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Pruebas de tecnologías para operaciones de pozo

Michele ArenaStephen DyerRosharon, Texas, EUA

Larry J. BernardAllen HarrisonWalter LuckettThomas ReblerSundaram SrinivasanSugar Land, Texas

Brett BorlandRick WattsConocoPhillipsHouston, Texas

Bill LessoHouston, Texas

Tommy M. WarrenTesco CorporationHouston, Texas

Por su colaboración en la preparación de este artículo, seagradece a Claire Bullen, Luanda, Angola; Robert Edmondson,Joe Fuentes y Teresa Garza, Cameron, Texas; y a John Hobbins, Randy LeBlanc, Thomas Querin y Don Shapiro,Sugar Land, Texas.EcoScope, FIV (Válvula de Aislamiento de la Formación),InterACT, PowerDrive, StethoScope y TeleScope son marcas de Schlumberger. Casing Drilling es una marca de Tesco Corporation.

En los centros de pruebas en escala natural, se pueden ensayar las nuevas tecnologías

de perforación, adquisición de registros y terminación de pozos bajo condiciones

reales de pozos en un ambiente controlado y confiable antes de su utilización en el

campo. Hoy en día, la industria está dando el paso más importante para asegurar la

calidad, mediante la ejecución de pruebas de integración de sistemas y la provisión

de métodos de pruebas durante la perforación. El conocimiento adquirido con esta

evaluación rigurosa ayuda a crear herramientas que se desempeñan conforme a lo

proyectado, aún en las condiciones más exigentes.

La demanda de recursos está haciendo que nues-tra industria procure hallar petróleo y gas enlocalizaciones cada vez más dificultosas. Los ope-radores quieren que las herramientas de fondode pozo posean nuevas capacidades; sinembargo, rehúsan exponerse al riesgo de que unaherramienta nueva falle en un pozo de alto costo.La ejecución de pruebas previas al despliegue denuevas herramientas se ha convertido en un pasocrítico en la introducción de las mismas.

La identificación de problemas con una tecno-logía nueva es mejor si se realiza en las primerasetapas del proceso de desarrollo, porque las solu-ciones tienden a ser más costosas si seimplementan más tarde. Las pruebas son, porende, cruciales y forman parte integrante del desa-rrollo de productos, desde la concepción hasta eldiseño y el despliegue en el campo. Las pruebasdeben examinar la utilidad general, aplicabilidad,precisión y repetibilidad de las mediciones; laseguridad del producto, su manufacturabilidad, yla configuración y logística de las entregas.

Las compañías de servicios están interesadasen probar las herramientas en condiciones quese asemejen lo mejor posible a las condicionesde campo, pero sin las restricciones operaciona-les logísticas y externas del campo. En unambiente controlado, una prueba puede ser bienconducida, concisa y completa. En consecuen-cia, los escenarios de uso no previstos y losasuntos relacionados con las mediciones, asícomo la confiabilidad del hardware, pueden ser

investigados y examinados exhaustivamente ensitio durante la fase de prueba. El hecho de con-tar con la capacidad de encarar los problemascuando aparecen por primera vez mejora consi-derablemente el proceso de desarrollo.

Por otra parte, las compañías de petróleo ygas desean minimizar el riesgo financiero queimplica el mal funcionamiento o la falla de unaherramienta. En un centro de pruebas, las com-pañías operadoras pueden explorar lafuncionalidad de las herramientas o los asuntosrelacionados con las interfaces de los sistemasen un ambiente controlado y bien caracterizado,sin las restricciones que imponen los costos detiempo de equipo de perforación o los problemasde seguridad. Algunos de los últimos avancesregistrados en la tecnología de perforación,incluyendo la perforación con tubería de revesti-miento en pozos de alto ángulo, pueden serevaluados en ambientes que reproducen las con-diciones de pozo reales.

De igual importancia tanto para el operadorcomo para el proveedor de servicios es la necesi-dad de comparar las pruebas realizadas ennuevas herramientas con las tecnologías com-probadas previamente, en condiciones similares.Los resultados de la comparación son más preci-sos y confiables cuando las condiciones de laspruebas pueden ser controladas y monitoreadasbajo condiciones operativas idénticas, en lugarde intentar realizar extrapolaciones entre losdiferentes campos o condiciones de pozos.

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Pruebas a nivel de componenteConjunto de componentes para pruebas de alta temperatura

Pruebas a nivel de conjunto

Pruebas a nivel de sistema

Pruebas de integración de sistemas (SIT)

Pruebas a nivel de subconjunto

Prueba de vibración de un subconjunto

Recipiente de alta presión y alta temperaturapara la prueba del sistema

Prueba de compresión de un conjunto de herramientas

Diversos tipos y niveles de pruebas se llevan acabo en varios centros de todo el mundo.1 Esteartículo analiza las pruebas de aptitud, desde loscomponentes hasta la integración de sistemas, ylos experimentos de colaboración realizadosentre las compañías de petróleo y gas y los prove-edores de servicios. De particular interés resultanlas pruebas finales y las mediciones de desem-peño que se obtienen justo antes del despliegueen el campo o antes de que una configuraciónespecífica de un producto complejo sea desple-gada en un pozo comercial. El Centro de Pruebasde Schlumberger en Cameron, Texas (CTF), estádiseñado para dar cabida a estas pruebas deavanzada.

Pruebas que abarcan desde los componenteshasta la integración de sistemasLa confiabilidad es un factor clave del éxito y larentabilidad de cualquier producto utilizado en lalocalización del pozo. Si bien cualquier equipo oherramienta nueva puede constituir una innova-ción maravillosa, estará condenado al fracaso si

no puede tolerar el ambiente riguroso de las ope-raciones de fondo de pozo o de perforación. Lasbuenas prácticas de ingeniería, sumadas a unaestricta prueba del desempeño y el ambiente,constituyen una alternativa eficaz para alcanzarel éxito.2

Por ejemplo, cada componente de una herra-mienta de adquisición de registros se pruebapara determinar una amplia variedad de factorestales como el ambiente operativo, los métodos dedespliegue y el rango dinámico de medición. Lascondiciones ambientales existentes en el campopetrolero, tanto hacia la superficie como hacia elfondo del pozo, se cuantifican para determinarlos valores extremos de temperatura, presión,choque, vibraciones y condiciones de regis-tración dificultosas. Entre los métodos dedespliegue y contingencias evaluados se encuen-tran los métodos de operación de herramientascon cable eléctrico, línea de acero y tubería flexi-ble. También se prueban la interacción y elcontrol en tiempo real, a través de cada métodode despliegue. La precisión absoluta y relativa

del rango dinámico de medición y su repetibili-dad se evalúan en diferentes tipos de lodos ylitologías.

En Schlumberger, el riguroso proceso de desa-rrollo de productos se inicia cuando se examinapor primera vez la factibilidad de un proyecto. Enbase al entorno operacional planificado de laherramienta, un documento de requerimientos yespecificaciones detalla el uso y la vida probablesdel producto, así como las condiciones a las queserá sometido a lo largo de todo su ciclo de vida.Este documento constituye la base de un planque especifica las pruebas a realizar a nivel decomponente, subconjunto, conjunto y sistemapara probar que el diseño del producto satisfagalos requisitos de calidad y confiabilidad. El nivelfinal de las pruebas corresponde a las pruebas deintegración de sistemas (SIT, por sus siglas eninglés), en las que múltiples herramientas y equi-pos de Schlumberger y de otros proveedores sesometen a prueba, en las condiciones operativasreales existentes en la localización del pozo.

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> Etapas de las pruebas durante la fase de desarrollo de las herramientas o los equipos: abarcan desde los componentes hasta la integración de sistemas.

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Además, durante la fase de factibilidad delproyecto, se prueban los componentes físicos delas mediciones en el laboratorio, en centros depruebas externos o en el fondo del pozo. Una vezque se demuestra que el proyecto es técnica-mente factible y posee suficiente justificacióncomercial para garantizar una inversión adicio-nal, el producto pasa a la fase de desarrollo en laque las pruebas se llevan a cabo en cada etapadel proceso (página anterior).

Durante la fase de desarrollo, las pruebas anivel de componente comienzan lo antes posible.En esta instancia, si bien los costos de las pruebasson los más bajos, las mejoras de diseño arrojanlos resultados más efectivos. Durante la prueba delos componentes, las máquinas de pruebas y lascondiciones de laboratorio someten a los com-ponentes individuales a esfuerzos similares o

superiores a los que pueden presentarse en unpozo real. Las condiciones de las pruebas oscilanhabitualmente entre temperaturas bajas duranteel transporte y almacenamiento, y temperaturaselevadas en el fondo de un pozo e incluyen ade-más choques, vibraciones, condiciones de baja yalta presión, flexión, corrosión y erosión.

Las pruebas de subconjuntos comienzancuando los componentes individuales han pasadola prueba de aptitud y se ensamblan y combinancon otros componentes. En ese momento se llevana cabo las pruebas de desempeño y confiabilidad.Esto se realiza en forma similar a las pruebas anivel de componente pero requiere máquinas depruebas más grandes. Cada centro de ingenieríaposee máquinas de pruebas diseñadas a medida,correspondientes al tipo de subconjunto desarro-llado en ese centro.

La etapa siguiente corresponde a las pruebasa nivel de subsistemas o conjuntos, en las que seconstruye una herramienta de fondo de pozohasta un punto en el que adquiere autonomía ypuede proveer una o más funciones en una locali-zación de pozo. Las pruebas de subsistemaspueden constituir un desafío debido al tamañodel equipo y normalmente requieren instalacio-nes especiales. Las pruebas de superficieincluyen la determinación del flujo de lodo a tra-vés y alrededor de la herramienta y valores depresión, choque, vibración y rotación de seccio-nes de herramientas de fondo de pozo completas.

En las pruebas a nivel de sistema o evaluaciónprecomercial, se verifican las mediciones paradeterminar su precisión y repetibilidad, especial-mente con respecto a las variaciones ocurridasdurante el proceso de fabricación. Muchos deestos parámetros de pruebas pueden ser exami-nados bajo condiciones controladas, por ejemplo,perforando a través del cemento fraguado en unpozo (izquierda). En esta etapa de las pruebas, seabordan numerosas preguntas. ¿Cómo se desem-peña la herramienta de producción con respectoa las especificaciones del prototipo de ingeniería?¿Es consistente el desempeño de todas las herra-mientas? ¿Existen variaciones de producción noprevistas entre una herramienta y otra? ¿Cuál es

1. Entre los centros de pruebas de Schlumberger seencuentran los siguientes: el Centro de Tecnología deSchlumberger en Abingdon, Inglaterra; el Centro de Geociencias de Schlumberger en Pekín, China; el Centrode Pruebas de Schlumberger en Cameron, Texas; el Centro de Tecnología de Schlumberger en Gatwick,Inglaterra; el Centro Integrado de Productividad y Operación de Herramientas en Singapur; el Centro deTecnología de Oslo, en Noruega; el Centro de Tecnologíade Princeton, Nueva Jersey; el Centro de Operación deHerramientas y Entregas de Schlumberger en SugarLand, Texas; el Centro de Aprendizaje Europeo de Schlumberger en Melun, Francia; Schlumberger; Kabushiki Kaisha, Fuchinobe, Sagamihara, Kanagawa,Japón; el Centro de Tecnología de Terminaciones deYacimientos de Schlumberger en Rosharon, Texas; elCentro de Fluidos de Yacimientos de Schlumberger enEdmonton, Canadá; el Centro de Productos Riboud deSchlumberger en Clamart, Francia; el Centro de Tecnología de Schlumberger en Stonehouse, Gloucestershire, Inglaterra; y el Centro de Tecnología de Schlumberger en Sugar Land, Texas. Para obtener más información sobre otros centros, consulte: Lang K: “Oilfield Testing Centers: Nurseries forNew Ideas,” Petroleum Technology Transfer CouncilNewsletter 9, no. 4 (2003): 6–9.

2. En Schlumberger, el aseguramiento de la calidad y laseguridad se basa en normas industriales tales como lacertificación de la Asociación Internacional de Normalización (ISO) 9001 para ingeniería y manufactura,la certificación Det Norske Veritas (DNV), la habilitaciónde la Asociación de Transporte Aéreo Internacional(IATA) para el transporte de explosivos y baterías, audito-rías de seguridad de terceros, prácticas recomendadasdel Instituto Americano del Petróleo (API) para estánda-res industriales en pruebas de hardware, normas de laSociedad Internacional y Americana de IngenierosMecánicos NACE para equipos de terminación de pozosy un riguroso control de calidad tanto en sitio como fuerade sitio.

> Unidad de Pruebas de Perforación Genesis. Se trata de un equipo de perfo-ración terrestre de tipo voladizo de 142 pies [43.3 m], que puede montarsesobre patines y posee una capacidad de carga de 1,250,000 lbf [5,560 kN]. Enservicio en el Centro de Tecnología de Sugar Land desde 1988, la unidadGenesis se utiliza para reproducir las condiciones de campo existentes en elfondo del pozo para diversos tipos de pruebas. Se pueden reproducir condicio-nes de flujo de lodo, presión, choques, vibraciones y rotación de herramientasde fondo de pozo bajo condiciones controladas, ya sea perforando a través delcemento o utilizando un dispositivo inductor de choques, también conocidocomo adaptador de levas.

la sensibilidad de un parámetro específico deuna herramienta con respecto al desempeño glo-bal de la medición?

Por último, en la fase SIT, se someten aprueba combinaciones de herramientas múlti-ples. Por ejemplo, la prueba SIT puede involucrarconjuntos de varios componentes de terminaciónde pozos; estas sartas pueden ser provistas pordiferentes centros y proveedores. La verificaciónde la interoperabilidad y del desempeño del sis-tema resulta crucial y es virtualmente imposiblede determinar sin ensamblar y probar el sistemacompleto en un centro de pruebas que proveaensayos generales de funcionamiento. En elpasado, las pruebas de aptitud de las herramien-tas se realizaban en el equipo de perforación deun operador. Hoy en día, se dispone de centros depruebas provistos de equipos de perforación queejecutan la misma función sin las restriccionesque imponen los costosos problemas relaciona-dos con la seguridad y el tiempo de equipo deperforación.

Acerca de los centros de pruebasSchlumberger ofrece varios centros para la eje-cución de pruebas de integración de sistemas,cada uno de los cuales posee diferentes capaci-dades. Comenzando con el primer pozo deprueba de 1956, los cuatro pozos de prueba delCentro de Tecnología de Terminaciones de Yaci-mientos (SRC) de Schlumberger en Rosharon,Texas, han sido utilizados para el desarrollo y laprueba de cañones de disparos, herramientas deadquisición de registros operadas con cable,equipos de disparos operados con la tubería deproducción, y, más recientemente, pruebas deformación efectuadas a través de la columna deperforación y equipos de tubería flexible. El cen-tro también posee un pequeño lago artificial queha sido utilizado por WesternGeco para realizarpruebas con fuentes sísmicas marinas.

El Centro de Aprendizaje Europeo (SELC) deSchlumberger en Melun, Francia, provee prue-bas de pozos en agujero descubierto y pozoentubado, pruebas de fondo de pozo y superficie,para servicios de operaciones con cable y algu-nos servicios al pozo. Los pozos del Centro deTecnología de Sugar Land se utilizan para la eje-cución de pruebas de aceptación, por parte delcliente, de herramientas operadas con cable yciertas herramientas de mediciones durante laperforación y de adquisición de registrosdurante la perforación (MWD y LWD respectiva-mente). La Unidad de Pruebas de PerforaciónGenesis es un equipo de perforación de tamañonatural con capacidad de reproducir muchas delas condiciones que pueden tener lugar en lalocalización del pozo en pozos verticales entuba-dos. El equipo de perforación no sólo es unainstalación excelente para la ejecución de prue-bas de perforación sino que sirve como centro deentrenamiento.

El Centro de Pruebas de Schlumberger enCameron, Texas (CTF), posee un equipo de per-foración con capacidad plena para la ejecuciónde pruebas de perforación, mediciones de pozose integración de sistemas. Con una superficie devarios cientos de acres, el centro CTF fue puestoen funcionamiento en el año 2004 (izquierda).El equipo de perforación de este centro permite

perforar tramos horizontales de hasta 1,829 m[6,000 pies] de longitud. Las formaciones pene-tradas por los pozos del centro poseen una ampliadiversidad de porosidades, permeabilidades ymineralogías. Se pueden correr herramientas deperforación, LWD, MWD y herramientas operadascon cable en carbonatos y areniscas. Dado que elsitio cubre una superficie tan extensa, es posibleperforar pozos con varias trayectorias diferentespara penetrar las diversas formaciones.

En su carácter de centro de Schlumberger, elCTF sirve como banco de pruebas confidencialespara las tecnologías de fondo de pozo y de superfi-cie más modernas. La conectividad de gran anchode banda dentro de la red protegida y segura deSchlumberger permite el flujo fácil y seguro dedatos confidenciales y posibilita la participaciónde testigos remotos en pruebas extensivas realiza-das durante la perforación. El centro proveeademás experiencia práctica para los empleadosy clientes de Schlumberger, incluyendo la pruebade la logística de montaje de equipos y de trans-porte y el entrenamiento de las brigadas deperforación para despliegues complejos.

En el centro CTF se han efectuado vastosconjuntos de pruebas, que incluyen desde prue-bas de factibilidad hasta evaluaciones depre-comercialización e integraciones de siste-mas y se han llevado a cabo pruebas asociadascon las herramientas LWD de última generación.Éstas incluyen el servicio de telemetría de altavelocidad durante la perforación TeleScope, elservicio multifunción de adquisición de registrosdurante la perforación EcoScope y el servicio dedeterminación de la presión de formacióndurante la perforación StethoScope. Las pruebasrealizadas en estas herramientas fueron compa-radas con los resultados de las herramientasLWD de generación previa, a lo largo de los mis-mos intervalos y en el mismo pozo, y tambiéncon los registros obtenidos por herramientasoperadas con cable corridos en los mismos inter-valos. Las pruebas de aptitud realizadas en granescala sobre las más modernas herramientas deoperación durante la perforación, antes de laspruebas de campo, posibilitaron la depuracióntemprana de las herramientas y ayudaron a pre-

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3. Adolph B, Stoller C, Archer M, Codazzi D, El-Halawani T,Perciot P, Weller G, Evans M, Grant BJ, Griffiths R, Hartman D, Sirkin G, Ichikawa M, Scott G, Tribe I y WhiteD: “No más esperas: Evaluación de las formacionesdurante la perforación,” Oilfield Review 17, no. 3 (Inviernode 2005/2006): 4–25.

4. Edment B, Elliott F, Gilchrist J, Powers B, Jansen R,McPike T, Onwusiri H, Parlar M, Twynam A y van Kranenburg A: “Mejoramiento de los tratamientos deempaque de grava en pozos horizontales,” OilfieldReview 17, no. 1 (Verano de 2005): 56–67.

5. Los cambios diseñados para satisfacer necesidadesespecíficas, realizados en el conjunto de terminaciónincluyeron un sistema de sello patentado. Esto permitió laderivación de las líneas de control múltiples y de las válvulas de control de flujo en posiciones de estrangula-dores múltiples que se colocan hidráulicamente. Lacubierta de circulación del empaque de grava permitió elbombeo de lechada en el espacio anular existente entreel filtro y la tubería de revestimiento. Esta cubierta poseeuna camisa diseñada para cerrarse una vez terminada laoperación de bombeo del empaque de grava.

> Centro de Pruebas de Schlumberger enCameron, Texas. Este centro cuenta con un equi-po de perforación para la ejecución de pruebasde perforación, mediciones de pozos e integra-ción de sistemas. El equipo de perforación puedemanipular tiros de sartas de perforación de trespiezas y está provisto de bombas de lodo de grancapacidad. Se encuentra montado sobre rielespara permitir el acceso conveniente a las dife-rentes bocas de una amplia variedad de pozosdireccionales que pueden ser utilizados tantopara pruebas en agujeros descubiertos comopara pruebas en pozo entubado.

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parar estos servicios para su introducción exitosaen pozos comerciales.3 Sin lugar a dudas, estedesarrollo de herramientas por vía rápida nohabría sido posible sin el centro CTF.

Pruebas de sistemas integradosLas pruebas SIT resultan particularmente útilespara proyectos de desarrollo críticos que debenintegrar varios tipos de pozos y herramientas. Elcreciente número de pozos marinos profundos ycomplejos ha puesto de manifiesto el valor de laejecución de las pruebas SIT, convirtiéndolaspotencialmente en parte integrante de un plande manejo de riesgos para proyectos críticos deperfil alto.

Este último año se realizaron varias pruebasSIT de terminación de pozos en los centros CTF ySRC, simulando lo más exactamente posible lascondiciones reales de pozos en diferentes partesdel mundo. Entre los objetivos de las pruebas SITde terminación de pozos se encuentran procedi-mientos de ensamblaje, prueba de interfaces,optimización de instalaciones, pruebas de inter-venciones y planeación de contingencias. Unameta importante es la reducción de la curva deaprendizaje a través del entrenamiento persona-lizado y la experiencia del personal deproveedores de servicios, terceros y operacionesde clientes.

En un ejemplo de prueba SIT, la primera en sutipo para un pozo de alcance extendido, se colocóun dispositivo de control de flujo inteligente den-tro de un tramo de tres zonas empacado congrava en un pozo de prueba entubado del centroSRC (derecha).4 El sistema de terminación teníaincorporados varios elementos recientementediseñados para satisfacer necesidades específi-cas, incluyendo grupos de sello patentados,válvulas de control de flujo de diámetro exteriorreducido y un sistema de empaque de grava dediámetro escalonado (step-bore), colocadohidráulicamente y operado en un solo viaje, conuna herramienta de servicio dedicada y una car-casa de circulación modificada.5 El plan de laprueba SIT para este pozo incluía además unaprueba completa del sistema de fondo de pozo enel SRC, seguida de la prueba de las interfaces dela cabeza de pozo y las líneas de control en lalocalización, antes de la movilización de los equi-pos hacia las áreas marinas. Estas pruebasproporcionaron el método óptimo para la identifi-cación de riesgos de instalación clave y seutilizaron con el fin de modificar subsiguiente-mente los procedimientos para reducir el tiempono productivo o las fallas.

Empacador de producción

Term

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Sistema de empacador GPTe

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Sistema de empacador GP

Filtros (cedazos)

Sistema de empacador GP

Empacador inferior

Medidor de presión

Medidor de presión

Válvula de control de flujo

Válvula de control de flujo

Medidor de presión

Válvula de control de flujo

Abertura de inyección

Detector de restriccióninterior

Sellos

Tubos reforzados

Tubos reforzados

Sellos

Sellos

Filtros

Filtros

> Disposición de una terminación inteligente de empaque de grava (GP, por sus siglas en inglés) en pozoentubado, consistente en tres zonas, para pruebas de integración de sistemas (SIT, por sus siglas eninglés) (izquierda). La instalación de la sarta de terminación interna durante la prueba SIT se realizóen el Centro de Tecnología de Terminaciones de Yacimientos de Schlumberger en Rosharon, Texas(extremo inferior derecho). El sistema de empacador GP incluye el empacador de aislamiento y la car-casa de circulación. Como parte de la prueba SIT y en colaboración con el proveedor de cabezas depozos, se llevaron a cabo pruebas adicionales, conocidas como “pruebas de apilamiento” (extremosuperior derecho).

En esta prueba SIT, se abordaron variostemas específicos. Uno fue la prueba de la inter-faz entre la terminación inferior frente a laformación y la terminación interna inteligente,en particular los efectos de la fricción de losconjuntos largos de empacaduras múltiples, sucorrecto posicionamiento dentro del pozo, la ali-neación de la excentricidad del equipo y laminimización de las raspaduras y fatiga de lasempacaduras, antes de asentar la terminación.En segundo lugar, se examinaron los asuntosrelacionados con el arrastre y desgaste para laterminación interna durante la operación en unambiente altamente desviado. En tercer lugar,se verificó un sistema de empaque de gravaemplazado hidráulicamente, operado en un soloviaje, utilizando una herramienta de serviciodedicada y de diámetro escalonado.6 Por último,se utilizó la prueba SIT para optimizar la opera-ción de las líneas múltiples de control eléctricoe hidráulico, minimizando al mismo tiempo elnúmero de empalmes para reducir el tiempo deinstalación y su riesgo.

La prueba SIT demostró la factibilidad deldiseño de la terminación, la capacidad de insta-lar el equipo con éxito y la confiabilidad deldispositivo para el aislamiento zonal. Un total de35 recomendaciones basadas en la prueba SIT seincorporaron en los procedimientos de prepara-ción e instalación como mejores prácticas,contingencias o elementos que requieren aten-ción especial durante la instalación real delpozo. Subsiguientemente, se terminó una instala-ción marina con tiempo no productivo mínimo,especialmente si se considera el ambiente degran arrastre encontrado durante el empaque degrava, con una diferencia máxima de más de200,000 lbf [890 kN] entre el peso de la sarta albajar y al levantar en la profundidad final (TD,por sus siglas en inglés) (arriba, a la derecha). Elconocimiento adquirido durante el desarrollo dela prueba SIT se utilizó para calibrar el modelode arrastre de la instalación, que aseguró el éxitodel posicionamiento y el asentamiento.

Las tres zonas fueron estimuladas y probadasindividualmente con las válvulas de control deflujo, confirmando el aislamiento zonal. Los datosde producción de fondo de pozo, que se utilizanpara la asignación de la producción, se captanactualmente mediante la utilización del sistemade monitoreo y envío de datos en tiempo realInterACT. El proyecto—desde el inicio hasta laplaneación, comprobación y ejecución—se ace-leró para terminarlo en 12 meses.

En otro ejemplo, una prueba SIT de herra-mientas de terminación de pozos recién

diseñadas se llevó a cabo en un pozo entubadodel centro CTF, construido al efecto con untramo horizontal extendido para simular en laforma más fehaciente posible las condicionesanticipadas durante una instalación marina(próxima página). El objetivo de esta prueba erainvestigar cualquier asunto relacionado con lasinterfaces y verificar el aseguramiento y el con-trol de la calidad, los procedimientos deensamblaje, los procedimientos operativos y laprecisión de los planes de contingencias. Adicio-nalmente, era importante identificar eimplementar las lecciones aprendidas, inclu-yendo los cambios de diseño y procedimientosque conducirían a un incremento de la eficien-

cia, la confiabilidad o la funcionalidad en la apli-cación de campo del operador.

El conocimiento adquirido durante las prue-bas se tradujo en un mejoramiento de la fase deintervención. Se rediseñó un nuevo niple uti-lizado en conjunto con la herramienta decomando expansible para la válvula de aisla-miento de la tubería de producción, con el fin desuperar una incompatibilidad con la configura-ción seleccionada previamente. Además seexploraron pruebas adicionales, con tractorescomo medio de operación, junto con diversosmétodos de intervención para evitar el atasca-miento de la tubería flexible, o flexión helicoidal,anticipado para las cargas compresivas de más

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6. El sistema de empaque de grava diseñado para satisfa-cer necesidades específicas representa una herramientade servicio operada en un solo viaje, que provee unmecanismo para la colocación y prueba del empacador,la circulación de fluido y la operación de empaque degrava (GP, por sus siglas en inglés) en pozos altamentedesviados. La cubierta de circulación GP ha sido espe-cialmente modificada para alojar la sarta de terminacióninterna sin el riesgo de abrir la manga con orificio.

7. Aldred W, Belaskie J, Isangulov R, Crockett B, Edmondson B, Florence F y Srinivasan S: “Una nuevaforma de perforar,” Oilfield Review 17, no. 1 (Verano de2005): 48–55.Fontenot KR, Lesso B, Strickler RD y Warren TM: “Perforación de pozos direccionales con tubería derevestimiento,” Oilfield Review 17, no. 2 (Otoño de 2005):48–65.

8. En los pozos direccionales se requiere un sistema deperforación con tubería de revestimiento recuperable,debido a la necesidad de recuperar el costoso equipo deorientación y perforación direccional, reemplazar elequipo averiado antes de alcanzar la profundidad deentubación y acceder, en forma rápida y eficaz desde elpunto de vista de sus costos, a las formaciones que seencuentran debajo de la zapata de la tubería de revesti-miento. Un conjunto recuperable para perforacióndireccional, operado con cable y ubicado en el extremoinferior de la tubería de revestimiento, reemplaza a lasherramientas direccionales utilizadas en un conjunto defondo de pozo convencional. Para obtener más información sobre operaciones contubería de revestimiento, consulte: Tessari R, Warren T yHoutchens B: “Retrievable Tools Provide Flexibility forCasing Drilling,” presentado en la Conferencia Técnicade Perforación con Tubería de Revestimiento, World Oil2003, Houston, 6 al 7 de marzo de 2003.

Prof

undi

dad

Prof

undi

dad

Carga en el gancho Carga en el gancho

Instalación de la terminación inferior Instalación de la terminación interna

Descargar el fluidoanular para reducirla fricción

100,000 lbf

Pesos de la sarta al bajar simuladosPesos de la sarta al levantar simuladosPesos de la sarta al bajar medidosPesos de la sarta al levantar medidos

> Datos de pesos de la sarta al levantar y bajar durante la instalación de la terminación. El cuadro mues-tra el efecto del arrastre sobre la instalación de la terminación inferior (izquierda). Una sobretracciónmáxima—la diferencia entre el peso de la sarta al bajar y el peso de la sarta al levantar—de más de200,000 lbf observada en la profundidad final (TD, por sus siglas en inglés) habría causado un esfuerzoen la tubería de producción superior al índice especificado. En base a la información adquirida durantela prueba SIT y los datos recolectados para los pesos de la sarta al levantar y bajar de la terminacióninferior, se limpió el pozo y se cambió el fluido en el espacio anular para reducir la fricción. Estos pasosredujeron la sobretracción a menos de la mitad del valor de la terminación inferior (derecha). La medicióndel arrastre encontrado durante la instalación de la terminación interna fue utilizada para implementarcambios de procedimientos, tanto durante la prueba como en el pozo marino de alcance extendido.

Colgador de latubería de producción

Sarta de asentamiento

Válvula de aislamientode superficie

Válvula de seguridad

Empacador de producción

Niple de asentamiento

Junta de contracción

Sellos

Sistema de válvulasde aislamiento de laformación (FIV)

Extensión de la tuberíade revestimiento

Filtros

Válvula de aislamiento detubería de revestimiento

Tubería de revestimiento

Inyección de químicosy medidor de presión

Sistema deempacador GP

Centralizador

Term

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Term

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ión

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rior

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de 2,500 lbf [11.1 kN] que se observaron durantela prueba SIT. Adicionalmente, se registraronmás de 60 puntos de acción diferentes relaciona-dos con la seguridad, los procedimientosprevistos, las modificaciones de los equipos y lasmejores prácticas para incrementar la eficien-cia, la confiabilidad y la funcionalidad.

Las pruebas de sistemas integrados han pro-porcionado reducciones de costos demostradas,en el largo plazo, tanto a través de la resoluciónde problemas antes de la primera instalación enel campo como por medio de las lecciones apren-didas para mejorar la eficiencia y reducir eltiempo de instalación y el tiempo no productivo.A pesar de los estudios de ingeniería detalladosque se habían llevado a cabo, las pruebas SITesclarecieron las limitaciones de lo que podíaplanearse y verificarse por anticipado y demos-traron la importancia de realizar una prueba decampo en forma confidencial y sin las restriccio-nes de tiempo del equipo de perforación.

La capacidad de adaptar las pruebas de inte-gración en un ambiente controlado y de costorelativamente bajo permite a los operadores ylas compañías de servicios por igual, reducir sig-nificativamente la curva de aprendizaje y elriesgo. Los centros de pruebas, especialmentelos provistos de equipos de perforación en granescala tales como el centro CTF, expanden loshorizontes de lo que puede lograrse en términosde simulación de planes de pozos complejos ypruebas de nuevas tecnologías en colaboracióncon las compañías de petróleo y gas y otros ter-ceros contratistas.

Un proyecto de colaboración: perforacióndireccional con tubería de revestimientoEn los últimos años, la aceptación de la técnicade perforación con tubería de revestimiento seha incrementado en forma sostenida porqueofrece mejor control del pozo y mayor seguridad,más eficiencia y ahorros de costos demostrados.7

Si bien los ahorros más significativos puedengenerarse en los ambientes marinos, la técnicade perforación con tubería de revestimiento enactivos maduros plantea importantes desafíos.Los pozos perforados desde una plataforma sontípicamente direccionales y la perforación depozos desviados con tubería de revestimientopuede requerir modificaciones en el equipo deperforación o en el equipo de plataforma, quepodrían afectar la producción a un costo prohi-bitivo en un ambiente operacional marino.Además, habitualmente se debe desarrollar unacurva de aprendizaje con los primeros pozos per-forados en una nueva área de aplicación.

ConocoPhillips, una compañía líder en laindustria en lo relativo a la aplicación de tecno-logía Casing Drilling recuperable, poseemúltiples activos marinos en los que la perfora-ción con tubería de revestimiento ofrece laposibilidad de ayudar a enfrentar problemas deconstrucción de pozos conocidos.8 En los campos

maduros, tales como el Campo Eldfisk situadoen el área marina de Noruega, el agotamiento delos yacimientos produce problemas de estabili-dad de pozos. Las operaciones de perforacióncon columna de perforación estándar puedenrequerir sartas de revestimiento extra para evi-tar los problemas de estabilidad de pozos

> Terminación submarina de empaque de grava en agujero descubierto utiliza-da en una prueba de integración de sistemas en el centro CTF. Los conjuntosde terminación superior (verde) e inferior (azul) han incorporado varias herra-mientas de terminación recientemente diseñadas; una herramienta de serviciopara la operación de empaque de grava (que no se muestra en esta gráfica),productos integrados que implican un solo ensamblaje, con manómetro perma-nente e inyección de químicos, y tres tipos diferentes de válvulas de aisla-miento.

causados por el agotamiento de las presiones deformación. Además de resolver los problemas deperforación, la tecnología de perforación contubería de revestimiento tiene el potencial dereducir el número de sartas de revestimiento, loque podría conducir a un mejoramiento de la efi-ciencia de las operaciones de construcción depozos y a reducciones sustanciales de costos.

Se implementó un proyecto de colaboraciónentre ConocoPhillips, Tesco y Schlumbergerpara diseñar y comprobar la técnica de perfora-ción direccional con tubería de revestimiento enrelación con dos pozos planificados para elCampo Eldfisk, en el año 2006. Los pozos planifi-cados serían perforados desde una boca de pozocomún con tuberías de revestimiento de 103⁄4 y

73⁄4 pulgadas. Al comienzo del proyecto, lasherramientas para perforar con tubería derevestimiento no existían en estos tamaños y losproblemas operacionales relacionados con lospozos direccionales requerían el rediseño delhardware existente.

Los altos riesgos asociados con la colocación,perforación direccional y recuperación de estasnuevas herramientas con modificaciones sincomprobar en pozos de estos tamaños, justifica-ban la prueba de esta tecnología en los pozosdireccionales de un campo en tierra firme. Pero

se planteaban otras inquietudes en torno a esteenfoque. En primer lugar, con socios múltiples,era difícil realizar una prueba que beneficiara aloperador pero que potencialmente ofrecierapoco o ningún beneficio a los otros socios. Lacuantificación de los costos y los riesgos resul-taba complicada.

En segundo lugar, dado que los objetivos de lazona productiva y las trayectorias de los pozosdireccionales que los acompañan frecuente-mente cambian conforme se obtiene una nuevainformación del campo, un perfil de incrementoangular direccional de una sección de la tuberíade revestimiento puede pasar a otra seccióncomo resultado de un cambio en un modelo geo-lógico. Estos cambios realizados en la planeacióndel pozo restringían severamente los objetivos dela prueba. En tercer lugar, los pozos comercialesson perforados hasta la terminación. La natura-leza misma de la prueba de un proceso deperforación, tal como el proceso de perforacióncon tubería de revestimiento, puede ocasionarproblemas lo suficientemente significativos comopara abandonar la prueba o el pozo. Una vez quese inicia una sección de perforación direccionalcon tubería de revestimiento, se debe terminar.Si surgen problemas con las herramientas, setiene que contar con la capacidad de volver a laperforación direccional con la columna de perfo-ración como opción disponible. Esta naturaleza aprueba de fallas de la construcción de pozosrequirió una extensiva planeación y evaluaciónde costos.

Estos temas, comunes en las operaciones deconstrucción de pozos, dificultaban la prueba denuevas tecnologías para una unidad de negociosen los campos de otra unidad de negocios, aun-que se tratara de grandes organizacionesoperadoras multinacionales. Se dedicaron variosmeses a la modificación de los diseños de lospozos antes de adoptar la decisión de buscar unenfoque diferente. La alternativa era utilizar elcentro CTF.

Se planificaron dos pruebas. Los pozos delcentro CTF representarían las secciones direc-cionales, las tasas de incremento angular y losparámetros operacionales tales como las tasas deflujo de lodo, requeridos en los pozos del CampoEldfisk.9 En la primera prueba, se comprobaría lacolocación y la recuperación de las herramientasdel conjunto de fondo de pozo (BHA, por sus

70 Oilfield Review

9. Borland B, Watts R, Warren T y Lesso B: “Drilling HighAngle Casing Directionally Drilled Wells with Fit-for-Purpose String Sizes,” artículo de las IADC/SPE99248, presentado en la Conferencia de Perforación delas IADC/ SPE, Miami, Florida, EUA, 21 al 23 de febrero de2006.

Prueba 1

Prueba 2

Prueba 3 Prueba 4Prueba 5

Perforación de850 pies en sentido

horizontal

Pruebas de colocación y recuperación del BHA, planificadas con ángulos de 0°, 45° y 90°

Pozo perforado previamente con tubería derevestimiento de 103⁄4 pulgadas hasta 3,769 pies

Prof

undi

dad

Distancia

> Perfil del pozo horizontal del Centro de Pruebas de Schlumberger en Cameron, Texas, para pruebasde perforación direccional con tubería de revestimiento (extremo inferior). Se muestran cuatro opera-ciones de colocación y recuperación de conjuntos de fondo de pozo (BHA, por sus siglas en inglés),en orientaciones verticales e inclinaciones diversas. La Prueba 5 incluyó aproximadamente 850 piesde perforación horizontal. El personal del equipo de perforación posee la capacidad de desarmar elsistema y efectuar cambios de diseño menores en base a la prueba que la brigada de Tesco está reali-zando en el equipo de perforación cercano (extremo superior). Todos los días se llevan a cabosesiones informativas de las pruebas, que incluyen directrices de seguridad, para definir los procedi-mientos para las 12 horas siguientes. Durante éstas y otras pruebas de perforación direccional contubería de revestimiento, se realizaron dos sesiones informativas diarias de las que participó personalde ConocoPhillips, Tesco y Schlumberger (derecha).

10. Copercini P, Soliman F, Gamal ME, Longstreet W, Rodd J,Sarssam M, McCourt I, Persad B y Williams M: “Mayorpotencia para continuar la perforación,” Oilfield Review16, no. 4, (Primavera de 2005): 4–9.

Primavera de 2006 71

siglas en inglés) para perforación con tubería derevestimiento de 75⁄8 pulgadas en operaciones deperforación horizontal. La segunda prueba com-probaría el sistema de 103⁄4 pulgadas con tasas deincremento angular múltiples, desviando un pozodireccional desde la sección vertical.

La primera prueba tuvo lugar en julio de2005 en un pozo de alto ángulo del centro CTFperforado previamente con tubería de revesti-miento de 133⁄8, lo que incluyó aproximadamente183 m [600 pies] de sección horizontal (páginaanterior). Se realizaron pruebas para colocar y

recuperar el BHA en la sección vertical y endesviaciones de 45° y 90°. Se probó un BHApara perforación direccional con tubería derevestimiento, que incorporaba un sistemarotativo direccional (RSS, por sus siglas eninglés) (arriba).10 La prueba incluyó también el

> BHA para perforación direccional con tubería de revestimiento, utilizado en la prueba con tubería de revestimiento de 75⁄8 pulgadas (izquierda). El conjuntode sistema rotativo PowerDrive incluyó un motor que se corrió en el interior de la unión de la zapata de la tubería de revestimiento para proveer una veloci-dad de rotación adecuada durante la perforación, minimizando al mismo tiempo la rotación de la tubería de revestimiento para controlar el desgaste y lafatiga. El BHA para perforación direccional con tubería de revestimiento posee una longitud debajo de la tubería de revestimiento, de 25.9 m [85 pies], mien-tras que un BHA vertical típico posee una longitud de sólo 4.6 m [15 pies]. Se muestra el desempeño del sistema rotativo direccional para tres configuracio-nes del sistema PowerDrive (extremo inferior derecho). Los resultados de la prueba indican el grado de éxito de la prueba de perforación horizontal. En lafoto se observa al personal de Tesco y Schlumberger armando el BHA (extremo superior derecho).

Carcasa delmotor de la barrena

Estabilizadorinternoen tándem

Adaptador desensor devibracionesEnsanchador

de 97⁄8 pulgadas

Motor nodireccional

Drill LockAssembly (DLA)

Sistema MWD

Zapata de la tubería de revestimiento de 75⁄8 pulgadas

Estabilizadorexternoen tándem

Barrena decompuestopolicristalinode diamante(PDC)

Sistema rotativodireccional

PowerDrive

Incl

inac

ión,

gra

dos

Profundidad medida, piesAz

imut

, gra

dos

Dere

cha

Izqui

erda

803,600 3,800 4,000 4,200 4,400 4,600

82

84

86

88

90

92

94

96

98

158

156

154

152

150

148

146

144

142

140

Inclinación

Configuracióndel RSS 1

Configuracióndel RSS 2

Configuracióndel RSS 3

Azimut

Prueba con giro a la derechaPlanificado: 1.0°/100 piesObtenido: 1.4°/100 pies

Prueba con giro a la izquierdaPlanificado: 3.0°/100 piesLogrado: 4.3°/100 pies

Mantener lainclinación yel azimuthasta la TD

desempeño direccional de este equipo. Se envióun comando al RSS para desviar la trayectoria delpozo hacia la derecha, con un incremento angularde 1.0°/30 m [1.0°/100 pies]. Luego de 91.4 m[300 pies] se transmitió un segundo comandopara girar hacia la izquierda con un incrementoangular de 3.0°/30 m [3.0°/100 pies]. Por último,se envió otro comando para que la inclinación y elazimut se mantuvieran constantes hasta el finalde la prueba. El primer giro se efectuó con unincremento angular de 1.4°/30 m [1.4°/100 pies],el incremento angular del segundo fue de 4.3°/30m [4.3°/100 pies] y el tercer comando se tradujoen un azimut constante. Se perforaron aproxima-damente 259 m [850 pies] de pozo horizontalnuevo.

La colocación y recuperación de los BHAspara perforación con tubería de revestimiento serealizaron utilizando cable. No obstante, debido ala gran inclinación del pozo, también se probó elbombeo de las herramientas por el pozo. El BHAfue colocado y recuperado con éxito. Luego se vol-vió a colocar y posteriormente se desenganchóutilizando una herramienta de desconexión bom-beada, sin agregado de cable. En una profundidadobjetivo, se asentó la herramienta de desconexiónen el niple de asentamiento, liberando el DrillLock Assembly y permitiendo la recuperación delBHA, para completar una prueba funcional com-pleta del hardware.

72 Oilfield Review

< BHA para perforación direccional con tuberíade revestimiento, utilizado en la prueba con tu-bería de revestimiento de103⁄4 pulgadas. El BHAutilizado en la prueba con tubería de revestimientode 103⁄4 pulgadas es el BHA más pesado y largoempleado en una operación de perforación di-reccional con tubería de revestimiento. Poseeuna longitud de 37.2 m [122 pies] y pesa el tripleque el BHA utilizado en la prueba con tubería derevestimiento de 75⁄8 pulgadas.

Adaptador de vibraciones superior

Zapata de tubería de revestimiento de 103⁄4 pulgadas

Sistema rotativo direccionalPowerDrive

Ensanchador de 123⁄4 pulgadas

Estabilizador en la camisadel motor

Motor no direccional

Drill Lock Assembly (DLA)

Sistema MWD

Adaptador de vibraciones inferior

Estabilizador interno en tándem

Ensanchador a rodillo

Barrena de compuestopolicristalino de diamante (PDC)

Primavera de 2006 73

herramienta MWD. Los conteos de choques tam-bién se registraron en el fondo del pozo en elsistema RSS. Adicionalmente, se colocaron trespaquetes de sensores en el BHA; uno porencima y dos por debajo del ensanchador, entrela herramienta MWD y el sistema RSS. Lasmediciones registradas en el fondo del pozoincluyeron la presión anular; el choque lateral,axial y de torsión; la velocidad de rotación; elesfuerzo de torsión y el peso sobre la barrena.Se utilizaron dos BHAs de diferentes longitudespara comprobar las diferencias en la respuestaa las vibraciones.

El conjunto de datos de esta prueba es elregistro de datos de fondo de pozo más extensivoque se haya recolectado durante una operaciónque involucra perforación con tubería de revesti-miento. Los datos fueron registrados desde elcomienzo de la desviación en un tapón de re-entrada, mientras se atravesaba un laberinto deagujeros perforados a partir del mismo pozoprincipal y durante la perforación de aproxima-damente 850 pies con un incremento angular deunos 20°. El pozo fue perforado direccional-mente, primero con una tasa de incrementoangular baja de 0.5°/30 m [0.5°/100 pies] y luegocon una tasa más alta de 3.0°/100 pies.

Los datos de mecánica y dinámica de la per-foración recolectados durante estas pruebas setradujeron en recomendaciones acerca de cam-bios tácticos que permitirán mejorar los diseñosde los pozos para las operaciones de ConocoPhi-llips en el Campo Eldfisk en Noruega.

Expansión de los horizontes de aseguramiento de la calidadEl diseño de equipos que puedan tolerar las con-diciones ambientales y de perforación extremasde los campos de petróleo durante la obtenciónde mediciones de alta sensibilidad sigue siendo

un reto grandísimo. Conforme las herramientasse vuelven más complejas y los hidrocarburos seocultan en ambientes cada vez más dificultosos,el riesgo y los costos asociados con la aplicaciónde nuevas tecnologías sólo se incrementarán enel futuro. En consecuencia, es esencial la homo-logación de las tecnologías de campos petrolerosantes de su introducción en el campo.

Con la necesidad de mitigar la exposición aambientes de campos petroleros riesgosos y man-tener los costos bajo control, la ejecución depruebas remotas con la participación de clientesy personal de centros de ingeniería y pruebas seha convertido en una tendencia creciente. Laconectividad de gran ancho de banda dentro de lared protegida y segura de Schlumberger provee lacapacidad de realizar pruebas confidenciales einvolucrar especialistas que se encuentran amiles de millas de distancia.11

Los beneficios de mantener y operar centrosde pruebas, que incluyen la capacidad deperforación total, están bien establecidos. El des-pliegue rápido de tecnologías facilitadoras dealto desempeño en el campo y la demanda cre-ciente de proyectos de terminación complejos ymultidisciplinarios, llave en mano, son algunasde las razones de la necesidad de contar con cen-tros de pruebas tales como el centro SRC y elcentro CTF. En realidad, los límites de las prue-bas son impuestos solamente por las limitacionesde la creatividad de los responsables del desarro-llo de tecnologías.

Es probable que el futuro sea testigo de laimplementación de un número creciente de pro-yectos de colaboración entre operadores,compañías de servicios y otros proveedores paraprobar los nuevos límites de la tecnología y pro-veer aseguramiento de la calidad y la seguridaden ambientes de perforación rigurosos y geológi-camente complejos. —RG

Se corrió un adaptador de sensor de vibracio-nes de fondo de pozo por encima del ensanchadorpara monitorear las aceleraciones lateral y de tor-sión. Los choques producidos durante la primeraetapa de la carrera fueron de mayor intensidadpero luego se redujeron. Estos choques puedendañar el RSS. Una inspección completa de lasherramientas demostró que no habían sufrido losdaños observados con anterioridad, probable-mente gracias a las modificaciones efectuadas enla herramienta rotativa direccional para hacerlamás robusta. El BHA de pequeño diámetro utili-zado en la operación de perforación con tuberíade revestimiento aún es susceptible a las vibra-ciones y choques excesivos y seguirá siendomonitoreado. No obstante, el modelado realizadopara mitigar los choques y las mejoras de larobustez de la herramienta han reducido conside-rablemente este problema.

La prueba con tubería de revestimiento de103⁄4 pulgadas tuvo lugar en noviembre de 2005.Una tubería de revestimiento de 133⁄8 instaladapreviamente había sido colocada verticalmente, auna profundidad de aproximadamente 609.6 m[2,000 pies]. La instalación con cable para laprueba con tubería de revestimiento de 75⁄8 pulga-das utilizó una polea superior suspendida debajodel aparejo viajero convencional, mientras que enla prueba con tubería de revestimiento de 103⁄4pulgadas se empleó una polea de corona fija y unaparejo hendido para simular el equipamiento delequipo de perforación del Campo Eldfisk. Eldiseño del BHA direccional era similar al utili-zado en la prueba con tubería de revestimientode 75⁄8 pulgadas. Se utilizó una herramienta RSS yMWD para el control direccional en la secciónpiloto del BHA (página anterior).

Las mediciones de las vibraciones de fondode pozo—conteos de choques—se transmitie-ron a la superficie en tiempo real desde la