La detección automatizada de largueros aumenta la eficiencia de perforación con menos tiempo de inactividad

La perforación horizontal ha evolucionado durante décadas para convertirse en una técnica confiable de construcción de pozos en regiones productoras de petróleo maduras. Sin embargo, aún quedan muchos desafíos en entornos de perforación geológicamente complejos.

Un escenario de perforación desafiante surge cuando la barrena de perforación encuentra largueros duros intercalados dentro de formaciones más blandas como la arenisca. El cambio repentino en la mecánica de la roca al pasar de la formación al larguero a menudo da como resultado la deflexión de la barrena y una desviación en la trayectoria del pozo conocida como pata de perro.

Los rápidos cambios de dirección causados ​​por las patas de perro reducen la eficiencia de la perforación al mover el conjunto de perforación fuera de su trayectoria planificada y, a veces, fuera de la zona deseada del yacimiento. Las cargas estáticas generadas en una pata de perro pueden dañar el conjunto de fondo de pozo (BHA) y provocar un desgaste prematuro de la barrena, una vida útil más corta, mayores costos de mantenimiento y más viajes al fondo del pozo. La trayectoria curva también aumenta el riesgo de que se atasque la tubería de revestimiento o las sartas de terminación, lo que puede impedir que el pozo se complete hasta la profundidad objetivo (TD) planificada.

Un operador de un campo maduro en el Mar del Norte enfrentó tales desafíos mientras perforaba pozos multilaterales a través de secciones del yacimiento que contenían largueros de calcita duros intercalados en formaciones de arena con baja resistencia a la compresión no confinada. El operador pretendía mantener bajos sus costes de elevación aumentando la tasa bruta de penetración (ROP) a través de estas secciones.

Pero las patas de perro creadas en cada larguero a menudo requerían retirarse para realizar una operación de escariado costosa y que consumía mucho tiempo para suavizar la trayectoria del pozo y permitir que la perforación continuara hasta la profundidad total. En promedio, el operador acumuló 2,7 horas de tiempo perdido invisible (ILT) en escariado por cada 3300 pies (1000 m) perforados y logró una ROP bruta significativamente menor, lo que aumentó los costos de elevación por pozo del operador por encima del plan.

En colaboración con el operador, Baker Hughes desarrolló un servicio automatizado de detección de largueros que identificaría los largueros antes de lo que era posible anteriormente para minimizar los doglegs locales, reducir el tiempo de escariado y entregar los pozos de manera eficiente según el plan.

Con el aporte del operador, el proveedor de servicios desarrolló un servicio automatizado que proporcionaba una detección temprana, confiable y consistente de largueros para guiar una acción correctiva rápida. El servicio incluye un módulo automatizado de detección de larguerillos integrado en un subsensor avanzado de medición durante la perforación (MWD). El submarino contiene varios sensores dinámicos que recopilan una variedad de mediciones de vibración y carga. El módulo de detección utiliza un algoritmo basado en la física que combina dos mediciones MWD (aceleración tangencial y par dinámico en la broca) para calcular un valor de oscilación torsional de alta frecuencia (HFTO) en el BHA.

Los HFTO son vibraciones torsionales con frecuencias entre 50 Hz y 450 Hz que solo ocurren durante las interacciones bit-rock en formaciones duras. El cambio distintivo en la respuesta de HFTO durante la transición de formaciones blandas a formaciones duras lo convierte en un indicador principal para detectar largueros en tiempo real durante la perforación.

Otros indicadores utilizados tradicionalmente para la detección de vigas, incluido el peso sobre la barrena (WOB) y el momento de flexión en el fondo del pozo, están influenciados por los cambios en la trayectoria del pozo y los parámetros de perforación en la superficie. Como resultado, a menudo existe una superposición en la distribución de datos de estos parámetros entre la formación y un larguero (Fig. 1). La aceleración tangencial y el par dinámico, los principales parámetros que influyen en HFTO, no se ven afectados por tales cambios. Como muestra la Fig. 1, la distribución de la aceleración tangencial muestra una clara separación entre formaciones blandas y duras.

El algoritmo calcula automáticamente la amplitud de HFTO y la compara con un umbral máximo de amplitud de HFTO. Si la amplitud calculada supera este umbral, el servicio de detección identifica un larguero en el bit. El servicio agrega automáticamente la amplitud HFTO a un valor de 1 bit (stringer/no stringer) que se transmite a la superficie a través de telemetría de pulso de lodo de bajo ancho de banda. Estos valores de 1 bit se envían a la superficie en intervalos de tiempo óptimos, donde se agregan junto con otras mediciones en el sistema de optimización de perforación automatizado patentado del proveedor de servicios en la plataforma para una mayor interpretación y toma de decisiones. El perforador ve estos mismos valores de detección de larguerillos casi instantáneamente.

La respuesta de detección más rápida del servicio automatizado es un diferenciador de diseño importante de los métodos de detección heredados. Intentar detectar largueros a través de parámetros de superficie o momento de flexión solo, por ejemplo, requiere varios minutos para que la respuesta se registre incluso en el sensor secundario. Luego, la señal debe enviarse a la superficie y analizarse antes de enviar una notificación al perforador, lo que agrega varios minutos más al proceso (Fig. 2). Durante este tiempo, una ligera desviación puede convertirse en un dogleg más severo que requiere una operación de escariado.

El servicio automatizado de detección de largueros reacciona mucho antes que las señales de diagnóstico heredadas y envía una señal simple e individual que indica un larguero. Luego, el perforador envía comandos al sistema de control de la plataforma para cambiar parámetros como WOB y revoluciones por minuto (RPM). Estos cambios permiten una perforación más eficiente a través del larguero, al tiempo que evitan las patas de perro locales excesivas que agregan ILT y limitan la ROP bruta.

El operador implementó el nuevo servicio automatizado de detección de largueros para perforar nueve pozos de 8½ pulgadas. secciones laterales y comparó los resultados con laterales anteriores perforados usando métodos convencionales de detección de larguerillos (Fig. 3).

El primer lateral desplazado perforado sin el servicio registró 5,14 horas de ILT de escariado por 1000 m de lateral. El operador realizó varios cambios de procedimiento para mejorar el conocimiento del equipo de perforación sobre los largueros, lo que ayudó a reducir el ILT de escariado a un promedio de 2,7 h/1000 m. Eventualmente, no se pudieron lograr más ganancias en el rendimiento solo con las mejoras del proceso, y los valores de ILT en los laterales subsiguientes se estabilizaron.

En su primer lateral, el servicio automatizado brindó una detección fiable de largueros, lo que permitió al equipo de perforación implementar rápidamente su plan de perforación de largueros con valores predeterminados para WOB y RPM. La detección temprana de larguerillos y la acción correctiva se tradujeron en menos doglegs y una caída significativa en ILT a 1,06 h/1000 m.

Otros laterales que utilizaron el servicio automatizado demostraron una detección consistente de largueros en solo 15 a 25 segundos, una fracción del tiempo requerido para los indicadores tradicionales. El ILT de escariado promedio con el nuevo servicio se redujo a 50 min/1000 m, una reducción del 63 % en comparación con los métodos de detección convencionales. Esto se tradujo en un ahorro promedio de medio día por cada multilateral perforado con el servicio.

Como validación adicional de la capacidad del servicio automatizado para minimizar el ILT, se perforaron tres laterales adicionales sin el servicio. Estos laterales registraron un ILT y un tiempo de escariado significativamente más altos, lo que brindó una prueba adicional de la capacidad del servicio automatizado para mejorar constantemente la eficiencia de la perforación.

La Fig. 3 también muestra un aumento en la longitud promedio de los laterales perforados utilizando el servicio automatizado. Si bien el servicio automatizado de detección de larguerillos no es el único factor habilitador para laterales más largos, es posible que la detección temprana de larguerillos haya ayudado a extender la vida útil del BHA y la broca. Esto se respalda al examinar las longitudes laterales promedio entre las secciones perforadas con y sin el servicio. La longitud lateral promedio de las primeras nueve secciones perforadas sin el servicio automatizado fue de 4614 m (15 138 pies). Pero para las nueve secciones perforadas con detección automática de largueros, la longitud lateral promedio aumentó a 21 129 pies (6440 m).

Esta prueba de campo demostró que el servicio automatizado de detección de larguerillos proporciona de manera constante una advertencia temprana de un larguero próximo y minimiza las costosas operaciones de escariado que aumentan el ILT. Este éxito inicial está impulsando nuevos desarrollos que prometen una respuesta aún más rápida, una ROP mejorada y un ILT más bajo.

El proveedor de servicios actualmente está desarrollando y probando procesos que integrarán completamente el servicio de detección de largueros con el sistema de control de perforación automatizado (ADCS) de un contratista de perforación en la plataforma. Este desarrollo cambiará el servicio de un sistema de alarma y monitoreo automatizado a un verdadero servicio de asesoría que guía las acciones del perforador. En lugar de simplemente notificar al perforador cuando ha tocado un larguero, el servicio determinará automáticamente los cambios necesarios en las RPM, el caudal, el WOB u otros parámetros para maximizar la eficiencia de perforación del larguero. Luego, proporcionará automáticamente estos cambios recomendados al equipo de perforación a través de una interfaz de usuario intuitiva.

En un futuro próximo, el servicio automatizado de detección de larguerillos asumirá el control total de la operación de perforación. Actualmente se están realizando pruebas que se basan en la capacidad del servicio para detectar un larguero calculando automáticamente el conjunto óptimo de cambios de parámetros y luego transmitiendo esta información directamente al ADCS para ajustar los parámetros de perforación de superficie para optimizar la perforación a través del larguero. El perforador aún supervisará el proceso y revisará los datos según sea necesario, pero los cambios se realizarán automáticamente a través de un servicio de perforación de largueros de circuito cerrado totalmente optimizado para maximizar la eficiencia operativa y minimizar los posibles retrasos.

SPE 205993 Utilización de mediciones de oscilación torsional de alta frecuencia muestreadas en el fondo del pozo para identificar largueros y minimizar el tiempo perdido invisible operativo ILT por A. Hohl, Baker Hughes, et al.

Matthew Forshaw, SPE, es el gerente de desarrollo de negocios de construcción de pozos digitales y de automatización de Baker Hughes. Su carrera ha abarcado varios puestos comerciales, tecnológicos y de operaciones, incluido el liderazgo del equipo de automatización que ayudó a perforar la primera sección de pozo en alta mar de la industria utilizando un conjunto de perforación direccional controlada de circuito cerrado. Forshaw y sus colegas recibieron un Premio Mundial del Petróleo 2020 por desarrollar la tecnología de automatización disruptiva que hizo posible el logro. Participa activamente en grupos de la industria que investigan cómo las operaciones digitales, de automatización y remotas pueden reducir aún más el gasto de capital y las emisiones de la construcción de pozos para cumplir con los objetivos de sostenibilidad.