No solo para perforación: una encuesta de la aplicación de Managed

Cada actividad dentro de un pozo altera la presión que se ejerce sobre el pozo abierto, y cada técnica de mitigación intenta mantener la presión deseada dentro de límites aceptables. Si la presión se vuelve demasiado baja, las principales consecuencias son patadas, rupturas del pozo y colapso del pozo (Fig. 1). Una presión demasiado alta puede dañar el depósito, inducir pérdidas de fluido y ralentizar las operaciones. Cuando ocurren estos eventos desafortunados, generalmente se necesitan acciones correctivas, lo que aumenta la exposición a la seguridad, el tiempo improductivo y los costos generales del proyecto.

Para mitigar estas preocupaciones, los operadores han utilizado las técnicas de perforación con presión administrada (MPD) para mantener la presión anular y crear una barrera hermética a la presión contra los peligros de perforación y administrar el flujo de entrada de la formación durante la perforación. Mientras que la perforación convencional utiliza la presión hidrostática del lodo de perforación para controlar la presión del pozo, MPD utiliza una combinación de presión superficial, presión hidrostática y fricción anular para equilibrar la formación expuesta. A lo largo de las décadas, MPD se ha asociado como una tecnología que se usa solo en pozos problemáticos y solo como último recurso. Sin embargo, los desarrollos recientes han puesto de relieve que el manejo de la presión no es solo para las operaciones de perforación o solo para los pozos más desafiantes.

Cuando se integra al comienzo de las operaciones como parte de un plan integral de pozos, la gestión de la presión se convierte en una solución que mejora el rendimiento para cualquier tipo de clasificación de pozos, incluidos los de desarrollo, direccionales, multilaterales y horizontales. La estabilidad del pozo se mantiene a lo largo de toda la operación y la presión se altera dinámicamente en el espacio anular, lo que permite que cualquier operación sea más rápida con menos desafíos al mismo tiempo que genera un pozo más productivo y reduce los costos generales y la exposición a riesgos peligrosos. El enfoque de presión administrada incluso se ha aprovechado para optimizar completamente un programa de desarrollo de yacimientos/campos.

Un ejemplo de cómo se pueden incorporar las técnicas de MPD en un plan general de pozos ocurrió en un pozo de exploración en aguas ultraprofundas perforado por TotalEnergies en las aguas mexicanas del Golfo de México (SPE 200503). El operador y los proveedores de servicios querían administrar la presión durante todo el programa del pozo, incluida la perforación, el viaje, la instalación de revestimiento y la cementación, para abordar la incertidumbre de la presión intersticial, el aumento de la rampa de presión y un gradiente estrecho de presión intersticial/fractura (PP/FG). ) ventana.

El lecho marino descansaba bajo 10 748 pies (3276 m) de agua y, dada la naturaleza exploratoria del pozo, la solución convencional implicaba un número excesivo de sartas de revestimiento y un peso de lodo (MW) desequilibrado. La integración de las técnicas de MPD permitió al operador ajustar la presión de fondo de pozo instantáneamente, y el resultado fue un reconocimiento de que la cementación convencional de una sarta de 13⅜ pulgadas. El entubado para aislar la formación crítica y continuar con seguridad la perforación de más etapas del pozo no era práctico. Para hacer la situación aún más desafiante, los ingenieros no sabían con precisión el tamaño del agujero.

Una colaboración entre los equipos de ingeniería del operador, el proveedor de servicios de cementación y los profesionales de MPD resultó en un plan generado. Una lechada de cola de 15,86 ppg (1,90 SG) siguió a una lechada estanca al gas de plomo de 12,52 ppg (1,50 SG). A una profundidad total de 13.622 pies (4.152 m), la combinación mantuvo la densidad de circulación equivalente (ECD) en 9,18 ppg (1,10 SG) sin superar los 9,51 ppg (1,14 SG). En la zapata de revestimiento, ubicada a 12 801 pies (3902 m), el plan requería un 9,01 ppg (1,08 SG) sin exceder los 9,35 ppg (1,12 SG), como se muestra en la Fig. 2.

El personal de campo ejecutó la operación a la perfección con retornos completos observados a lo largo de todo el proceso de cementación y no se detectaron afluencias, verificando la ventana de MW. La aplicación de técnicas MPD para operaciones de cementación ahorró 5 días, el equivalente a $3.5 millones, y eliminó la necesidad de ejecutar una contingencia intermedia de 16 pulgadas. revestimiento de la carcasa.

Las técnicas MPD no solo son beneficiosas para las operaciones de cementación o perforación, sino también como parte de la fase de abandono. Tullow Oil, un operador en el Mar del Norte, necesitaba volver a ingresar y abandonar un pozo de gas previamente abandonado (SPE 195718). Los vehículos operados a distancia revelaron una fuga a través de la tubería de 9⅝ pulgadas. y las pruebas de laboratorio confirmaron que las burbujas eran gas del yacimiento. El operador concluyó que los tapones de cemento instalados no aislaban suficientemente el embalse del medio ambiente y, si no se tomaban medidas, existía un alto potencial de recarga del embalse.

Citando los costos, el tiempo y el riesgo asociados con una intervención de tubería flexible tradicional, el operador optó por la recomendación de perforar a través de los dos tapones de cemento sobre una posible zona de alta presión hasta la profundidad objetivo. Un enchufe descansaba a 1074 pies (327 m) mientras que el otro se sentaba a 6162 pies (1867 m). Para mantener la presión bajo control, los retornos de fluido anular se desviaron del piso de la plataforma a través de un diferencial de MPD personalizado que presentaba un dispositivo de control giratorio (RCD) para crear un circuito cerrado.

El equipo facilitó el fresado de los tapones y alcanzó la profundidad objetivo sin ningún problema de control del pozo ni incidentes con pérdida de tiempo. El RCD controló y desvió todos los fluidos y manejó la presión del pozo durante las operaciones estándar de perforación, extracción y conexión. La gestión constante mantuvo la presión dentro de los límites de seguridad predeterminados tanto en condiciones estáticas como dinámicas.

La tecnología MPD permitió perforar a través de los tapones de cemento existentes y mitigar los riesgos del gas atrapado. Además, el uso del equipo MPD correcto permitió perforar a través de ambos tapones sin ningún evento de estrangulamiento taponado. Las operaciones posteriores de re-taponamiento y re-abandono duraron sólo 9 días, la mitad de los 18 días estimados que se requerirían usando los métodos convencionales de tubería flexible.

Shell necesitaba correr y cementar sartas de revestimiento en las desafiantes condiciones de aguas profundas del Golfo de México (SPE 194554). Lo que atrajo al operador para considerar MPD fue la capacidad de esta tecnología para manipular y administrar con precisión la presión anular utilizando un peso de lodo desequilibrado estáticamente dentro de una ventana de presión estrecha.

Para esta situación, el operador asumió que la ventana de presión en la punta de la sarta de revestimiento sería de aproximadamente 100 psi (0,6 MPa), pero las mediciones de fondo de pozo revelaron que la ventana real era de 50 psi (0,3 MPa) cuando se encontraron pérdidas al perforar el pozo abierto. sección a través del yacimiento objetivo. Para superar este desafío, el equipo necesitaba mantener las pérdidas a un ritmo aceptable y, al mismo tiempo, evitar una afluencia o el colapso de la formación.

Las terminaciones son otra fase de las operaciones de petróleo y gas que pueden beneficiarse de las técnicas asociadas con el manejo de la presión. Los expertos de Weatherford diseñaron un plan para ejecutar la terminación inferior, desplazar el hoyo abierto y realizar un trabajo ácido. El desplazamiento de pozo descubierto sería la única operación en la que el pozo descubierto y el conjunto de empaque de grava estuvieran expuestos a la circulación del lodo de base sintética (SBM), los espaciadores de pozo descubierto y el fluido de terminación. Para una terminación exitosa, se necesitaban técnicas de MPD para mantener la estabilidad del pozo abierto y minimizar las pérdidas, evitando la reducción de ECD en el talón y la punta del pozo abierto. También era imperativo evitar que el SBM se desplazara hacia abajo en la sarta de trabajo, así como alrededor del espacio anular entre el pozo abierto y los filtros y el ensamblaje del empaque de grava.

En combinación con las mediciones de fondo de pozo en tiempo real, MPD permitió al personal de campo implementar la pantalla de control de arena a la profundidad objetivo con pérdidas mínimas o nulas mientras se mantenía el control total del pozo, incluida la estabilidad en pozo descubierto. La presión de fondo de pozo se mantuvo dentro del rango de 9,15 ppg (1,10 SG) y 9,25 ppg (1,11 SG) con un peso de lodo de 8,3 ppg (0,99 SG). El pozo abierto se desplazó con salmuera de peso muerto, lo que logró mantener las pérdidas al mínimo mediante el manejo tanto de la contrapresión de la superficie como de los ECD de fondo de pozo. A continuación, se bombeó el rompedor en dos etapas, de talón a punta y luego de punta a punta, manteniendo bajas las pérdidas con una presión de 9,15 ppg (1,10 SG) y el estrangulador en una posición óptima para evitar cualquier restricción en el equipo de superficie.

La operación exitosa demostró que las herramientas y técnicas desarrolladas y utilizadas para la perforación con presión controlada pueden mejorar la eficiencia y reducir los riesgos durante una operación de terminación más baja en un pozo de margen estrecho. Lo mismo es cierto para las operaciones de abandono de pozos, los trabajos de cementación y una serie de otras operaciones comúnmente experimentadas en casi todos los tipos de pozos. La tecnología de presión administrada es un medio adaptativo, preciso y proactivo para controlar el perfil de presión anular, asegurando un pozo estable y evitando sorpresas costosas durante todo el ciclo de vida del pozo.

SPE 200503 Cementación a presión gestionada con éxito en una operación de pozo exploratorio en aguas ultraprofundas de México por R. Bermudez, M. Arnone, et al.

SPE 195718 Técnicas novedosas de RCD y MPD permiten el reingreso y desmantelamiento seguros de un pozo suspendido con fugas por GL Carvalho, A. Adenipekun, S. Ignjatic, A. Hunter, T. Clay y E. Stoian.

SPE 194554 Uso de perforación a presión administrada y sistema de detección temprana de pérdida/retroceso para ejecutar un trabajo desafiante de terminaciones en aguas profundas en el Golfo de México por J. Hernandez, M. Arnone, J. Valecillos, J. Vives, R. van Noort, D. Groves y A. Hawthorn.

Rudy Flores es actualmente el gerente de operaciones de MPD de EE. UU. para el grupo de perforación y evaluación de Weatherford International. Comenzó su carrera en perforación bajo balance con fluidos multifásicos compresibles. Desde que comenzó su carrera en Weatherford hace 14 años, ha trabajado con tecnologías MPD/UBD en varios puestos, incluidos ingeniero de campo, supervisor de campo, ingeniero de proyectos y gerente técnico. Tiene una licenciatura en ingeniería petrolera de la Universidad de Texas A&M.

Maurizio Arnone es el líder del equipo de soporte de rendimiento operativo y de ingeniería de MPD para Weatherford North America. Tiene 25 años de experiencia en perforación y tecnologías y aplicaciones relacionadas con la perforación, trabajando para operadores y proveedores de servicios en la industria del petróleo y el gas. Durante los últimos 16 años, ha estado involucrado en diferentes roles relacionados con la aplicación de MPD en áreas terrestres, de aguas poco profundas y profundas con Weatherford, trabajando directamente en 19 países y cinco continentes en todo el mundo. Tiene una licenciatura y una maestría en ingeniería mecánica de la Universidad de Los Andes y la Universidad Central de Venezuela, respectivamente, y una maestría en ingeniería mecánica de la Universidad de Houston.

Chad Wuest es actualmente el gerente de línea de productos global para MPD inteligente en Weatherford. Anteriormente fue gerente de línea de productos global para MPD offshore y antes de esto ocupó varios puestos gerenciales en la región de Asia Pacífico, incluidas operaciones y desarrollo comercial. Ha estado en la industria del petróleo y el gas durante más de 24 años.