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, resultará rentable contar con dos sistemas de retorno de fluidos e instalar el segundo al perforar el primer pozo. El paquete de fluidos del primer pozo se transfiere al segundo, es decir, mediante el paquete 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 inigualables. La capacidad más evidente del CTD es el control preciso de la presión del pozo. Las unidades de tubería flexible están diseñadas para operaciones bajo balance, y tanto la perforación bajo balance como la perforación bajo balance pueden utilizar estranguladores BHP como estándar.
Como se mencionó anteriormente, también es posible cambiar rápidamente de operaciones de perforación a operaciones de sobrebalance con presión controlada y a operaciones de bajo balance. Anteriormente, se consideraba que los CTD tenían una longitud lateral limitada para la perforación. Actualmente, las restricciones han aumentado significativamente, como lo demuestra el reciente proyecto en la vertiente norte de Alaska, que se extiende a más de 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 BHA.
Equipo necesario para el empaquetado CTD. El equipo necesario para un empaquetado CTD depende del yacimiento y de si se requiere la selección de la reducción de presión. Los cambios ocurren principalmente en el lado de retorno del fluido. Una simple conexión de inyección de nitrógeno se puede colocar fácilmente 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 los lugares de Estados Unidos. Si es necesario cambiar a operaciones de perforación bajo balance, se requiere una ingeniería más sofisticada en la parte final para brindar flexibilidad operativa y reducir costos.
El primer componente aguas abajo del conjunto de preventores de reventones es el colector de admisión. Este es el estándar en todas las operaciones de perforación CT, utilizado para controlar la presión de fondo del pozo. El siguiente dispositivo es un divisor. Al trabajar en condiciones de sobrebalance, si no se prevé una caída de presión, este puede ser un simple separador de gas de perforación, que puede obviarse si no se resuelve la situación de control del pozo. Si se prevé una caída de presión, se pueden construir separadores trifásicos o tetrafásicos desde el inicio, o se puede detener la perforación e instalar un separador completo. El divisor debe estar conectado a bengalas de señalización ubicadas a una distancia segura.
Después del separador, se instalarán tanques que servirán de fosas. De ser posible, estos pueden ser simples tanques de fracturación de techo abierto o parques de tanques de producción. Debido a la pequeña cantidad de lodo que se genera al reinsertar el CTD, no se requiere un agitador. El lodo se sedimentará en el separador o en uno de los tanques de fracturación hidráulica. Si no se utiliza un separador, se deben instalar deflectores en el tanque para facilitar la separación de 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 adquirir fluido de perforación premezclado. Después del primer pozo, debería ser posible mover el lodo mezclado entre pozos y utilizar el sistema de lodo para perforar varios pozos, por lo que el tanque de mezcla solo necesita instalarse una vez.
Precauciones para los fluidos de perforación. Existen varias opciones de fluidos de perforación adecuados para CTD. La clave está en utilizar líquidos simples sin partículas sólidas. Las salmueras inhibidas con polímeros son estándar para aplicaciones de presión positiva o controlada. Este fluido de perforación debe ser significativamente más económico que el utilizado en las plataformas de perforación convencionales. Esto no solo reduce los costos operativos, sino que también minimiza los costos adicionales por pérdidas en caso de una pérdida.
Al perforar en condiciones de bajo balance, este puede ser 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 en condiciones de bajo balance suele ser agua, salmuera, petróleo o diésel. Cada uno de ellos puede reducirse aún más mediante la inyección simultánea de nitrógeno.
La perforación bajo balance puede mejorar significativamente la economía del sistema al minimizar el daño/incrustación de la capa superficial. Perforar con fluidos monofásicos suele parecer menos costoso al principio, pero los operadores pueden mejorar considerablemente su economía al minimizar el daño superficial y eliminar la costosa estimulación, lo que a la larga 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 construcción e implementación 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 de la válvula.
La secuencia de despliegue consiste en colocar el 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 hacia el lubricador, volver a colocar el inyector y el lubricador en el pozo y construir la conexión al BOP. Este enfoque evita la necesidad de torreta o despliegue a presión, lo que permite un despliegue rápido y seguro.
La segunda consideración es el tipo de formación que se está perforando. En CTD, la orientación del frente de la herramienta de perforación direccional la determina el módulo de guía, que forma parte del BHA de perforación. El orientador debe poder navegar continuamente, es decir, girar en sentido horario o antihorario sin detenerse, a menos que lo requiera el equipo de perforación direccional. Esto permite perforar un pozo perfectamente recto, maximizando el WOB y el alcance lateral. Un mayor WOB facilita la perforación de lados largos o cortos con una alta ROP.
Ejemplo del sur de Texas: se han perforado más de 20.000 pozos horizontales en los yacimientos de esquisto de Eagle Ford. El yacimiento ha estado activo durante más de una década y el número de pozos marginales que requerirán P&A está aumentando. El yacimiento ha estado activo durante más de una década y el número de pozos marginales que requerirán P&A está aumentando. Месторождение активно действует уже более десяти лет, и количество малорентабельных скважин, требующих P&A, увеличивается. El campo ha estado activo durante más de una década y el número de pozos marginales que requieren P&A está aumentando.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 campo ha estado activo durante más de una década y el número de pozos laterales que requieren P&A está aumentando.Todos los pozos destinados a la producción de Eagle Ford Shale pasarán por Austin Chalk, un yacimiento reconocido que ha producido cantidades comerciales de hidrocarburos durante muchos años. Se ha implementado una infraestructura para aprovechar cualquier barril adicional que pueda comercializarse.
La perforación con tiza en Austin está muy relacionada con el desperdicio. Las formaciones carboníferas están fracturadas y pueden producirse pérdidas significativas al cruzar grandes fracturas. Normalmente se utiliza lodo a base de aceite para la perforación, por lo que el costo de las cubetas de lodo a base de aceite perdidas puede representar una parte significativa del costo de un pozo. El problema no solo radica en el costo del fluido de perforación perdido, sino también en las variaciones en los costos de los pozos, que también 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 forma más eficiente.
El fluido de perforación que se puede utilizar es una salmuera simple sin sólidos que permite controlar la presión del fondo del pozo mediante estranguladores. Por ejemplo, una solución de salmuera de KCL al 4% con goma xantana como adherente y almidón para controlar la filtración sería adecuada. El peso del fluido es de aproximadamente 8,6 a 9,0 libras por galón (3,8 a 4,8 kg/l) y cualquier presión adicional necesaria para sobrepresionar la formación se aplicará a la válvula de estrangulación.
Si se produce una pérdida, se puede continuar la perforación. Si la pérdida es aceptable, se puede abrir el estrangulador para acercar la presión de circulación a la presión del yacimiento, o incluso cerrarlo durante un tiempo hasta que se corrija la pérdida. En cuanto al control de presión, la flexibilidad y adaptabilidad de la tubería flexible son mucho mejores que las de las plataformas de perforación convencionales.
Otra estrategia que también puede considerarse al perforar con tubería flexible es cambiar a perforación bajo balance en cuanto se cruza una fractura de alta permeabilidad, lo que soluciona el problema de fugas y mantiene la productividad de la fractura. Esto significa que, si las fracturas no se intersecan, el pozo puede completarse normalmente a bajo costo. Sin embargo, si se cruzan fracturas, la formación queda protegida de daños y la producción puede maximizarse mediante la perforación bajo balance. Con el equipo y el diseño de trayectoria adecuados, se pueden alcanzar más de 7000 pies en Austin Chalka.
Generalizar. 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 consideraciones principales. La tecnología CTD ha madurado, pero sus aplicaciones se han reservado para dos áreas específicas que la respaldaron en sus inicios. Ahora, la tecnología CTD puede utilizarse sin el compromiso financiero de una actividad a largo plazo.
Valor potencial. Hay cientos de miles de pozos productores que eventualmente tendrán que cerrar, pero aún existen volúmenes comerciales de petróleo y gas tras el oleoducto. El CTD ofrece una manera de diferir las liberaciones y asegurar reservas de derivación con una inversión mínima de capital. 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 de eficiencia benefician a toda la industria, ya sea mediante la digitalización, mejoras ambientales o mejoras operativas. La tubería flexible ha contribuido a la reducción de costos en ciertas partes del mundo, y ahora que la industria está cambiando, puede ofrecer los mismos beneficios a mayor escala.