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Buenas expectativas para los pozos en aguas profundas

Guy CarréEmmanuel PradiéTotalFinaElf AngolaLuanda, Angola

Alan ChristieLaurent DelabroyBilly GreesonGraham WatsonHouston, Texas, EUA

Darryl FettJosé PiedrasTotalFinaElf E&P USA, Inc.Houston, Texas

Roger JenkinsDavid SchmidtMurphy Sabah Oil Co. Ltd.Kuala Lumpur, Malasia

Eric KolstadAnadarko PetroleumThe Woodlands, Texas

Greg StimatzGraham TaylorMarathon Oil CompanyHouston, Texas

Después de más de dos décadas de actividad, la difícil tarea de producir hidrocarbu-

ros de trampas encontradas en ambientes de aguas profundas se ha vuelto menos

desconcertante. Los avances que posibilitan la producción en aguas profundas sur-

gen tanto de la pura innovación como de las modificaciones de tecnologías

aplicadas en otros ambientes operativos. Los avances técnicos y la colaboración

entre las compañías operadoras, las de servicios y los agentes reguladores también

contribuyen al éxito de proyectos que de otro modo resultarían antieconómicos.

El gran reto de producir hidrocarburos en ambien-tes de aguas profundas comienza con laidentificación de las áreas prospectivas viables.Geocientíficos e ingenieros han obtenido unrécord envidiable de éxitos en la exploración enaguas profundas. Del mismo modo, la comunidaddedicada a la perforación, puede recurrir a suspropios desarrollos tecnológicos en lo que serefiere a la perforación en aguas profundas.1 Laprueba final antes de comenzar la producciónreside en la terminación de pozos en aguas pro-fundas, y en esto también, la industria petroleraestá avanzando a pasos agigantados.

¿Cuán profundo es profundo? Si bien existenvarias definiciones, muchos operadores conside-ran aguas profundas a aquellas que presentan unaprofundidad mayor de 500 m [1640 pies], y ultra-profundas a aquellas con más de 2000 m [6562pies] de profundidad (próxima página).2 El Serviciode Manejo de Minerales de Estados Unidos(MMS, por sus siglas en inglés) que administralos recursos minerales de la plataforma continen-tal externa, considera profundas las aguas conmás de 305 m [1000 pies] de profundidad.3

Mientras que la profundidad del agua por sísola presenta importantes desafíos operacionales,los operadores también deben enfrentar proble-mas adicionales en el fondo del pozo tales comoflujos someros de agua o gas, petróleo pesado,formación de hidratos, petróleo rico en parafina, y

acumulación de asfalteno durante las operacionesde perforación, terminación y producción.4 Estasdificultades se alivian de alguna manera con losavances logrados en términos de calidad sísmica,mejoras en la tecnología de adquisición de regis-tros y de prueba de pozos, y avances yexperiencia en operaciones de perforación, enfluidos de perforación—incluyendo el cemento—y en la tecnología de terminación de pozos.5

En este artículo, examinamos los últimosavances acontecidos en materia de aguas pro-fundas en el Golfo de México. Tambiénpresentamos nuevas tecnologías para la cemen-tación en aguas profundas y evaluamos suutilidad en las aguas profundas marinas de EUA,Malasia y África Occidental.

Terminaciones en aguas profundas en el Golfo de MéxicoLas primeras operaciones en “aguas profundas”tuvieron lugar en el Golfo de México (GOM, porsu siglas en inglés), Brasil y África Occidental afines de la década de 1970.6 En el Golfo deMéxico, existen hoy más de 150 descubrimientosen aguas que exceden los 1000 pies de profundi-dad, de los cuales 12 se hallan a más de 1829 m[6000 pies] de profundidad.7 Tres de estos cam-pos más profundos se hallan incluidos en elproyecto Canyon Express, a cargo de TotalFinaElfE&P EUA—que también opera el sistema de

Por su colaboración en la preparación de este artículo, seagradece a Raafat Abbas y Trevor Munk, Clamart, Francia;Frederic Barde y Jean Lassus-Dessus, TotalFinaElf Angola,Luanda, Angola; Leo Burdylo, Mary Jo Caliandro, JamesGarner, Roger Keese y Duncan Newlands, Sugar Land, Texas,EUA; Cameron, Houston, Texas; Tim Curington, Rosharon,Texas; Graham Farr, Thomas Fiskaa, MatimaRatanapinyowong y Paulo Rubinstein, Houston, Texas; AymanHamam, Cairo, Egipto; Knut Hansen, Bottesford, Inglaterra;Dominic Ong, Kuala Lumpur, Malasia; Mathieu Pasteris,Luanda, Angola; Charlie Vise, Nueva Orleáns, Luisiana, EUA;y Paul Weeditz, Marathon Oil Company, Houston, Texas.AFIV (Válvula de Aislamiento de la Formación Controladapor el Espacio Anular), CemCADE, Commander, DataFRAC,DeepCEM, DeepCRETE, DeepSea EXPRES, DeepSTIM, FIV(Válvula de Aislamiento de la Formación), FlexSTONE, GAS-BLOK, LiteCRETE, MUDPUSH, QUANTUM, S.A.F.E. (Equipode Disparo Activado por Impacto), SenTREE, STIMPAC, USI

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tuberías de conducción—Marathon Oil Companyy BP con los socios Nippon Oil Exploration USA yPioneer Natural Resources.

Ubicados a 241 km [150 millas] al suroeste deNueva Orleáns, Luisiana. EUA, los campos delproyecto Canyon Express actualmente compren-den nueve pozos. Hay cuatro pozos en el campoAconcagua operado por TotalFinaElf, dos en elcampo Camden Hills de Marathon, y tres en el

campo King’s Peak de BP. La primera produccióndel proyecto Canyon Express ocurrió en septiem-bre de 2002. Los fluidos producidos por los trescampos se transportaron a lo largo de 90 km [56millas] mediante un sistema de tubería de con-ducción doble hacia la plataforma CanyonStation, ubicada en el Bloque 261 del área deplaneamiento Main Pass. Williams Energy operaesta plataforma de producción.

Antes de acordar sobre un sistema de reco-lección compartido, las compañías operadorasexaminaron otras opciones, tales como cilindrosverticales flotantes conocidos también como uni-dades de árbol de producción seco o spars y otrasinstalaciones independientes. La dificultad de lasoperaciones submarinas y la magnitud de lasreservas tornaban antieconómico el desarrollo deestos campos en forma independiente.

1. Para una revisión acerca de la construcción de pozos enaguas profundas, consulte: Cuvillier G, Edwards S,Johnson G, Plumb D, Sayers C, Denyer G, Mendonça JE,Theuveny B y Vise C: “Soluciones para los problemas dela construcción de pozos en aguas profundas,” OilfieldReview 12, no. 1 (Verano de 2000): 2–19.

2. Shirley K: “Global Depths Have Great Potential,” AAPGExplorer 23, no. 10 (Octubre de 2002): 16, 17 y 35.

3. http://www.gomr.mms.gov/homepg/offshore/deepwatr/deepover.html

4. Para obtener mayor información acerca de la formaciónde hidratos de gas, consulte: Collett T, Lewis R y UchidaT: “El creciente interés en los hidratos de gas,” OilfieldReview 12, no. 2 (Otoño de 2000): 46–61.

> Principales provincias de hidrocarburos localizadas en ambientes de aguas profundas (rojo).

Para obtener mayor información acerca de flujos deagua someros, consulte: Alsos T, Eide A, Astratti D,Pickering S, Benabentos M, Dutta N, Mallick S, SchultzG, den Boer L, Livingstone M, Nickel M, Sønneland L,Schlaf J, Schoepfer P, Sigismondi M, Soldo JC y StrønenLK: “Aplicaciones sísmicas a lo largo de la vida produc-tiva del yacimiento,” Oilfield Review 14, no. 2 (Otoño de2002): 54–71.

5. Para obtener mayor información acerca de terminacio-nes submarinas, consulte: Christie A, Kishino A, Cromb J,Hensley R, Kent E, McBeath B, Stewart H, Vidal A y KootL: “Soluciones submarinas,” Oilfield Review 11, no. 4(Primavera de 2000): 2–19.

6. Shirley, referencia 2.7. Aproximadamente 50 de estos descubrimientos produ-

cían hidrocarburos hasta el año 2002. Para obtenermayor información, consulte: Baud RD, Peterson RH,Richardson GE, French LS, Regg J, Montgomery T,Williams TS, Doyle C y Dorner M: “Deepwater Gulf ofMexico 2002: America’s Expanding Frontier,” OCS ReportMMS 2002-021, abril de 2002.

(generador de Imágenes Ultrasónicas) y WELLCLEAN II sonmarcas de Schlumberger. AllFRAC es una marca deExxonMobil; esta tecnología es de uso exclusivo deSchlumberger. TXI es una marca de Texas Industries, Inc.WellDynamics es una marca de PES Inc.

La infraestructura submarina para los pozosdel proyecto Canyon Express está vinculada a unsistema de recolección multifásico (polifásico)marino (izquierda).8 Los socios del proyectoCanyon Express acordaron una serie de principiosoperativos de colaboración, pero el más impor-tante es que en ningún yacimiento se asumen losriesgos de desempeño de los otros yacimientos.9

La tecnología de terminación de pozos es unaspecto clave en la maximización de la produc-ción de pozos en aguas profundas. Las técnicas yprocedimientos de terminación son generalmentesimilares, independientemente de la profundidaddel agua. Sin embargo, a mayores profundidades,las opciones tecnológicas son más limitadas. Porejemplo, si la profundidad del agua sobrepasa los6000 pies, la única opción de diseño del sistemaes un sistema de cabeza de pozo submarino conárboles de producción sumergidos.

Un árbol de producción sumergido es un sis-tema de producción submarino (abajo a laizquierda). Habiendo sido diseñados para pozosen aguas profundas, estos sistemas avanzadosse equipan típicamente con medidores de pre-sión y temperatura, válvulas de control de flujo einstalaciones para prevenir la formación dehidratos, y todos los componentes se optimizanpara evitar las operaciones de intervención depozos. Los costos de intervención para los pozossubmarinos más profundos, aquellos con árbolesde producción sumergidos, son tan excesivos quelos pozos se diseñan con la esperanza de evitaruna intervención física. Las terminaciones depozos con árboles de producción secos, por elcontrario, son similares a las terminaciones con-vencionales de pozos de plataformas marinas.Están diseñados para producir en plataformasarticuladas, spars y plataformas de cables tensa-dos (TLPs, por sus siglas en inglés), en las que lasoperaciones de intervención de pozos son mássimples y menos costosas.10

Las tuberías ascendentes de producción, quese utilizan para estructuras marinas fijas, talescomo las TLPs, no constituyen una opción paraprofundidades mayores a los 1372 m [4500 pies]de profundidad. En estos casos, se utilizan líneasde flujo para transportar los fluidos producidos alas instalaciones de producción y pruebas. Todaslas válvulas de control para los árboles de produc-ción sumergidos son submarinas, y la producciónproveniente de los campos del proyecto CanyonExpress se transporta a las instalaciones de pro-ducción a través de una línea de flujo.

Cuando se instala el equipo de producción en ellecho marino se suelen presentar importantes difi-cultades: cañones profundos, diapiros salinos ysuperficies del lecho marino potencialmente ines-tables. También preocupa el costo y la eficiencia.

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Plataforma Canyon Station

Tuberías de conducciónCanyon Express

Tubería deconducciónUmbilicalPozo submarino

Camden Hills; dospozos operadospor Marathon a7200 pies deprofundidad deagua

King’s Peak; tres pozosoperados por BP a 6200 piesde profundidad de agua

Aconcagua; cuatropozos operados por TotalFinaElf a 7100 pies de profundidad de agua

> Infraestructura submarina del proyecto Canyon Express. Los cubos amarillos indican pozos subma-rinos. Las tuberías de conducción duales se muestran en rojo, y la línea amarilla representa el umbili-cal electrohidráulico que vincula la plataforma con los campos. Las líneas de flujo transportan el gasproducido hacia la plataforma Canyon Station, a lo largo de 90 km [56 millas].

> Árbol submarino para los pozos de los campos Aconcagua y Camdem Hills. Estos árboles proveenun trayecto de producción horizontal en vez de vertical, simplificando de este modo las operacionesde terminación de pozos. Los árboles pesan 46,266 kg [102,000 lbm], y son lo suficientemente fuertespara soportar las condiciones en aguas ultraprofundas, tales como la alta presión hidrostática, asícomo también las demandas operacionales durante toda la vida productiva de los campos. (Las ilus-traciones son cortesía de Cameron).

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Las operaciones de terminación de pozos efec-tuadas desde una embarcación de perforacióndinámicamente posicionada en más de 2134 m[7000 pies] de agua, cuestan alrededor de US$17,000 por hora y requieren la coordinación deunas 200 personas de varias compañías en lalocalización.11 Los requisitos específicos para laterminación de cada zona prospectiva distintaagregan otro nivel de complejidad a los proyec-tos en aguas profundas.

Enfrentados con todos estos inconvenientes,Marathon Oil Company y TotalFinaElf E&P USAcrearon un equipo conjunto para el proyecto,conocido como Equipo Integrado de Proyectos dePozos (WIPT, por sus siglas en inglés), para desa-rrollar procedimientos, obtener equipos yplanificar las operaciones de terminación depozos.12 El equipo comenzó su trabajo en octubrede 2000; las terminaciones de pozos se llevarona cabo desde enero a septiembre de 2002.

Las terminaciones de pozos para los camposAconcagua y Camden Hills utilizan técnicas y tec-nología similares para vincular los yacimientos alas instalaciones de producción. El objetivo esconseguir agotar las reservas de manera rápida,segura, sin intervenciones y libre de problemas,con todos los sistemas de terminación diseñadospara yacimientos individuales. Los dos requisitosimportantes para estas terminaciones son proveercontrol de la producción de arena y control de flujoen el fondo del pozo para manejar la potencialirrupción de agua en cada zona productora. Esteequipo a cargo de la terminación de pozos tam-bién permite la producción controlada y medidade cada zona, maximizando así la recuperación.

Los diseños de terminación de pozos incorpo-raron la estimulación por fracturamientohidráulico y empaques de grava de última gene-ración para intervalos de yacimientos largos yheterogéneos, sistemas de control de la produc-ción de arena y sistemas submarinos de controlde pozos (abajo). Los pozos también contienenválvulas de control de flujo y medidores perma-nentes.13 A pesar de que la inversión inicial en loscomponentes de terminación y su instalaciónrepresentaron más de US$ 20 millones por pozo,el equipo a cargo del proyecto también consideró

el costo potencial de las operaciones de repara-ción de pozos; en este caso, la intervención delpozo costaría aproximadamente US$ 10 millonespor operación. Dada la magnitud de estos costos,el equipo de fondo de pozo controlado en formaremota es una alternativa efectiva en materia decostos frente a las riesgosas y costosas interven-ciones (véase “Avances en materia de vigilanciade pozos y yacimientos,” página 14).

En los campos Aconcagua y Camden Hills, lasoperaciones de terminación de pozos se conduje-ron desde el Transoceánico Discoverer Spirit, una

8. Para obtener mayor información acerca de simulacionesde yacimientos utilizadas en decisiones relativas a insta-laciones de producción, consulte: Wallace BK yGudimetla R: “Canyon Express Field PerformanceSimulation,” artículo de la OTC 13131, presentado en laConferencia de Tecnología Marina 2001, Houston, Texas,EUA, 30 de abril al 3 de mayo de 2001.

9. Para obtener mayor información acerca de los principiosoperativos del proyecto Canyon Express, consulte: ClarkeD, Allen M y Rijkens F: “Canyon Express—A DeepwaterAffair in the Gulf of Mexico,” presentado en la Conferen-cia Internacional de Tecnología Marina Profunda, NuevaOrleáns, Luisiana, EUA, 6 al 9 de noviembre de 2000.

10. Cromb JR III: “Manejo de los riesgos y desafíos propiosde las aguas profundas,” Oilfield Review 11, no. 4(Primavera de 2000): i.

11. Antosh N: “Go Deep Takes New Meaning,” The HoustonChronicle 102, no. 11 (24 de octubre de 2002): 1B y 4B.

12. BP, independientemente, terminó sus pozos en el campoKing’s Peak. La explotación del campo King’s Peak,sumada a la de los campos Aconcagua y Camden Hills,produjo suficientes hidrocarburos para el proyectoCanyon Express.

13. Para obtener mayor información acerca de equipos decontrol de flujo y medidores de presión en fondo de pozo,consulte: Jackson Nielsen VB, Piedras J, Stimatz GP yWebb TR: “Aconcagua, Camden Hills, and King’s PeakFields, Gulf of Mexico Employ Intelligent CompletionTechnology in Unique Field Development Scenario,” artí-culo de la SPE 71675, presentado en la Conferencia yExhibición Técnica Anual de la SPE, Nueva Orleáns,Luisiana, EUA, 30 de septiembre al 3 de octubre 2001.

Colgador de la tubería de producción

Mandril de inyección de metanol

Válvula de seguridad TRC-DH-10-LO

Mandril de inyección química

Dispositivo de instalación del empacador

Sustituto de empalme Empacador de producción

Válvula de control de flujo superior

Válvula de control de flujo inferior

Niple de asentamientoGuía de re-entrada para el cable de aceroCubierta de 7 pulgadasNiple de asentamiento para elaislamiento de la zona inferiorTubería de aislamiento de 31⁄2 pulgadasEmpacador de aislamiento QUANTUMArreglo de sello de producción

Dispositivo AFIVEmpacador QUANTUM XDispositivo mecánico FIVTubería de producción de 27⁄8 pulgadascon anillos de detonación de carburoFiltro AIIFRACHerramienta de servicio

Transportador de registradores con tresmedidores de presión y temperatura

Niple transversal para el aislamiento dela zona superior

Opción mecánica adicional para instalación del empacador

Tope de la tubería de revestimientocorta (liner) de 95⁄8 pulgadas

Tubería de producción de 41⁄2 pulgadas

Empacador QUANTUM XDispositivo FIV mecánico/hidráulico

Filtro AIIFRACEmpacador recolector

Intervalo superior

Tope de la tuberíade revestimientode 95⁄8 pulgadas

Intervalo inferior

> Terminación típica de pozos en el campo Camden Hills, proyecto CanyonExpress. El empacador recolector, el arreglo inferior de control de la produc-ción de arena, el arreglo superior de control de la producción de arena y elconjunto de aislamiento se instalaron por separado en cuatro bajadas alpozo. Los componentes de la terminación superior, desde el ensamblaje desello de producción hacia arriba, fueron instalados en una sola operación.

embarcación de perforación dinámicamente posi-cionada. Para optimizar el tiempo de laembarcación, las operaciones de terminación sediseñaron de modo de tomar ventaja de las capa-cidades avanzadas de manejo de tuberías delsistema de doble cabria. Durante las operacionesde terminación, se hallaban activos en el área unaembarcación de tendido de tuberías, una embar-cación de perforación y un vehículo operado enforma remota (ROV, por sus siglas en inglés), locual requirió una cuidadosa coordinación y vigi-lancia por parte de todas las cuadrillas de trabajo.

Los diseños y procedimientos de terminaciónde pozos para los seis pozos de los camposAconcagua y Camden Hills eran similares. Amedida que el equipo de operaciones adquiríamayor experiencia se reducía el tiempo requeridopara terminar un pozo (derecha).

En primer lugar, se bajó el árbol submarinohorizontal y se probó inmediatamente antes decomenzar las operaciones de terminación. Laembarcación de perforación posee dos mesasrotativas; el árbol submarino se bajó desde lamesa rotativa instalada en la parte posterior de laembarcación (popa), mientras que el tubo ascen-dente de perforación con el conjunto preventor dereventones (BOP, por sus siglas en inglés) se bajódesde la mesa rotativa delantera.14 Luego debajar el árbol submarino, el tubo ascendente deperforación y el sistema de control de interven-ción y reparación, se probó el árbol. Lainstalación del equipo de terminación comenzódespués de bajar y trabar el conjunto BOP.

Después de probar el conjunto BOP, se perfo-raron los tapones de abandono temporarios, y selimpió el pozo desplazando el lodo de perforacióncon agua de mar y luego salmuera de terminaciónde cloruro de calcio [CaCl2]. Posteriormente, se uti-lizaron espaciadores de desplazamiento, raspadoresde tubería de revestimiento, cepillos y herramientasa chorro para minimizar los detritos residuales delpozo.15 Se utilizó el cable de adquisición de registros(perfilaje) para asentar el empacador colector cercadel fondo del pozo, a fin de proveer control de pro-fundidad para las operaciones subsiguientes dedisparo (cañoneo, punzado) y de control de la pro-ducción de arena. Luego se dispararon losyacimientos de arenisca superiores e inferiores uti-lizando un equipo de disparo trasportado por latubería de producción y se terminaron con una con-figuración de fracturamiento hidráulico y empaqueapilado para la producción conjunta.

Las operaciones de disparo para uno de lospozos del proyecto Canyon Express se efectuaroncon Equipo de Disparo Activado por ImpactoS.A.F.E. en lugar de detonadores eléctricos oexplosivos de herramientas de anclaje de empa-cadores, que no pueden utilizarse mientras se

hallen en uso las radios, los soldadores u otroselementos del equipo de perforación.16 El activa-dor de explosión del sistema S.A.F.E. requierecorrientes más altas que los detonadores oexplosivos comunes, de modo que los voltajeserráticos no constituyen una preocupación. Lautilización del sistema S.A.F.E. ahorra tiempo deequipo de perforación durante las operaciones dedisparo porque no se requiere el silencio deradio; las operaciones tales como soldaduras

pueden continuar sin interrupción. Las zonas sedispararon en condiciones de sobrepresiónligera; cualquier daño de disparo sería remediadomediante operaciones de fracturamiento hidráu-lico que se extenderían más allá de la zonadañada. La Válvula de Aislamiento de laFormación FIV, descrita posteriormente, y untapón aislaron la zona inferior durante las opera-ciones de disparo y de control de la producciónde arena en la zona superior.

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Plan original

MC305 #2

MC348 #2S1MC305 #4MC348 #1S1

MC305 #3

MC305 #1

MC305 #2S1

Incluye 5 días parala zona intermedia

Operaciones de terminaciónabortadas; pozo temporalmenteabandonado para una posteriordesviación de su trayectoria

Movilización al pozo

Limpieza de cabeza de pozo ybajada de los conjuntos BOPs

Bajada del árbol submarino(mesa rotativa de popa)

Limpieza y desplazamientocon salmuera

Operaciones de disparo,fracturamiento y empaque

de la zona inferior

Operaciones de disparo,fracturamiento y empaque

de la zona superior

Bajada de ensamblajede aislamiento

Bajada de los componentesde la terminación superior

hasta el colgador de tubería

Bajada del árbol determinación submarino y de

la sarta de asentamiento

Asentamiento y pruebadel colgador de tubería

Anclaje de empacadoresy apertura de los

dispositivos FIV y AFIP

Prueba de flujo dela primera zona

Prueba de flujo dela segunda zona

Prueba de flujo de ambaszonas en conjunto

Bajada del tapón del colgadorde tubería y extracción dela sarta de asentamiento

Anclaje y prueba delsombrero interno del árbol

Desmontaje del equipode perforación

Días acumulados

0 5 10 15 20 25 30 35 40 45

> Desempeño de terminación mejorada. El Equipo Integrado de Proyectos de Pozos calculó que eltiempo desde el arribo de la embarcación de perforación a la localización hasta el desmontaje de lamisma fue de 40 días (curva rosada con cubos). Excepto por el pozo #2 del Bloque 305 del Cañón delMississippi, que se hallaba temporalmente abandonado esperando una desviación de su trayectoria,los pozos en los campos Aconcagua y Camden Hills se completaron en 39 días o menos; un pozo, elMC305 #1, requirió sólo 24 días para su terminación.

Primavera de 2003 43

La zona superior fue empacada con gravadebido a la existencia de un acuífero cercano; lazona inferior fue fracturada hidráulicamente yempacada con grava. Las zonas se aislaron luegode efectuar operaciones de control de la produc-ción de arena para prevenir la pérdida y el influjode fluido.

Se utilizó la tecnología innovadora FIV con elempacador QUANTUM X, parte de la familia deempacadores de empaque de grava QUANTUM,y se efectuó un fracturamiento hidráulico seguidode empaque de grava STIMPAC para el control dela producción de arena. Estas válvulas operadasen forma remota se activan con presión en lugarde mediante intervención física con línea deacero (línea de arrastre, slickline); en caso depresentarse problemas, pueden abrirse utilizandola línea de acero o la tubería flexible. Estas vál-vulas aíslan las zonas terminadas por separadopara eliminar problemas potenciales de pérdidade fluido y daño de formación. Cuando se extrajola herramienta de servicio para el tratamiento defracturamiento hidráulico, la válvula de bola(esférica) FIV se cerró mecánicamente, para pro-veer un cierre positivo en caso de pérdida defluido o influjo desde la formación durante lasoperaciones de terminación.

Los empacadores son dispositivos de fondode pozo que se utilizan en casi todas las termina-ciones para aislar el espacio anular de la tuberíade producción y anclar el tubo de conducción enla tubería de revestimiento, lo cual permite con-trolar la producción, la inyección o eltratamiento. El empacador QUANTUM X es unempacador versátil y sólido diseñado para termi-naciones que incluyen control de la producciónde arena, tales como empaque de grava, y trata-mientos de estimulación de alta presión y altovolumen. En este caso, los servicios STIMPACcombinaron fracturamiento hidráulico y empaquede grava en una sola operación. Esta técnica defracturamiento y empaque atraviesa el daño deformación y minimiza el deterioro de la producti-vidad que es común en los empaques de grava depozo entubado convencionales.17 Esta operaciónde estimulación fue ejecutada con las embarca-ciones de estimulación marina DeepSTIM I yDeepSTIM II. Las embarcaciones DeepSTIM per-miten efectuar tratamientos de gran capacidad yoperaciones de bombeo a altos regímenes y altapresión, fracturamiento hidráulico, acidificación oempaque de grava en localizaciones remotas oen aguas profundas.

A continuación del tratamiento final de controlde la producción de arena, se bajó un conjunto deempacador de aislamiento con la tubería de tra-bajo para establecer los trayectos de flujoapropiados para la producción subsiguiente. Los

fluidos provenientes de la arenisca inferior ascen-dieron por la tubería de producción, y la areniscasuperior produjo por el espacio anular existenteentre la tubería de aislamiento y el filtro de controlde la producción de arena. El conjunto de aisla-miento también incorporó la Válvula deAislamiento de la Formación Controlada por elEspacio Anular AFIV, para proporcionar control delpozo y prevenir la pérdida de fluido en la trayecto-ria de flujo superior.

Los diseños de las terminaciones frente a laformación difieren un poco porque Marathon yTotalFinaElf poseen filosofías diferentes. Porejemplo, TotalFinaElf utiliza el servicio de deter-minación de datos de fracturamiento antes deltratamiento para optimizar el diseño de la opera-ción de fracturamiento hidráulico. TotalFinaElfseleccionó filtros enrejados específicos con tubosde derivación para optimizar las tareas de fractu-ramiento y empaque en intervalos largos ydesviados, a fin de maximizar la producción yminimizar el efecto del factor de daño. Marathonseleccionó filtros pre-empacados para optimizarel control de la producción de arena. El riesgoinvolucrado en las terminaciones inferiores fuesignificante; se requirieron varias operacionesdiferentes para instalar cada componente; cual-quiera de ellas podría dañar la zona productora sise cometía un error. Sin embargo, una vez insta-lados todos los componentes de la terminación,ambos diseños de terminación ofrecieron unabase sólida y efectiva para la instalación de lacomplicada terminación superior.

El arreglo de terminación superior se instalócomo una sola unidad y de manera tal quepudiese recuperarse si fuera necesario. No obs-tante, bajar la terminación superior presentóriesgos y retos importantes. Este equipo incluíaun arreglo de sellos de producción que se colocae inserta en el arreglo del empacador de aisla-miento. El equipo del Sistema Inteligente deTerminación de Pozos WellDynamics (IWCS, porsus siglas en inglés) fue bajado por encima delconjunto de sellos. El equipo IWCS incluye dosválvulas de control de flujo, que permiten el con-trol selectivo de cada intervalo terminado. Elequipo IWCS también incluye medidores de pre-sión y temperatura, y un empacador deproducción anclado hidráulicamente.

En los pozos del proyecto Canyon Expresstambién se bajaron un sistema de inyección quí-mica para el tratamiento de incrustaciones yválvulas de seguridad subterráneas controladasdesde la superficie (SCSSVs, por sus siglas eninglés), (véase “Válvulas de seguridad de fondode pozo listas para operar,” página 54).18

Temperaturas de lecho marino de 3ºC [38ºF] y laposibilidad de formación de hidratos de gas,

indujeron a inyectar metano para inhibir la for-mación de hidratos en las líneas de flujo. Otrosistema en las cabezas de pozo minimiza los pro-blemas de producción causados por cambios enel estado de los hidrocarburos líquidos, talescomo la precipitación de parafina. Se utilizannueve líneas de control para operar los distintossistemas de fondo de pozo.

La válvula SCSSV utilizada, era una válvulapresurizada con nitrógeno recuperable mediantetubería de producción. Esta válvula incorpora sis-temas de operación hidráulicos duales yredundantes. La válvula SCSSV se fijó a una pro-fundidad suficiente como para evitar la formaciónde hidratos, aproximadamente a 762 m [2500pies] debajo del lecho marino.19 Un mandril deinyección de metano instalado justo encima de laválvula SCSSV ofrece mayor protección contra laformación de hidratos. La tubería se bajó desdeeste mandril hasta el colgador de tubería subma-rino. La herramienta utilizada para bajar elcolgador de tubería de producción, operadamediante el sistema de control de pozos subma-rinos SenTREE 7, fue trabada al colgador de latubería de producción.

14. Un tubo ascendente de perforación es un tubo de grandiámetro que conecta el conjunto BOP submarino a unequipo de perforación flotante, para llevar los retornosde lodo a la superficie. Sin el tubo ascendente, el lodosimplemente se derramaría en el lecho marino por laparte superior del conjunto BOP. El tubo ascendentepodría ligeramente considerarse como una extensióntemporaria del pozo hacia la superficie.

15. Un espaciador es una cantidad relativamente pequeña—generalmente menos de 200 bbl [32 m3]—de una mezclaespecial de fluido de perforación para llevar a cabo unatarea específica que un fluido de perforación común nopuede realizar. Como ejemplos se pueden mencionar losespaciadores de alta viscosidad para ayudar a elevar losescombros fuera de un pozo vertical, espaciadores deagua dulce para disolver la invasión de formaciones de sal,espaciadores de liberación de la tubería de perforaciónpara destruir el revoque de filtración y aliviar las fuerzas deatascamiento diferencial y espaciadores de material depérdida de circulación para taponar una zona ladrona.

16. Para obtener mayor información acerca de la tecnolo-gía de operaciones de disparo, consulte: Behrmann L,Brooks JE, Farrant S, Fayard A, Venkitaraman A, BrownA, Michel C, Noordemeer A, Smith P y Underdown D:“Técnicas de diseño de los disparos para optimizar laproductividad,” Oilfield Review 12, no. 1 (Verano de2000): 54–794.

17. Para obtener mayor información acerca de la técnica defracturamiento y empaque, consulte: Ali S, Norman D,Wagner D, Ayoub J, Desroches J, Morales H, Price P,Shepherd D, Toffanin E, Troncoso J y White S: “Métodocombinado de estimulación y control de la producción dearena,” Oilfield Review 14, no. 2 (Otoño de 2002): 32–53.

18. Una válvula de seguridad es un dispositivo instalado enun pozo que cierra los conductos de producción anteuna emergencia. Se dispone de dos tipos de válvula deseguridad subterránea: la de control en superficie y lade control subterráneo. En cada caso, el sistema de laválvula de seguridad está diseñado a prueba de fallas,de modo que el pozo se aísla en caso de falla del sis-tema o daño en las instalaciones de control de laproducción en superficie.

19. Para obtener mayor información acerca de las máximasprofundidades de instalación de válvulas de seguridaden el 190, consulte: Christie A y McCalvin D: “KeyComponents to Conquer the Deep,” Hart’s DeepwaterTechnology (Agosto de 2002): 37–38.

El sistema SenTREE 7 posee capacidad decierre, desconexión y control de pozo durante lalimpieza y prueba del mismo, y el sistema blo-quea el flujo del pozo y se puede remover enforma segura en tan sólo 15 segundos.20 Estesofisticado árbol de pruebas en aguas profundasse controló electrohidráulicamente con un umbi-lical pequeño y multifuncional sujetado a lacolumna de asentamiento. Durante la instalaciónde los componentes de terminación, el sistemade control SenTREE 7 permitió que la válvulaSCSSV y el equipo IWCS funcionaran antes deasentar el colgador de la tubería de producción.El sistema de control Commander para el controlsubmarino de pozos manejó y vigiló el árbol depruebas y la terminación durante el transcurso delas operaciones.

En la columna de asentamiento, se bajó unmandril de sello del tubo ascendente especialpara proteger los umbilicales cuando se cierra elempacador de derivación en caso de que el gasentrara en el tubo ascendente de perforación porencima del conjunto BOP. Se posicionó el man-dril de sello del tubo ascendente de modo tal deacomodar la circunstancial elevación de la

embarcación de perforación, el movimiento des-cendente causado por la pérdida del manteni-miento de la estación, y el destrabe deemergencia del sistema SenTREE 7.

Se circuló fluido de empacador dentro delpozo antes de asentar el empacador de produc-ción. El empacador de producción se anclóhidráulicamente después de que el colgador detubería fuera colocado, trabado y probado. Lasválvulas de aislamiento de fondo de pozo—dis-positivos FIV y AFIV—se abrieron aplicando unnúmero predeterminado de ciclos de presión enla tubería de producción. El dispositivo AFIV pro-vee control por zonas para la zona superior; eldispositivo FIV provee control de fluido confiableantes de bajar la sarta de producción.

Las válvulas de control de flujo fueron configu-radas para producir el intervalo inferior a los efec-tos de limpieza y evaluación. El gas y condensadoproducido se quemaron durante el período de con-traflujo, y se obtuvieron muestras de cada uno delos intervalos en la superficie. Los fluidos de esti-mulación recuperados fueron almacenados ya seapara quemarlos con el gas producido o para trans-portarlos a la costa para su posterior desecho.

Dado que se quiso prevenir la formación de hi-dratos y evitar el riesgo mecánico de bajar cablede acero, no se obtuvieron muestras de fluido defondo del pozo.

El intervalo superior se hizo fluir para la lim-pieza y evaluación de una manera similar. Unacorta prueba de los intervalos produciendo enconjunto confirmó que el equipo IWCS funcionócorrectamente. El pozo se cerró en la superficie;la válvula SCSSV se cerró, y el fluido en la tube-ría encima de la válvula SCSSV fue desplazadopor el metano. Se bajó el tapón corona del colga-dor de tubería con cable de acero, y la unidadSenTREE 7 se destrabó y extrajo del pozo.

Un tapón asentado con cable de adquisición deregistros fue pre-instalado en el sombrero internodel árbol en superficie, el cual se bajó luego en lasarta de trabajo utilizando una herramienta de ins-talación mecánica. La herramienta de instalaciónmecánica se opera cerrando el conjunto adecuadode sellos de tubería y aplicando presión sobre laslíneas de estrangulamiento o ahogo del pozo.

Finalmente, el fluido del pozo fue descargadoen el equipo de perforación para la prueba de pro-ducción y limpieza. Luego se aseguró el árbol conun tapón de colgador de tubería bajado con cablede adquisición de registros y sombrero interno deárbol. Se desconectaron el conjunto BOP, el tuboascendente, y el umbilical del sistema de controlde reparación e intervención, y se desplazó elequipo de perforación al próximo pozo en el pro-grama de terminación.

Al final de este proyecto, Marathon y todoslos proveedores de servicios del campo CamdenHills condujeron una larga evaluación, y todas laslecciones aprendidas e ideas de mejoras fueronasimiladas para perfeccionar las futuras opera-ciones de terminación. TotalFinaElf celebróreuniones similares con Schlumberger para revi-sar cada terminación del campo Aconcagua. Elequipo de perforación de actividad dual propor-cionó flexibilidad y permitió ahorrar muchos díasde tiempo de equipo porque la mesa rotativa dela popa se utilizó para pruebas de presión fuerade línea, preparación y arreglo de los componen-tes de la terminación, previo al uso de losmismos en las actividades desarrolladas en lamesa rotativa delantera.

Las terminaciones de pozos de los camposCanyon Express establecieron muchos récordspara proyectos en aguas profundas; algunos deellos ya fueron superados como sucede conrécords mundiales en cualquier ambiente diná-mico de operación. En el campo Camden Hills,por ejemplo, los récords incluyeron la mayor pro-fundidad de agua, 2197 m [7209 pies], para eldesarrollo del campo; un récord mundial de pro-fundidad al tiempo de colocar una válvula

44 Oilfield Review

Tem

pera

tura

Pres

ión

Tiempo

Las cuatro etapas principales del proceso de fraguado de una lechada de cemento

Enteramente líquido Gelificación temprana Hidratación Cemento fraguado

Presión hidrostáticaPeríodocrítico dehidratación

Presión de poro

CWSS–después de este punto,puede haber invasión de gas

Fraguado delcemento–nopuede haberinvasión de gas

> Invasión de fluido durante el fraguado del cemento. Las lechadas de cemento atraviesan cuatroetapas principales al progresar desde un estado enteramente líquido hasta uno sólido (centro). Latemperatura incrementa durante la tercera etapa, hidratación (arriba). Cuando la resistencia estáticade gel de la lechada alcanza un punto conocido como esfuerzo cortante crítico de la pared del pozo(CWSS, por sus siglas en inglés), el gas o el agua de la formación puede entrar a la lechada porque lapresión transmitida por la lechada es igual a la presión de poro de la formación (abajo). El CWSS estambién el punto de comienzo para el período crítico de hidratación (CHP, por sus siglas en inglés). Elfinal del CHP ocurre cuando la matriz del cemento es lo suficientemente impermeable para prevenirla migración de gas o fluido. Durante el CHP, la lechada es altamente vulnerable a la migración de gaso fluido. En consecuencia, un CHP corto es una de las características clave que una lechada decemento debe poseer cuando existen peligros de flujos someros de agua o gas.

Primavera de 2003 45

subterránea de seguridad controlada desde lasuperficie a 3016 m [9894 pies] debajo del niveldel mar; los primeros tres fracturamientos yempaques apilados con cuatro dispositivos deaislamiento por zonas; y la movilización másrápida del sistema SenTREE 7; en sólo 25 minu-tos. Para mejorar la eficiencia de trasladar laembarcación Discoverer Spirit de una localiza-ción a otra, el conjunto BOP permaneciódesplegado debajo de la embarcación, a unos122 m [400 pies] sobre el lecho marino, aho-rrando millones de dólares en tiempo de equipoen comparación con el tiempo necesario para latotal recuperación del conjunto BOP, su traslado yre-despliegue.21 Éstas y otras marcas se alcanza-ron antes de lo programado y sin accidentes odaños por tiempo perdido, y logrando la limpiezadel pozo y productividad de las zonas conforme alo planificado inicialmente.

Tanto Marathon como TotalFinaElf son acree-dores del éxito del proyecto Canyon Express porel cuidado demostrado durante el planeamiento yla ejecución de las operaciones. Nada se des-cuidó; los miembros del equipo WIPT evaluaronaún hasta los más simples componentes de lossistemas de terminación avanzada para poderconfiar en sus decisiones. Los pozos se “termina-ron en papel” muchas veces antes de quecomenzaran las operaciones.

Avances en la cementación en aguas profundasEl aislamiento por zonas es una preocupaciónclave en aguas profundas, donde los flujos some-ros de agua o flujos de gas debajo del lechomarino pueden conducir a problemas de controldel pozo y a una serie de peligros relacionadosque le han costado cientos de millones de dóla-res estadounidenses a la industria de exploracióny producción (E&P).22 Los flujos someros de aguao gas tienden a ocurrir en áreas de rápida sedi-mentación, formaciones sobrepresurizadas y for-maciones débiles, condiciones típicas de todaslas provincias más importantes de aguas profun-das de interés para las compañías de E&P. Estospeligros se detectan fundamentalmentemediante el análisis de datos sísmicos y demediciones efectuadas durante la perforación,sin embargo, la creciente base de datos de lospozos en aguas profundas en regiones talescomo el Golfo de México, ha conducido a predic-ciones más confiables a medida que los datos depozos se han ido integrando con los mapas desísmica regionales.23

La pérdida de varios pozos en el campo Ursa,Golfo de México, en la década de 1990, hizo tomarconciencia e inspiró respeto por los peligros querepresentan los flujos someros de agua o gas.24

Como resultado, los operadores han modificadosus procedimientos de perforación y sistemas decementación. Se seleccionan las localizacionesde perforación y se planifican las trayectorias delos pozos para evitar los peligros de flujos some-ros. Si se esperan flujos someros, se incrementael espaciamiento entre pozos de desarrollo, por-que los derrumbes provenientes de un pozopodrían afectar los pozos vecinos. Los diseños detuberías de revestimiento para pozos en aguasprofundas ahora contemplan la posibilidad detener que instalar una tubería de revestimientodebajo de zonas de flujos someros de agua o gas,pese a que la instalación de tuberías de revesti-miento para contrarrestar los peligros de flujossomeros conduzca a incurrir en costos más altosen la construcción de pozos, y a utilizar diámetrosmás pequeños en las tuberías de revestimiento yde producción.

Los flujos someros de agua o gas afectan lossistemas de cementación de diferentes mane-ras.25 Primero, debido a que estos flujosgeneralmente ocurren a profundidades relativa-mente someras respecto de la línea del lodo osuperficie del lecho marino—152 a 762 m [500 a2500 pies]—y en formaciones débiles, no conso-lidadas, el sistema de cementación debe serespecialmente ligero de modo tal que las presio-nes ejercidas sean inferiores a la presión defracturamiento. El diseño de la lechada debe pro-veer control de la pérdida de fluido—de 50mL/30 min API o menos—para evitar modificar lareología o densidad de la lechada.26 Para reducirla posibilidad de que se formen canales de flui-

dos en el cemento, el diseño de la lechada debeminimizar la cantidad de agua libre y el asenta-miento de partículas en la lechada, un fenómenoconocido como sedimentación. El período críticode hidratación (CHP, por sus siglas en inglés)debe ser breve para prevenir que fluyan gas oagua en el cemento (página anterior y arriba).Finalmente, el cemento endurecido o fraguadodebería poseer baja permeabilidad para proveerun aislamiento por zonas efectivo y duradero.

20. Para obtener mayor información acerca del sistemaSenTREE 7, consulte: Christie et al, referencia 5.

21. Pallanich Hull J: “BOP-Deployed Move Saves Time,Money,” Offshore 62, no. 6 (Junio de 2002): 36.

22. Ostermeier RM, Pelletier JH, Winker CD, Nicholson JW,Rambow FH y Cowan KM: “Dealing with Shallow-WaterFlow in the Deepwater Gulf of Mexico,” artículo de laOTC 11972, presentado en la Conferencia de TecnologíaMarina de 2000, Houston, Texas, EUA, 1 al 4 de mayo de2000.

23. Para obtener mayor información acerca del uso dedatos sísmicos para predecir los riesgos de perforación,consulte: Alsos et al, referencia 4.

24. Eaton LF: “Drilling Through Deepwater Shallow WaterFlow Zones at Ursa,” artículo de las SPE/IADC 52780,presentado en la Conferencia de Perforación de lasSPE/IADC, Amsterdam, Holanda, 8 al 11 de marzo 1999.

25. Para obtener mayor información acerca de la cementa-ción en áreas de flujo someros, consulte: Stiles DA:“Successful Cementing in Areas Prone to ShallowSaltwater Flows in Deepwater Gulf of Mexico,” artículode la OTC 8305, presentado en la Conferencia deTecnología Marina, Houston, Texas, EUA, 5 al 8 de mayode 1997.

26. La pérdida de fluido es la fuga de la fase líquida delfluido de perforación, lechada o fluido de tratamiento quecontiene partículas sólidas en la matriz de la formación,medida en volumen por unidad de tiempo. La acumula-ción resultante de material sólido o revoque de filtraciónpuede resultar indeseable, como lo puede ser la penetra-ción de filtrado a través de la formación. Los aditivos paraprevenir las pérdidas de fluidos se utilizan para contro-lar el proceso y evitar el daño potencial del yacimiento.

Resi

sten

cia

de g

el, l

bf/1

00 p

ies2

Tiempo

Matriz impermeable

CWSS = 0.25 [ xgLxcos Pf] [Dh Dc] / L, donde:x = n

x = 1

= densidad del fluido

g = aceleración de la gravedad

L = largo de la columna

= ángulo de inclinación

Pf = presión de poro

Dh = diámetro del pozo

Dc = diámetro de latubería derevestimiento

n = número total de diferentes fluidos en

el espacio anular

x = se refiere a cada fluido en el espacio anular

CWSS

CHP

10,000

1000

100

10

1Tc Tf

> Aspectos críticos de las operaciones de cementación en áreas de flujos someros de agua y gas. ElCWSS para un espacio anular con fluido de perforación y cemento, descrito en la ecuación (arriba), esprincipalmente una función de los parámetros del pozo y es independiente de la mayoría de las propie-dades de la lechada, excepto de la densidad de la lechada. El CHP, que comienza a Tc y termina a Tf,refleja el desarrollo de la resistencia estática de gel, o cuán rápido se gelifica la lechada luego delcese del bombeo. Los operadores de aguas profundas buscan típicamente lechadas de cemento queminimizan el CHP, especialmente en áreas con flujos someros de agua o gas.

Al igual que otras tecnologías aplicadas enaguas profundas, la cementación de pozos haavanzado rápidamente, y ahora se hallan dispo-nibles múltiples soluciones para contrarrestar yaislar los flujos someros de agua o gas. En algu-nos proyectos de desarrollo en aguas profundas,se escogen cementos energizados para cementarformaciones débilmente consolidadas. Estas

lechadas incorporan nitrógeno u otro gas inerteen un sistema convencional de cemento Pórtlandpara reducir la densidad de la lechada. Esta téc-nica permite el ajuste de la densidad de lalechada en la localización del pozo, buen controlde pérdida de fluido y desarrollo satisfactorio dela resistencia a la compresión a bajas tempera-turas, pero los sistemas de cementación

energizados requieren equipo adicional, ademásdel gas apropiado. En áreas remotas, el costo ylos requisitos logísticos generalmente exigenotras opciones.27 Además, las lechadas energiza-das tienden a incrementar la permeabilidad delcemento fraguado, lo cual es indeseable para unaislamiento de largo plazo.

Otra opción, el cemento con yeso de fraguadorápido, también conocido como cemento arga-masa o cemento fraguado 60:40 que muestra unángulo recto en la carta del consistómetro, puedeser efectivo para las tuberías de revestimientofraguado en ambientes de baja temperatura. Sinembargo, este tipo de cemento se vuelve compli-cado y costoso a la hora de mezclar o bombear.28

La parte 60:40 del nombre se refiere al hecho queun saco de mezcla contiene 60% de yeso enpeso. El otro 40% es cemento Pórtland Clase C.La densidad de la lechada base de estos siste-mas es de 15.8 lbm/gal [1894 kg/m3], de modoque la lechada se debe energizar si se requiereuna densidad menor. El yeso se fragua rápida-mente, de modo que un aspecto clave deplanificar y ejecutar estas tareas consiste enretardar correctamente la lechada de manera queno fragüe antes o durante las operaciones debombeo (izquierda).

La ventaja clave del cemento con yeso es queel fraguado rápido previene la migración defluido dentro del cemento, pero esta ventaja traemuchas desventajas. La calidad del yeso es alta-mente variable, de modo que cada mezcla debeser rigurosamente probada antes de comenzar latarea. Además, la lechada es propensa a la con-taminación en tanques y equipos de bombeo, locual exige un trabajo extra para limpiar todos losequipos. Muchos operadores prefieren evitar uti-lizar múltiples sistemas de cementación porqueel espacio para almacenamiento y dispositivos enequipos de perforación de aguas profundas es limi-tado. Debido a que los cementos con yeso se usantípicamente para secciones someras de pozos enaguas profundas, se debe disponer de otro sistemade cementación para las secciones más profundas.

Una innovación reciente, la tecnología desoluciones de cementación en aguas profundasDeepCEM, ofrece un rendimiento similar a loscementos con yeso pero simplifica la logística.Los sistemas DeepCEM incorporan un disper-sante sin retardante y un acelerador de fraguadode cemento; éstos sirven para acortar el tiempode transición. Estos aditivos son convenientespara mezclar y bombear, y son compatibles concualquier cemento de pozo de petróleo o gas.También logran que las lechadas sean menossensibles a pequeñas variaciones en las condi-ciones del pozo o a concentraciones de aditivos.

46 Oilfield Review

10,000

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100

Resi

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de g

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Tc

Matrizimpermeable

CHP

TiempoTf

1

2000

1500

1000

Resi

sten

cia

de g

el, l

bf/1

00 p

ies2

500

1750

1250

750

250

0 50

Con acelerador de fraguadode cemento DeepCEM

Sin acelerador defraguado decemento DeepCEM

100 150 200 250 300 350 400Tiempo, min

0

CWSS

0.4gal/saco

0.2gal/saco 0.15

gal/saco

0.1gal/saco

0.05gal/saco

Tiempo de transición:Sin acelerador de fraguado de cemento DeepCEM = 161 minCon 0.2 galones de acelerador de fraguado DeepCEM por saco de cemento = 70 minCon 0.4 galones de acelerador de fraguado DeepCEM por saco de cemento = 47 min

Cemento clase HCon 0.5 galones del sistema de baja temperatura GASBLOK por saco de cementoCon 0.06 galones de dispersante no retardante DeepCEM por saco de cementoDensidad = 16.4 lbm/gal Temperatura = 65 ºFPresión = 400 lpc

> Optimización del tiempo de fraguado del cemento. El CHP se puede reducir sila lechada exhibe “un ángulo recto en la carta del consistómetro” mientras sedesarrolla la resistencia estática de gel. En este caso la resistencia se desa-rrolla tan pronto como cesa el bombeo (arriba). La expresión “ángulo recto enla carta del consistómetro” se refiere a la curvatura de casi 90º (línea azul) queexhibe la gráfica que vincula la resistencia de gel en función del tiempo. Sedesean curvas más abruptas de desarrollo de resistencia estática de gel por-que corresponden a CPHs más cortos. La resistencia de gel se puede modifi-car agregando aditivos, tales como los aditivos DeepCEM, una capacidadclave para cementar áreas propensas a flujos someros de agua y gas (abajo).

Primavera de 2003 47

Las lechadas que incorporan la tecnologíaDeepCEM desarrollan resistencia de gel y resis-tencia a la compresión rápidamente, aún en lasbajas temperaturas típicas de ambientes deaguas profundas (derecha).

Cementación en aguas profundas en el Golfo de MéxicoEn las aguas profundas del Bloque 243 del áreadel Cañón del Mississippi, Golfo de México,TotalFinaElf está desarrollando su descubri-miento Matterhorn. El campo se halla a 858 m[2816 pies] debajo del agua y actualmente con-tiene nueve pozos que fueron perforados ycementados entre diciembre de 2001 y octubrede 2002; los pozos se terminarán utilizando unequipo de reparación durante el verano de 2003,y la producción fluirá a una pequeña plataformade cables tensados, también conocida comominiTLP.

En los pozos Matterhorn, TotalFinaElf espe-raba flujos someros de agua y temperaturas delecho marino de 4ºC [40ºF]. Los fluidos de perfo-ración, la remoción de lodos y los programas decementación de pozos fueron el tema de intensi-vos estudios de factibilidad antes de que lacompañía aprobara el desarrollo del campoMatterhorn, durante el proceso de licitaciones paraseleccionar a las compañías de servicios y tambiénantes de que comenzaran las operaciones.

Para mejorar la remoción del lodo,TotalFinaElf utilizó el simulador de Soluciones deIngeniería WELLCLEAN II para optimizar las velo-cidades de flujo y la cantidad de fluidosespaciadores, y seleccionó la familia de espacia-dores MUDPUSH para cementar.29

TotalFinaElf escogió un sistema de Cementode Pozo de Peso Liviano TXI que incorpora la tec-nología DeepCEM para las tuberías derevestimiento de superficie de 26 y 20 pulgadas.30

Se energizó la lechada de bombeo inicial para lastuberías de revestimiento de 20 pulgadas a fin decontrolar la presión hidrostática durante eltiempo de transición. El mismo sistema se utilizó,sin energizante, para las lechadas de cola.También se utilizó el sistema TXI con aditivosDeepCEM para las tuberías de revestimiento deproducción e intermedias, a los efectos de redu-cir los tiempos de transición y el tiempo deespera para el fraguado del cemento, una consi-deración clave dado que el costo de un equipo deperforación para aguas profundas era de US$250,000 por día.

La selección de un sistema de cementaciónsimple demostró ser un elemento clave para eléxito de las operaciones de cementación deTotalFinaElf. El equipo de perforación poseía sólo

dos tanques de cementación, de modo quehubiera sido poco práctico intentar utilizar másde un tipo de cemento. El almacenamiento demás de un tipo de mezcla de cemento tambiénpresenta dificultades cuando el espacio para alma-cenar es limitado. Además, la logística en la base

de tierra firme hubiera sido mucho más compli-cada, especialmente debido a que TotalFinaElfoptó por perforar los pozos de desarrollo en lotes:la cuadrilla de cementación en la localizaciónestaba realizando operaciones de cementaciónaproximadamente una vez cada tres días.

1400

1200

1000

800

600

Resi

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está

tica

de g

el, l

bf/1

00 p

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200

400

0 20 40 60 80 100Tiempo, min

0

Cemento Clase G y sistema DeepCEMSistema de ángulo recto en el consistómetroSistema DeepCRETE y DeepCEM

* Tiempo de transición13 min*

22 min*

12 min*

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1800

1600

1400

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1000

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sten

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a la

com

pres

ión,

lpc

200

600

400

0 5 10 15 20 25Tiempo, horas

0

Cemento Clase G y sistema DeepCEMSistema energizado de ángulo recto en el consistómetroSistema DeepCRETE y DeepCEM

12.5 lbm/gal

15.8 lbm/gal

12.5 lbm/gal

> Desarrollo de la resistencia estática de gel (arriba) y desarrollo de la resis-tencia a la compresión de lechadas utilizadas para la cementación en aguasprofundas (abajo). El sistema DeepCRETE y DeepCEM (curvas verdes) fue uti-lizado en pozos en aguas profundas en Malasia.

27. Para obtener mayor información acerca de cementosenergizados y ultralivianos, consulte: Al Suwaidi A, HunC, Bustillos JL, Guillot D, Rondeau J, Vigneaux P, HelouH, Martínez Ramírez JA y Reséndiz Robles JL: “Ligerocomo una pluma, duro como una roca,” Oilfield Review13, no. 2 (Otoño de 2001): 2–15.

28. Mohammedi N, Ferri A y Piot B: “Deepwater WellsBenefit from Cold-Temperature Cements,” World Oil 222,no. 4 (Abril de 2001): 86, 88 y 91.

29. Para obtener mayor información acerca de la remocióndel lodo, consulte: Abbas R, Cunningham E, Munk T,Bjelland B, Chukwueke V, Ferri A, Garrison G, Hollies D,Labat C y Moussa O: “Soluciones de largo plazo para elaislamiento por zonas,” Oilfield Review 14, no. 3 (Otoñode 2002): 18–31.

30. Los cementos livianos TXI se fabrican con escoria decemento liviano de entresuelo y escoria de cementoPórtland, a fin de producir una mezcla con una densidadespecífica relativamente liviana. La molienda fina deesta mezcla presenta una mayor reactividad perorequiere más cantidad de agua mezclada que loscementos Pórtland comunes. Véase: Nelson EB, Baret J-F y Michaux M: “Cement Additives and Mechanisms ofAction,” en Nelson EB: Well Cementing. Sugar Land,Texas, EUA: Schlumberger Dowell (1990): 13-3.Para obtener mayor información acerca de cementosTXI, consulte: http://www.txi.com/

Una embarcación de abastecimiento simpleabastecía grandes volúmenes de fluidos de perfo-ración, incluyendo cemento, para las operacionesen ambientes de flujo somero de agua. Dehaberse escogido más de un sistema de cemen-tación, se hubiese incrementado el potencial deconfusión, tanto en la base de abastecimientocomo en el equipo de perforación.

TotalFinaElf se enfrentó a flujos someros deagua en cinco de los nueve pozos Matterhorn.Todas las operaciones de cementación se lleva-ron a cabo sin problemas, y sin requerircementaciones correctivas en las tuberías derevestimiento bajadas y cementadas en zonas deflujo somero. Las pruebas de fugas (LOTs, por sussiglas en inglés) para todas las tuberías de reves-timiento eran adecuadas, lo cual permitió aTotalFinaElf continuar perforando en formasegura y sin pérdidas de fluidos de perforación.

Para las operaciones de terminación de pozosa realizar durante el año 2003, TotalFinaElf plani-fica adquirir registros de cementación paraevaluar mejor la calidad de la adherencia delcemento y la efectividad del aislamiento porzonas. Por ahora, la compañía cree que los resul-tados de las pruebas LOTs y de las verificacionesefectuadas con el vehículo ROV para el flujo anu-lar en las cabezas de pozos indican que lasoperaciones de cementación son exitosas. Enconsecuencia, TotalFinaElf se propone utilizaruna tecnología de cementación similar para lospozos futuros.

48 Oilfield Review

Sistema DeepCRETEde 12 lbm/gal

Sistema Clase Gconvencional de 15.8 lbm/gal

Sistema liviano de 12 lbm/gal

Fracción sólida, %0 20 40 60 80

Permeabilidad, mD0 0.05 0.10 0.15 0.20

Resistencia a la compresión, lpc0 1000 1500500 25002000 3000 3500

Pérdida natural de fluido sin aditivo para pérdida de fluido, mL0 400200 600 800 1000

Sistema DeepCRETEde 12 lbm/gal

Sistema Clase G convencionalde 15.8 lbm/gal

Sistema livianode 12 lbm/gal

Sistema DeepCRETEde 13.5 lbm/gal

Sistema Clase G convencionalde 15.8 lbm/gal

Sistema livianode 13.5 lbm/gal

Sistema DeepCRETEde 13.5 lbm/gal

Sistema liviano debentonita de 13.5 lbm/gal

Sistema de silicato desodio de 13.5 lbm/gal

> Fracción sólida, permeabilidad, resistencia a la compresión y pérdida de fluido de lechadas utilizadas para cementaciones en aguas profundas.

31. Para obtener mayor información acerca de las aplica-ciones de la tecnología DeepCRETE, consulte: Piot B,Ferri A, Mananga S-P, Kalabare C y Viela D: “West AfricaDeepwater Wells Benefit from Low-TemperatureCements,” artículo de las SPE/IADC 67774, presentadoen la Conferencia de Perforación de las SPE/IADC,Amsterdam, Holanda, 27 de febrero al 1 de marzo 2001.

32. El calor excesivo liberado a través de reacciones quími-cas del proceso de hidratación del cemento podríadisolver los hidratos depositados alrededor del pozo ydesestabilizar los sedimentos que estaban previamentecongelados en el lugar.

33. Los retornos de cemento constituyen una indicación dela calidad de la operación de cementación y la únicaindicación de pérdidas de fluidos durante una operaciónde cementación. Si se observan retornos y las presionesde bombeo se mantienen dentro del rango esperadodurante la operación, entonces, no se esperan proble-mas. Si no se observan retornos, o sólo se observanretornos parciales, entonces, existieron pérdidas de flui-dos durante la operación. En este caso, el tope delcemento no será tan alto como se había planeado ypueden ser necesarias operaciones de cementación deremediación.

34. Para obtener mayor información acerca del proyectoMarco Polo, consulte: Watson P, Kolstad E, BorstmayerR, Pope T y Reseigh A: “An Innovative Approach toDevelopment Drilling in the Deepwater Gulf of Mexico,”artículo de las SPE/IADC 79809, presentado en laConferencia de Perforación de las SPE/IADC,Amsterdam, Holanda, 19 al 21 de febrero de 2003.Para obtener mayor información acerca de la tecnologíaFlexSTONE, consulte: Abbas et al, referencia 29.

Primavera de 2003 49

Actualmente se halla disponible una tecnolo-gía adicional de cementación en aguas profundaspara satisfacer las necesidades de un fraguadorápido y prevenir la migración de gas en ambien-tes fríos y de aguas profundas. Para contrarrestarlos flujos someros de agua o gas y las bajas tem-peraturas, actualmente se utiliza la tecnología desoluciones de cementación en aguas profundasDeepCRETE, que incluye un diseño especial parala distribución del tamaño de las partículas. Estatecnología, además, no requiere equipos o perso-nal de trabajo especiales.31 Los sistemasDeepCRETE, que se pueden formular con densi-dades de entre 8.0 y 13.5 lbm/gal [959 a 1619kg/m3], incorporan la tecnología DeepCEM. Ladistribución del tamaño de las partículas facilitael bombeo de la lechada, mejora las propiedadesde fraguado del cemento tales como permeabili-dad y durabilidad, y requiere concentracionesmás bajas de aditivos para evitar la migración delgas, que lo que requieren las lechadas comunes(página anterior). Los sistemas DeepCRETEposeen un calor de hidratación más bajo que loscementos Pórtland comunes, lo cual reduce elriesgo de cementación en áreas con formaciónde hidratos de gas.32 El rango de ajustes posiblesde la densidad en la localización del pozo es máslimitado que para los cementos energizados,pero esta limitación se ve compensada por otrasventajas tales como el rápido tiempo de transi-ción, la baja pérdida de fluidos y la bajapermeabilidad del cemento fraguado.

Anadarko Petroleum ha desarrollado una acti-vidad intensa en las aguas profundas del Golfode México durante muchos años, con aproxima-damente 30 pozos perforados hasta el año 2002.Si bien sus operaciones de cementación que uti-lizaban cementos energizados eran exitosas,Anadarko buscaba alternativas más simples, másseguras y menos costosas. Los sistemas decemento energizado requieren equipos y perso-nal de trabajo adicionales, y el uso de fluidosenergizados—tales como el cemento gasifi-cado—plantea cuestiones de seguridad y demanejo de los riesgos que muchos operadoresluchan por evitar.

Anadarko—el primer operador en el Golfo deMéxico en aplicar esta tecnología—optó por utili-zar lechadas DeepCRETE, luego de observarresultados de pruebas de laboratorio respecto deldesarrollo de resistencia de gel de las lechadas.Las lechadas bombeadas en áreas propensas aflujos someros de agua o gas necesitan desarrollarresistencia de gel rápidamente. Las lechadasDeepCRETE fueron utilizadas para cementar lastuberías de revestimiento de superficie en un pozo

exploratorio de aguas profundas en el área delCañón del Mississippi (abajo). Las operaciones demezclado y bombeo se cumplieron acorde con elplan. En el proyecto de desarrollo Marco Polo en elárea Green Canyon, también operada porAnadarko, se cementaron tuberías de revesti-miento de 20 pulgadas con lechadas DeepCRETE.

Las herramientas de adquisición de registrosno pueden medir la calidad del cemento en sec-ciones de pozos de gran diámetro, de modo quelas operaciones de cementación en tuberías derevestimiento de superficie se evalúan de otrasmaneras. En estos pozos en aguas profundas,Anadarko observó que los retornos a la línea dellodo eran fáciles de observar utilizando un vehí-culo ROV.33 Los resultados de las pruebas LOTfueron mejor de lo esperado.

El uso de sistemas DeepCRETE significóimportantes ahorros financieros para Anadarko.La compañía ahorró cerca de US$ 200,000 en elpozo exploratorio al no poseer una cuadrilla detrabajo en espera para la operación de cementa-ción energizada, y que luego esa cuadrilla tuvieraque esperar para cementar la segunda tubería derevestimiento de superficie. Los pozos de desa-rrollo se cementaron en grupo, de modo que eltiempo de espera para una cuadrilla de cementa-ción energizada hubiese sido menor, con ahorrosestimados de aproximadamente US$ 100,000 porpozo. La perforación en el campo Marco Poloincorpora otras avanzadas tecnologías de cemen-tación, incluyendo lechadas de tecnologíaavanzada de cemento flexible FlexSTONE paratuberías de revestimiento de producción.34

Diagrama de pozo del campo Marco Polo Diagrama de pozo del proyecto del Cañón del Mississippi

4681 pies MD

6987 pies MD

7649 pies MD

8763 pies MD

10,391 pies MD

Tubería de revestimientode 36 pulgadas

Tubería de revestimientode 20 pulgadas

Tubería de revestimientode 133⁄8 pulgadas

Tubería de revestimientode 95⁄8 pulgadas

Tubería de revestimientode 36 pulgadas

Tubería de revestimientode 20 pulgadas

Tubería de revestimientode 16 pulgadas

Tope de la tubería cortade 16 pulgadas

Tubería de revestimientode 95⁄8 pulgadas

TEXAS

LUISIANA

MISSISSIPPIALABAMA

FLORIDA

Go l f o

d e M é x i c o

Campo Marco Polo

Pozo exploratorio en elCañón del Mississippi

0 100 300 millas200

0 100 200 500 km400300

> Localizaciones del campo Marco Polo y del pozo exploratorio en el Cañón del Mississippi, en la zonamarina del Golfo de México, y diagramas esquemáticos de los pozos (arriba).

Cementación en aguas profundas en la zona marina de MalasiaEn la zona marina de Malasia, en el Mar del Sur deChina, la compañía Murphy Sabah Oil Co. Ltd. per-foró con éxito cinco pozos en aguas profundas en2002 (arriba).35 Todas las localizaciones de perfora-ción mostraban potencial para flujos someros deagua o gas, formación de hidratos de gas y forma-ciones débiles no consolidadas. A profundidadesde entre 1300 y 3000 m [4265 y 9843 pies], lastemperaturas del lecho marino eran de aproxima-damente 1.7ºC [35ºF]; se efectuaron simulacionescon la aplicación de computación para evaluacióny diseño de cementación CemCADE, a fin de eva-luar los efectos de la temperatura en la capacidadde bombeo de la lechada y en el desarrollo de laresistencia a la compresión.

Inicialmente, la compañía Murphy consideróutilizar sistemas de cementación energizada,pero la movilización del equipo y el personaladicionales para estas operaciones agregabacomplicaciones inaceptables. Finalmente, la com-pañía Murphy seleccionó un sistema decementación liviano optimizado para satisfacerlos requisitos rigurosos en términos de densidadde la lechada, resistencia a la compresión ylimitado tiempo de espera para el fraguado delcemento. El sistema DeepCRETE incorporó aditivosDeepCEM y aditivos para el control de la migra-ción del gas GASBLOK; el control de pérdida defluidos, la carencia total de agua libre, la falta desedimentación y el corto tiempo de transición con-tribuyeron al excelente desempeño de la lechada.36

El sistema exhibió un bajo calor de hidratación, unatributo clave en un área que se sabe es propensaa la formación de hidratos de gas.

Las tuberías de revestimiento de superficiepara los cuatro pozos se cementaron con éxito,con retornos completos observados durantetodas las tareas de cementación de las tuberíasde revestimiento de superficie. Las pruebas LOTsen la zapata de la tubería de revestimiento desuperficie también cumplieron con los requisitosdel operador; las pruebas LOTs eran adecuadaspara que la compañía Murphy perforara hasta laprofundidad planificada para el asentamiento dela siguiente tubería de revestimiento sin tenerque colocar ninguna tubería de revestimientointermedia por contingencias.

50 Oilfield Review

MALASIA

VIETNAMTAILANDIA

MALASIA

TAILANDIA

MYANMAR

CHINA

INDONESIA

Tubería derevestimiento de

20 pulgadashasta 2671.5 m

Tubería derevestimiento de

133⁄8 pulgadashasta 3028 m

Profundidadtotal 4210 m

Tubería de revestimientoestructural de 36 pulgadas

Agujero de 24 pulgadascementado hasta lalínea de lodo

Agujero de 20 pulgadas

Agujero de 121⁄4 pulgadas

SUMATRA

M a r d e l S u r d e C h i n a

0

0 200 400 600 km

300 400 millas200100Bloque KBloque H

KALIMANTAN

SARAWAK

SABAHBRUNEI

> Cementación en aguas profundas en un área marina de Malasia. La compañía Murphy Sabah Oil Co. Ltd. cementó pozos en el Bloque K en abril de 2002.Los pozos, en profundidades de agua de 1300 a 3000 m [4265 a 9843 pies], fueron emplazados en áreas propensas a experimentar flujos someros de agua ogas, formación de hidratos y formaciones débiles y no consolidadas. El diagrama esquemático (derecha), muestra las tuberías de revestimiento y la confi-guración de la cementación.

Primavera de 2003 51

Cementación en aguas profundas en la zona marina de AngolaOtros sistemas de cementación avanzada seestán utilizando ventajosamente en pozos enaguas profundas. Las operaciones para los pozosen el campo Girasol, en la zona marina deAngola, constituyen un desafío. Descubierto porTotaFinalElf en 1996, el campo Girasol es undesarrollo de primerísimo nivel en aguas profun-das que comenzó produciendo petróleo hacia unainstalación flotante de producción, almacena-miento y descarga (FPSO, por sus siglas eninglés) en el año 2002 (arriba).37

Para el pozo Girasol 119, emplazado en elBloque 17, el operador quería asegurar un exce-lente aislamiento por zonas para el yacimientoB1 del Oligoceno, que sería fracturado y empa-cado con grava, y para el yacimientosobreyaciente B3, que no sería completado eneste pozo. El pozo se desviaba hasta 75º respectode la vertical y el agujero de 121⁄4 pulgadas man-tenía su diámetro, pese a que se presentaronalgunos agrandamientos localizados de 16 a 20

pulgadas de diámetro a través de las arcillasinterestratificadas del yacimiento B3. No existie-ron pérdidas de fluido de perforaciónsignificantes durante la circulación del pozo o labajada de la tubería de revestimiento.

La compañía requería una lechada de bajadensidad para permitir velocidades de desplaza-miento más altas y un correcto emplazamientodel cemento, así como una buena resistencia a lacompresión en el cemento fraguado para sopor-tar la operación de fracturamiento hidráulico.Utilizando el simulador WELLCLEAN II, los inge-nieros de cementación diseñaron una lechadaLiteCRETE y optimizaron las velocidades de des-plazamiento dentro de los límites de inclinacióndel pozo, colocación de los centralizadores y den-sidad de circulación equivalente de la lechada.La alta inclinación del pozo dificultó el flujo de lalechada alrededor de la tubería de revestimiento,particularmente en la parte superior de la zonaporque se utilizaron menos centralizadores paralimitar las fuerzas de arrastre mientras se bajabala tubería de revestimiento.

Las operaciones de cementación comenzaroncon el bombeo del espaciador MUDPUSH pararemover el lodo de perforación base aceite. Luegose bombeó una lechada LiteCRETE de 10.8 lbm/gal[1.3 g/cm3]. Durante las operaciones de cementa-ción, se optó por mezclar la lechada en lotes enlugar de mezclarla al vuelo para asegurar que lalechada contara con la densidad y calidad adecua-das durante toda la operación.

35. Para obtener mayor información acerca de la cementa-ción en aguas profundas de la compañía Murphy enMalasia, consulte: Schmidt D, Ong D y El Marsafawi Y:“Cementing Challenges in Ultra Deep Water, OffshoreSabah, Malaysia,” presentado en la ConferenciaInternacional de la OSEA, Singapur, 29 al 31 de octubrede 2002.

36. Las amplias pruebas realizadas en los laboratorios desoporte al cliente en Kuala Lumpur y Houston (CSLs, porsus siglas en inglés), garantizaron que la lechada y losaditivos cumplirían con las especificaciones del opera-dor. Para obtener mayor información acerca de losCSLs, consulte: Abbas et al, referencia 29.

37. Para obtener mayor información acerca del campoGirasol, consulte: Hart Publications: “Campo Girasol:Desplazamiento de la Frontera de las Aguas Profundas,”suplemento de Hart’s E&P, mayo de 2002.

ZAIRE

ANGOLA

NAMBIA

Bloque 17

ÁFRICA

0 400 millas

600 km0 400200

200

Línea de lodo

Tubería de revestimiento de5 pulgadas hasta 1394 m

Tubería de revestimiento de36 pulgadas hasta 1513 m

Tubería de revestimiento de20 pulgadas hasta 1897 m

Tubería de revestimiento de103⁄4 pulgadas hasta 1948 m

Tubería de revestimiento de133⁄8 pulgadas hasta 2560 m

Tubería de revestimiento de95⁄8 pulgadas hasta 3594 m

Desplazamiento horizontal (x 1000), m

Prof

undi

dad

verti

cal v

erda

dera

(x 1

000)

, m

0.25

0.75

1.50

2.25

2.75

3.00

2.50

2.00

1.75

1.25

1.00

0.50

00 1.51.00.5

> Localización del campo Girasol, Bloque 17, en la zona marina de Angola, y un diagrama esquemáticopara el Pozo 119. El pozo se desvió hasta 75º respecto de la vertical (derecha).

TotalFinaElf utilizó el sistema marino de lanza-miento de tapón DeepSea EXPRES con un sistemade cabeza de cementación de doble tapón paraseparar los fluidos de perforación. La cabeza de cementación DeepSea EXPRESofrece mayor confiabilidad debido al diseño mássimple del tapón de cemento (arriba). Los taponesse liberan desde la herramienta submarina sin quehaya contacto físico entre los dardos y los tapo-nes, evitando así los problemas de sello entre eldardo y el tapón. Esta cabeza de cementaciónreduce el tiempo de equipo de perforación debidoa la liberación más eficiente y remota del dardo, ydebido a que las pruebas de presión de la tuberíade revestimiento se pueden combinar aplicando

golpes al tapón superior.38 Las compañías opera-doras están experimentando un mejoramiento enla calidad del trabajo por la mejor colocación delcemento, la falta de contaminación del fluido y lacarencia de espacio microanular. Esta cabeza decementación también permitió al operador probarla tubería de revestimiento inmediatamente des-pués de golpear el tapón de cemento porque elrango de presión operativo del lanzador de dardosde superficie alcanza 10,000 lpc [69 Mpa], lo cualexcede el límite de presión de los tapones y delequipo de flotación.

Las operaciones se desarrollaron sin proble-mas pese a que se presentaron problemaslogísticos menores, tales como la contaminación

de la mezcla antes de llegar al equipo de perfo-ración. Sin embargo, el registro del generador deImágenes UltraSónicas USI indicó excelente cali-dad de cemento en la zona crítica entre 3375 a3525 m [11,073 a 11,565 pies] de profundidadmedida (próxima página).

Tendencias hacia el futuroNuestra industria espera una actividad conside-rable en aguas profundas. Los descubrimientosen aguas profundas hasta la fecha han contri-buido aproximadamente con 60 mil millones debarriles [9500 millones m3] de petróleo a lasreservas mundiales, sin embargo sólo alrededordel 25% de las reservas en aguas profundas hansido o están siendo desarrolladas; tal vez tansólo un 5% haya sido producido.39 Durante eltiempo relativamente corto que las compañías depetróleo y gas han explorado y producido enaguas profundas, el éxito en las exploraciones eneste ambiente ha trepado de cerca del 10% amás del 30% en todo el mundo.40 Este ascen-dente índice de éxito llega en tiempos críticoscuando la industria se enfrenta con una demandacreciente de energía.

Aún queda mucho trabajo que hacer en mate-ria de caracterización de yacimientos enambientes de aguas profundas. Muchos yaci-mientos en aguas profundas terminan siendomás complicados de lo inicialmente pensado, locual no sorprende dado que las primeras inter-pretaciones se realizan sobre la base de datosestáticos, relativamente limitados y provenientesde levantamientos sísmicos, posiblemente regis-tros de uno o más pozos de exploración y,raramente núcleos. Los datos dinámicos, inclu-yendo levantamientos sísmicos repetidosdestinados a aplicar la técnica de lapsos detiempo, mediciones provenientes de medidoresinstalados en forma permanente y datos de pro-ducción, están contribuyendo en gran medida acomprender los yacimientos en aguas profundasy su producción. Los datos de yacimientos análo-gos, ya sea en afloramientos o en el subsuelo,también guían las interpretaciones de yacimien-tos (véase “Manifestaciones someras: su utilidaden la exploración profunda,” página 2).

La complejidad inesperada de yacimientos enaguas profundas generalmente conduce a cam-bios en el número o emplazamiento de los pozospara optimizar la recuperación de hidrocarburos.Sin embargo, para los operadores son de mayorpreocupación los desafortunados casos de dise-ños de instalaciones que resultan inadecuadaspara manejar la producción de los campos. Unmejor entendimiento de los yacimientos enaguas profundas debería conducir a modelos deproducción más precisos y a instalaciones de

52 Oilfield Review

Conexión de tubería derevestimiento y colgadorEspaciador o lechada

Camisa deslizante

Resorte

Orificio

Primer dardo

Sujetador de dardo

Vástago

Fluido de perforación

Amortiguador hidráulico

Aceite hidráulico

Tubería de revestimientosiendo cementada

Pernos de corte

Canasta del tapón

Tapón superior

Espaciadoresde tapón

Tapón inferiorsiendo liberado

Conexión alsistema topdriveElevador

Accesorio deelevación

Unión giratoria de admisión de fluido

Orificio de admisión de alta presión de 2 pulgadas

Espaciadoro lechada

Segundo dardo

Motor hidráulico

Cuerpo de la válvula rotativa

Sujetador de dardo

Abertura tipo riñón

Primer dardosiendo lanzado

Conexión de lacolumna deperforación

Fluido deperforación

> Equipo mejorado para cementación en aguas profundas. La herramienta submarina (izquierda) sos-tiene los tapones de cementación de la tubería de revestimiento hasta que éstos son liberados por losdardos bombeados desde un lanzador de dardos de superficie (derecha). Los tapones de cementaciónseparan la lechada de cementación de otros fluidos, reduciendo la contaminación y manteniendo laspropiedades y el desempeño predecibles de la lechada. El tapón inferior se lanza previo a la lechadade cemento para minimizar la contaminación de los fluidos de perforación dentro de la tubería de re-vestimiento antes de comenzar la cementación. El aumento de la presión de bombeo rompe un dia-fragma en el cuerpo del tapón para permitir el paso de la lechada luego de que un tapón alcanza elcollar de asentamiento. El tapón superior posee un cuerpo sólido que proporciona una indicación po-sitiva de contacto con el collar de asentamiento y el tapón inferior a través de un aumento en la pre-sión de bombeo.

Primavera de 2003 53

producción correctamente dimensionadas al ini-cio del desarrollo de un campo.

Los yacimientos turbidíticos están exigiendomayor atención por parte de los geocientíficos,quienes prestan particular atención a ciertosaspectos tales como la calidad y continuidad delyacimiento, así como a los mecanismos deempuje.41 Además de establecer modelos análo-gos confiables para descubrimientos turbidíticosfuturos, los geocientíficos de aguas profundasestán compilando lecciones aprendidas acercade la adquisición de datos y de compartir conoci-

mientos a lo largo de la vida de yacimientos enaguas profundas. Naturalmente, la adquisición yel análisis de datos presupone una colaboraciónentre las diversas disciplinas.

La mayoría de los desarrollos en aguas pro-fundas demandan una importante cuota decooperación e innovación: ninguna compañíapuede “hacerlo sola.” El proyecto CanyonExpress y otros similares, establecen un nuevoestándar para la aplicación de tecnología enaguas profundas. La cooperación en aguas pro-fundas se extiende a otros grandes proyectos.

Por ejemplo, los participantes de la industria invi-taron al Servicio de Manejo de Minerales deEUA, a los Guardacostas de EUA y a otras orga-nizaciones a compartir el consorcio DeepStar queexamina las cuestiones técnicas referentes a lasoperaciones en aguas profundas.42

El consorcio DeepStar ha estado trabajandodesde 1992 para mejorar la tecnología y las ope-raciones y a fin de incrementar la rentabilidad delos campos situados a más de 3048 m [10,000pies] de profundidad de agua. Este grupo tambiénestudia las cuestiones de seguridad y medioambiente asociadas con las operaciones enaguas profundas. Por ejemplo, el Equipo de Pre-vención de Derrames en Aguas Profundas haestudiado los efectos potenciales de reventones yderrames.43 Organizaciones como la fundaciónpara Investigaciones Científicas e Industriales delInstituto de Tecnología Noruego (SINTEF, por sussiglas en inglés) también están contribuyendopara que la industria avance en cuanto a confiabi-lidad y diseño de equipos.44

Además de nuevos sistemas de cementacióny equipos relacionados, las mejoras en otras tec-nologías facilitan la producción en aguasprofundas. El levantamiento artificial, el trans-porte de herramientas y el aseguramiento delflujo son áreas de investigación y desarrollo acti-vos para las compañías de servicios y de E&P.

La producción de campos en aguas profundassigue representando un enorme desafío, pero losesfuerzos de colaboración de las compañías deE&P y las agencias gubernamentales contribuyena simplificar la tarea. —GMG

38. La expresión “aplicando golpes al tapón” se refiere a unaumento en la presión de la bomba durante las opera-ciones de cementación, indicando que ha sido colocadoel tapón de cemento superior sobre el tapón inferior ocollar de asentamiento. El bombeo del tapón concluye laoperación de cementación.

39. Shirley, referencia 2.40. Shirley, referencia 2.41. Las turbiditas son depósitos sedimentarios formados

por corrientes turbidíticas en aguas profundas en labase del talud continental y en la llanura abismal. Paraobtener mayor información acerca de yacimientos tur-bidíticos, consulte: Weimer P, Slatt RM, Dromgoole P,Mowman M y Leonard M: “Developing and ManagingTurbidite Reservoirs: Case Histories and Experiences:Results of the 1998 EAGE/AAPG Research Conference,”AAPG Bulletin 84, no. 4 (Abril de 2000): 453–465.

42. Kallaur C: “The Deepwater Gulf of Mexico—LessonsLearned,” presentado en el Instituto de la ConferenciaInternacional del Petróleo sobre Exploración yProducción en Aguas Profundas, Londres, Inglaterra, 22de febrero de 2001.

43. Para obtener mayor información acerca del Equipo dePrevención de Derrames en Aguas Profundas, consulte:Lane JS y LaBelle RP: “Meeting the Challenge ofPotential Deepwater Spills: Cooperative Research EffortBetween Industry and Government,” artículo de la SPE61114, presentado en la Conferencia Internacional de laSPE sobre Salud, Seguridad y Medio Ambiente en laExploración y Producción de Petróleo y Gas, Stavanger,Noruega, 26 al 28 de junio de 2000.

44. Para obtener mayor información acerca de SINTEF,conéctese a: http://www.sintef.no

0 pies/h 2000

-20 20

Velocidaddel cable

Localizador decollar de

tubería de revestimiento

Excentricidad

0 pulg. 0.5

0 dB 75

5 pulgadas 4

5 pulgadas 4

5 pulgadas 4

5 pulgadas 40 API 150

0.50001.50002.50003.50006.5000

Indicadoresde proceso

Rayos gamma

-500.0000-6.0000-5.6000-4.8000-4.4000-4.0000-3.6000-3.2000-2.8000-2.4000-2.0000-1.6000-1.2000-0.8000-0.4000 0.5000

-500.0000-0.0760-0.0680-0.0600-0.0520-0.0440-0.0360-0.0280-0.0200-0.0120-0.0040 0.0040 0.0120 0.0200 0.0280 0.0360 0.0440 0.0520 0.0600 0.0680 0.0760

-500.0000 0.2188 0.4375 0.6563 0.8750 1.0938 1.3125 1.5313 1.7500 1.9688 2.1875 2.4063 2.6250 2.8438 3.0625 3.2813 3.5000

-1000.0000-500.0000-999.9900 2.1000 2.2273 2.3545 2.4818 2.6091 2.7364 2.8636 2.9909 3.1182 3.2455 3.3727 3.5000

-500.0000-0.0760-0.0680-0.0600-0.0520-0.0440-0.0360-0.0280-0.0200-0.0120-0.0040 0.0040 0.0120 0.0200 0.0280 0.0360 0.0440 0.0520 0.0600 0.0680 0.0760

Amplituddel eco

Amplitudmáxima

0 dB 75

Amplitudmínima

0 dB 75

Amplitudpromedio

Mínimo deradio interno

Promedio deradio externo

Promedio de radio interno

Máximo deradio interno

5 pulgadas 4

5 pulgadas 4 0.1 pulgadas 0.6

0.1 pulgadas 0.6

0.1 pulgadas 0.6

5 pulgadas 4

5 pulgadas 4

Mínimo deradio interno

Promedio deradio externo

Promedio de radio interno

Radio internomenos promedio

Máximo deradio interno

Espesormáximo

Espesorpromedio

Espesormínimo

Espesormenos promedio

Impedanciaacústica bruta

Rotación dela imagen

0 Grados 360

Microdesadherencia

Líquido

Espaciomicroanular

de gas o seco

AdheridoMapa de cementocon clasificaciónde impedancia

3450

> Aislamiento por zonas de alta calidad en un pozo del campo Girasol. El registro del generador de Imá-genes UltraSónicas USI muestra excelente adherencia entre el cemento y la tubería de revestimientoentre los 3375 y 3525 m [11,073 a 11,565 pies] aproximadamente.