65 años de avances tecnológicos

http://www.petroleo.com/pi/secciones/PI/ES/MAIN/IN/ARTICULOS/doc_66569_HTML.html?idDocumento=66569

Informe especial
Octubre 2008

En esta edición de aniversario, queremos mencionar cinco tecnologías que en los últimos 65 años han revolucionado la producción de petróleo y gas. Sabemos que hay muchas más pero optamos por las más significativas, innovadoras o con mayor impacto económico y productivo sobre la industria: Motor drilling, perforación direccional, exploración sísmica, MWD y LWD, y recobro mejorado.

Motor Drilling

El motor de perforación de fondo de pozo es un dispositivo accionado hidráulicamente que convierte la energía hidráulica en energía mecánica. El objetivo del motor es generar la velocidad rotacional (RPM) y el torque necesario para operar la broca de perforación. El motor de perforación toma su energía de una serie de volúmenes de fluidos de trabajo aislados, que son forzados a presión a través del motor, desplazando o modificando el espacio en el cual se encuentran confinados.

El motor de perforación de fondo de pozo ha estado sometido a cambios sustanciales y mejoras durante los últimos 50 años que lo han convertido en una herramienta comprobada y confiable, aún en las condiciones de perforación más extremas. Los avances tecnológicos en las herramientas de perforación de fondo de pozo han contribuido a disminuir los costos de perforación. Con el desarrollo de herramientas durables y confiables de fondo de pozo, las posibilidades de completar exitosamente un pozo han mejorado considerablemente en los últimos años.

El motor de perforación es un dispositivo de desplazamiento positivo (PDM), en el que el fluido de perforación es bombeado hacia abajo a través de la sarta de perforación, para que fluya por las cavidades de la sección de potencia. La presión del fluido reacciona contra las aletas del rotor y las paredes del estator, ocasionando que el rotor comience a girar. El torque se transmite a través de la sección de empalme, los rodamientos y hacia abajo hasta la broca de perforación.

En la sección de potencia, se convierte la energía hidráulica en energía mecánica, lo que da como resultado la rotación de la broca.

Los operadores, los contratistas de perforación, las compañías de servicio y de suministro de herramientas han trabajado diligentemente durante estos últimos años para mejorar la tecnología de perforación. En la actualidad, la mejor forma de lograr las RPM y el torque a la broca sin necesidad de rotar la sarta de perforación, es con el motor de perforación de fondo de pozo.

Las ventajas de este método son:

* Una tasa de penetración más rápida (ROP).
* Tiempos de perforación reducidos.
* Velocidad rotacional de la sarta de perforación más lenta (RPM).
* Menor desgaste y fatiga en las conexiones de la sarta de perforación.
* Menor torque en la sarta.
* Menor número de viajes RIH y POOH con el BHA.
* Huecos más derechos, lo que permite un asentamiento de la tubería de revestimiento más suave y más rápido.

Perforación direccional

Hacia 1920, los industriales del petróleo se percataron que los pozos no eran necesariamente verticales, específicamente cuando se presentaron los primeros pleitos alegando que pozos perforados desde un taladro, en una propiedad, cruzaban fronteras y estaban drenando yacimientos situados en locaciones adyacentes. Esto propició el desarrollo de herramientas de diámetro pequeño para medir la inclinación de un pozo durante la perforación.

La determinación de la desviación de un pozo de la vertical es bastante sencillo, pero el azimut, o dirección con relación a una malla geográfica –en que el pozo se está separando de la vertical¬– es más complejo.

En algunas circunstancias podrían utilizarse campos magnéticos, pero éstos estaban influenciados por los materiales metálicos dentro del pozo, así como por los materiales utilizados en los equipos de perforación. El siguiente avance fue el uso de pequeños compases giroscópicos similares a los de la navegación aérea.

Las experiencias iniciales en la perforación rotatoria, con los elementos en el conjunto de fondo de pozo, tendían a crear pozos muy torcidos, que se desviaban accidentalmente de la verticalidad. Pero, experiencias y principios de diseño de los conjuntos del BHA ayudaron a regresar un pozo desviado a la cercanía de la verticalidad inicial.

La combinación de estas herramientas de medición y los conjuntos de BHA hicieron posible la perforación direccional. Lo que se consideraba muy lejano, se hizo realidad en los años 1970 con los motores de perforación de fondo de pozo (motores impulsados por la potencia hidráulica del lodo de perforación circulado a través de la sarta de perforación), que permitían girar la broca en el fondo, mientras la mayor parte de la tubería de perforación se mantenía estacionaria. Al incluir una pieza de tubería pandeada, entre la sarta de tubería estacionaria y el motor de fondo, se logró que la dirección del pozo fuera modificada, sin necesidad de extraer toda la tubería de perforación para colocar una nueva herramienta de desviación.

En paralelo con el desarrollo de la MWD (midiendo mientras se perfora), la perforación direccional se hizo más sencilla usando telemetría de pulso en el lodo, que le permitía a las herramientas de fondo de pozo enviar datos direccionales hasta la superficie sin interferir con las operaciones de perforación.

El avance más reciente en la perforación direccional ha sido el desarrollo de una serie de herramientas rotatorias dirigidas que permiten un control tridimensional de la broca, sin detener la rotación de la sarta, lo que ha automatizado casi por completo el proceso de perforar pozos altamente desviados. Estos son costosos, por lo tanto la perforación direccional continuará en el futuro predecible.
Los pozos direccionales se perforan con diferentes propósitos:

* Incrementar la longitud de la sección expuesta a través del yacimiento, perforándolo con un ángulo dado.
* Perforar dentro del yacimiento cuando el acceso vertical es difícil o imposible. Por ejemplo, un campo de petróleo dentro de una ciudad, debajo de un lago, o por debajo de una formación difícil de perforar.
* Permitir más cabezales de pozo agrupados en una sola localización en la superficie, lo que implica menos movimientos del taladro, menos daños del terreno en la superficie reduciendo el impacto ecológico, y mayor facilidad y economía en el completamiento y producción de los pozos.
* Perforar “pozos de alivio” para controlar “reventones” a una distancia segura, pero que intersecte el pozo en problemas, e inyectar fluido pesado para controlar la alta presión en el pozo original que ocasionó el reventón.

Exploración sísmica

La historia del desarrollo de los principios teóricos de la sísmica se puede subdividir en tres etapas: El primer periodo (de 1920 a 1960) se caracteriza por las operaciones sísmicas en las cuales la información sobre las secciones geológicas se basaba en la inversión sísmica. Un modelo de velocidad de capas de espesor apreciable fue el resultado de este proceso de adquisición.

Durante el segundo período de desarrollo sísmico (desde 1960 hasta el presente), conectado con la transferencia del método del punto medio común (CMP), casi todas las informaciones sobre las secciones geológicas fueron tomadas de imágenes sísmicas. El resultado fue un alineamiento coherente de imágenes de secciones finamente detalladas.

El tercer período (del presente hacia el futuro), se caracteriza por el incremento pronunciado del tamaño de los datos adquiridos. Adicionalmente, se presenta una transferencia de soluciones estructurales a soluciones sismográficas –término con el que se conocen las fotos sísmicas– que significa una descripción más detallada del medio geológico en especificaciones morfológicas de los registros sísmicos, tales como: identificación de facies sísmicas, pequeñas fallas tectónicas, porosidad e interpolación en datos de registros acústicos. No se utiliza una imagen analítica del campo sísmico. La solución se obtiene por medio de una determinación heurística de las conexiones entre los datos geológicos y de los registros con redes neuronales.

El objetivo geofísico (mediciones sísmicas) del primer período del desarrollo sísmico fue dirigido a la solución matemática formal basada en la determinación de un modelo de tiempo de reflexión, para un ambiente de formaciones de espesor considerable. Las soluciones obtenidas tenían una precisión controlada por las matemáticas.

En el segundo período se tenía como meta el trazado de alineaciones coherentes. Por lo tanto, por un lado, un modelo de velocidad, para formaciones de espesor considerable fue utilizado, mientras por el otro lado, se presentaron ondas que se crearon en un medio de espesores reducidos (finos) lo que significaba que las ondas eran de características de interferencia. Como resultado, sólo se podían controlar con precisión características geométricas (límites de sedimentos de espesor considerable).

Es difícil evaluar la precisión de los atributos dinámicos (amplitud, frecuencia, entre otros) de las imágenes sísmicas. Sin embargo, desde el punto de vista geológico, la imagen de la información sobre sísmica de los espesores delgados (finos), es más confiable que los resultados de mediciones sísmicas.

MWD y LWD, medir y registrar mientras se perfora

Las tecnologías para medir la precisión del pozo perforado (y poder realizar las correcciones necesarias sobre la marcha) datan desde principios del siglo pasado cuando Elmer Sperry y Joseph Newton Pew desarrollaron el SurWell, una unidad giroscópica que podía medir la inclinación y la dirección dentro del hueco. No fue sino hasta los años 80 que Sperry Drilling Services incorporó servicios de MWD (Measurement While Drilling) y LWD (Logging While Drilling) que revolucionaron la industria y permitieron el desarrollo de perforaciones horizontales y direccionales.

Esto ha permitido que las compañías de gas y petróleo lleguen más rápido, de manera más precisa y con unos costos más efectivos a los yacimientos buscados. Sperry Drilling Services hace parte hoy del grupo Halliburton.

Los servicios MWD se usan para determinar la trayectoria y la posición, del pozo siendo perforado, en el espacio tri-dimensional. MWD es una herramienta valiosa que puede establecer la profundidad vertical verdadera, la localización del fondo del pozo, y la orientación de los sistemas de perforación direccional.

La tecnología MWD ha evolucionado y hoy existen varios tipos de sensores entre los cuales se pueden mencionar los que obtienen medidas en tiempo real del calibre el hueco del pozo, la inclinación y profundidad del trépano, las aceleraciones torsionales, laterales y axiales de la sarta de perforación, la presión del espacio anular y el posicionamiento del hueco del pozo.

Los sistemas de MWD tradicionales funcionan con sistemas de ondas y pulsos transmitidos por una columna continua de fluido. Existen también sistemas de telemetría electromagnética así como modernos sistemas de transmisión por fibra óptica para complejos flujos de datos.

Los sistemas de toma de registro mientras se perfora (LDW) ayudan a obtener información en tiempo real sobre ángulos pronunciados en perforación horizontal con lo cual se asegura un uso eficiente de las tecnologías avanzadas de perforación. Algunos de los sensores para LDW miden por ejemplo la litodensidad azimutal, registros de calidad del corte, porosidad, tipo de fluído y litología con base en señales acústicas. Los sensores de resistividad miden tanto el desplazamiento de fases y su atenuación para cada uno de los espaciamientos de transmisor – receptor, mientras que otros sensores más avanzados proveen imágenes de alta resolución para una visión interna del yacimiento.

Otra área en la cual ha evolucionado la tecnología LDW es en la comunicación de dos vías entre los sensores de fondo de pozo LWD y la superficie, logrando velocidades hasta de 10,000X más rápidas que las tasas de los de pulso en el lodo. Estas interfaces también logran integrar los sistemas de adquisición de datos a sistemas de red que permiten la interpretación de la información y, en últimas, el control remoto de la operación del pozo.

Recobro mejorado

Las tecnologías de recobro mejorado se han usado durante más de cincuenta años para producir crudos no convencionales (crudos pesados, arenas bituminosas, bitumen, campos maduros casi agotados, etc.). No obstante, muchas de estas tecnologías no habían alcanzado el desarrollo esperado, debido a que los precios del petróleo no justificaban los costos extra de la tecnología de recobro.

Sin embargo, los altos precios del crudo en los últimos años y el desplazamiento de la frontera petrolífera le han dado un gran impulso. Entre estas tecnologías llamadas Métodos de Recobro Mejorado (EOR –Enhanced Oil Recovery) se pueden relacionar las siguientes, que pueden clasificarse en cuatro grupos:

* Térmicos, a saber: inyección de fluidos calientes, recobro térmico, inyección de vapor cíclica y continúa, combustión in situ.
* Miscibles: inyección de dióxido de carbono, inyección de nitrógeno, inyección combinada de dióxido de carbono y nitrógeno.
* Inyección de químicos: inyección de polímeros, inyección de alcalinos, inyección de surfactantes.
* Inyección microbial: continua y cíclica.

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