Perforaciones coiled tubing (pozo diametro pequeño)

El concepto de perforación coiled tubing-microhole (pozos de diámetro ultra reducido) aplicado a yacimientos gasíferos maduros en kansas, colorado.

El gas natural fue descubierto en la formación Niobrara, en 1912, cuando una fuerte surgencia de gas fue encontrada mientras se perforaba el pozo Goodland Nº1 cerca de Goodland Kan. El pozo fue tapado y abandonado. Desde ese primer pozo, la extensión productiva de gas de Niobrara, ha experimentado muchos períodos de actividad conducidos por los precios del gas y las mejoras en la tecnología. Recientemente el desarrollo de la perforación coiled tubing en combinación con un acercamiento a  pozos  de diametro ultra reducido  ha ayudado a re-energizar la actividad en esta extensión de gas madura. GEOLOGIA, CARACTERISTICAS DEL RESERVORIO. Las calizas de la formación de Niobrara fueron depositadas durante la última gran trasgresión del Mar cretáceo interior del oeste, que se extendía desde el Golfo de México hasta el Océano Ártico. La obra actual se extiende a través del Noroeste de Kansas y Colorado del Este. La caliza gasífera de la formación cretácica superior de Niobrara se encuentra a  profundidades que van de los 1000 a los 3000 pies. Las acumulaciones de gas en la formación de Niobrara, generalmente están relacionadas con bajas características estructurales del relieve localizadas a través de los márgenes del este de la cuenca geológica de Denver. Los campos de gas de Niobrara se caracterizan por una alta porosidad, baja permeabilidad y baja presión del reservorio. Estas características son típicas de caliza sujeta a moderadas profundidades de enterramiento. A mayor profundidad, la  porosidad y la permeabilidad decrecen, causando un reducido volumen poral total y una saturación de agua más alta a una posición estructural dada. Los valores de porosidad reportados en la formación Niobrara  fluctuaban entre el 30% y el 50%. A pesar de la alta porosidad de la caliza, la permeabilidad es inherentemente baja debido al tamaño fino de los granos. Niobrara es un reservorio de baja presión, con rangos de gradiente de  presión geostática de 0.06 a 0.24 psi/ft. Las bajas presiones del reservorio y la baja permeabilidad de la formación,  se combinan para crear un ambiente desafiante para el desarrollo exitoso del área. Ciertamente, es necesario un acercamiento eficiente y de bajo costo a la perforación y terminación. PROGRAMA DE PERFORACION DOE MICHOHOLE El Laboratorio de Tecnología Energética del Departamento Nacional de Energía está implementando un programa de investigación para desarrollar recursos de gas y petróleo marginales utilizando pozos  de diámetro ultra reducido. El objetivo es desarrollar un portfolio de herramientas y técnicas que permitirán la perforación de pozos de 35/8 in, y más pequeños, para permitir el desarrollo de recursos marginales de gas y petróleo. El testeo y la demostración de campo de una perforación coiled tubing adaptada para este propósito, es un proyecto dentro del programa. El objetivo es medir y documentar la performance del equipo bajo las actuales condiciones de perforación. DESCRIPCIÓN DEL EQUIPO El equipo de perforación coiled tubing, designado y construido por Tom Gipson con Advanced Drilling Technologies Inc. (ADT)……… El equipo ha estado operando por un año aproximadamente, perforando pozos de gas poco profundos, ha sido operado por Rosewood Resources Inc. en el oeste de Kansas y el Este de Colorado. Las operaciones del equipo han mejorado hasta el punto de perforar pozos de 3.100 pies en un solo día. Han sido documentados ahorros en los costos del pozo de aproximadamente 30% en comparación con la perforación rotatoria convencional. La mejora en la performance del pozo debido a la disminución del daño de la formación como resultado de una menor exposición de la formación al fluido de perforación, es otro aspecto importante. MOVILIZACION EFICIENTE DEL EQUIPO El equipo se moviliza con cuatro cargas de acoplado, mitigando el costo de movilización y transporte, mientras coincide con las limitaciones del Departamento de Transporte de EEUU para transporte en carreteras. Estas características hacen que sirva para caminos de acceso y locaciones menores. El equipo posee todo el equipamiento necesario para operaciones de perforación, un sistema de lodo de descarga nula, posee una capacidad de manejo de tuberías para casings superiores a 75/8 y puede soportar un rotary y un top drive. HUELLAS PEQUEÑAS El pequeño tamaño del equipo provee numerosas ventajas ambientales con respecto a los equipos tradicionales: -Un pad de perforación menor, o ninguno, dependiendo de las condiciones. Requiere Caminos de acceso más pequeños. -No se necesita pileta de inyección: los tanques de lodo contienen los fluidos requeridos y se mueven junto con el equipo de una locación a la otra. Solo una pileta de 3 pies por 6 pies por 6 pies es necesaria para los cuttings. Si es preciso, estos cuttings son fácilmente transportados fuera de la locación. -Los equipos más pequeños producen menos emisiones al aire, y los motores menos ruidosos minimizan las molestias al entorno. -El acercamiento a pozos  de diámetro ultra reducido (hoyos de 4 ¾ in) requieren menos lodos y fluidos de perforación para ser tratados y producen menos cuttings. -La utilización del coiled tubing mitiga el riesgo de derrames debido a que no posee conexiones de tuberías. PERFORACION RAPIDA Promedios muy altos de penetración han sido alcanzados con la combinación de motores de fondo- trépanos y utilizando al máximo las ventajas de la perforación del coiled tubing (un promedio de perforación por pozo de 400 pies por hora aproximadamente) Este promedio de perforación y otros rendimientos del equipo permitieron la perforación de un pozo de 2850 pies en 19 horas, incluyendo los tiempos de movilización del equipo, perfilaje, preparación de casing y cementación. CALIDAD DEL POZO: CEMENTO Todos los pozos perforados con el equipo de ADT resultaron en un agujero con muy poca desviación (1º a 2º) a pesar del alto promedio de penetración. Un buen trabajo de cementación también depende de la calidad del pozo. Como se mencionó previamente, Niobrara es un reservorio con bajas presiones y, como tal, es susceptible al daño de la formación,  debido a la pérdida de fluido de las operaciones de perforación. La rápida penetración y la falta de surgencia de presión causada por las conexiones convencionales de las tuberías, ayudan a  mitigar las pérdidas y por ende, el daño a la formación. Es un factor importante dada la naturaleza marginal del recurso. Ningún equipamiento auxiliar es necesario. Con su torre, aparejo móvil y los componentes de su mesa rotativa, todos los procesos de perforación solicitados pueden ser llevados a cabo sin equipamiento adicional. Aunque no esta equipado actualmente con un top drive, este puede ser adaptado al equipo si fuera necesario. La perforación coiled tubing elimina el tiempo de conexión de la tubería de perforación y menos personas son necesarias para operar el equipo. NIVEL DE DESCARGA NULOEl equipo posee la capacidad de perforar un pozo con nivel de descarga nulo de cualquier fluido u otros materiales. El procedimiento se detalla a continuación. -no se preparan piletas, todos los fluidos son confinados en tanques, con los que esta equipado el equipo. -Un agujero es previsto para la tubería conductora y una funda colocada alrededor de la tubería conductora. Usando este proceso, el suelo es protegido contra cualquier derrame y todos los fluidos y cuttings son removidos afuera de la locación. Si bien se trata de un costo adicional, puede que este proceso sea requerido para perforar en áreas ambientalmente sensibles. El pequeño tamaño del equipo y la eficiencia de perforación, junto con  la capacidad de descarga nula permiten la perforación en áreas sensibles.  MEJORAS EN SEGURIDADLa seguridad es siempre de vital importancia y el entorno del equipo de perforación convencional es donde la precaución y el entrenamiento en seguridad son necesarios, debido al manejo de la tubería de perforación y otros equipamientos. El equipo de coiled tubing de ADT reduce significativamente el manejo de la tubería de perforación y tiene menos equipo para movilizar de un pozo a otro. Todo esto crea un entorno de operación mucho mas seguro, que es importante durante cualquier momento de la perforación. PREOCUPACIONES DE LOS OPERADORES:Existen obstáculos para la utilización completa de este tipo de perforación y terminación de recursos marginales. Los operadores han identificado las siguientes inquietudes, que deben ser solucionadas para alcanzar el máximo potencial: Ingenieros de producción tienen preocupaciones a largo plazo sobre la capacidad para reparar pozos. -El manejo de fluidos significativos es un problema en pozos pequeños. -Hay espacio limitado para equipamiento mecánico en el fondo del pozo -Una falta general de experiencia fue descubierta como barrera para su uso. -Hay limitaciones en la profundidad, dados los actuales procedimientos de coiled tubing. El coiled tubing es limitado en su habilidad para superar problemas relacionados con ambientes de perforación dificultosos. TENDENCIAS TECNOLÓGICAS Conducida por una economía creciente, la demanda de energía de Estados Unidos espera alcanzar niveles record en un futuro cercano. Los recursos de más alta calidad han sido explotados, incrementando los desafíos para futuros desarrollos. La mejora de nuevas tecnologías está comenzando a ser desplazada por los cambios crecientes creados por la roca de reservorios de baja calidad y los costos crecientes derivados de los problemas ambientales. Un esfuerzo tecnológico concertado tanto para entender mejor las fuentes marginales de petróleo y gas y desarrollar una ingeniería sólida, es necesario para incrementar la producción de estos recursos extensamente dispersados, en forma significativa. DESARROLLO TECNOLÓGICO HISTÓRICOEl desarrollo del gas y el petróleo marginales ha evolucionado significativamente en los últimos 40 años. La tendencia se ha desplazado de centrarse en los caballos de fuerza a otra que prioriza la precisión en todos los aspectos del desarrollo. Durante la década del 60, las detonaciones nucleares fueron testeadas con el objetivo de fracturar o estimular un gran volumen de rocas de baja permeabilidad, permitiendo la recuperación de un importante volumen de gas desde una boca simple. Este intento falló por muchas razones, incluyendo la fusión de las rocas en lugar de su fractura. Durante la década del 70 y el 80, el acercamiento a las formaciones marginales de gas y petróleo evolucionó hacia tratamientos de fracturación masiva. Aquí, el objetivo era crear fracturaciones muy largas, alcanzando cientos de pies de la zona productiva, y lograr la producción de grandes volúmenes. Mientras la investigación en el tema de la fracturación hidráulica progresaba, se determinó que las fracturación de longitud extendida eran muy difíciles, sino imposibles, de crear. Hoy, la evolución de la tecnología de perforación lateral y horizontal comenzó a permitir el desarrollo de recursos no convencionales a través de la colocación de bocas más pequeñas en la ubicación exacta requerida para una producción óptima. La fracturación hidráulica permanece como un procedimiento de estimulación de pozos importante y necesario, pero está siendo realizada en una manera altamente optimizada, integrada con procedimientos únicos de terminación de pozos. La tendencia en general ha ido de mayor a menor. Los trabajos de fracturación ahora son más pequeños que los utilizados en los 70 pero mucho más efectivos. La tecnología de de  pozos  de diametro ultra reducido está sido desarrollada por el Departamento de Energía y permitirá una ubicación eficaz de pozos mientras se minimiza el impacto ambiental. Fuente: Drilling Contractor

casing y tubing

En la búsqueda por garantizar recursos de petróleo y gas, los operadores de exploración y producción se ven obligados a encarar perfiles de pozo que no podían accederse mediante la perforación tradicional, ya sea debido a limitaciones tecnológicas como a costos sumamente elevados.

Las operaciones no convencionales de perforación de petróleo y gas en pozos profundos, pozos con inestabilidad de la perforación, salientes, zonas agotadas, circulaciones perdidas o problemas de pistoneo del drill pipe son propensas a problemas operativos. En esas operaciones de exploración y producción extraordinarias, la prevención de los inconvenientes y la recuperación suelen agregar mayores costos para los operadores. Del mismo modo, existen limitaciones en las operaciones costa afuera, complejas en cuanto a espacio y material en el equipo de perforación, lo que hace necesario encontrar una metodología de perforación simple pero segura.

Con su gama completa de conexiones premium TenarisHydril, Tenaris ofrece a sus clientes del sector de petróleo y gas una alternativa confiable de alto rendimiento: la perforación con conexiones premium. La técnica emplea el casing como columna de perforación en lugar del drill pipe. El pozo se encamisa a medida que se perfora, mientras el casing proporciona energía hidráulica y fuerza mecánica a la estructura de la perforación.

SoluCIÓn

La perforación con conexiones premium reduce los costos de construcción del pozo, mejora la eficiencia de perforación y brinda mayor seguridad minimizando la exposición del personal y reduciendo la cantidad de personas necesarias en el equipo de perforación.

Tenaris tiene la capacidad de brindar la asistencia técnica adecuada, junto con conexiones TenarisHydril totalmente probadas y validadas así como con resistencias de tubo con especificaciones especiales –como resistencia a la fatiga, capacidad de extra torque y restricciones geométricas- para esta aplicación.

En cuanto a reducción de costos, los estudios de campo demostraron una reducción del 20-30% en el tiempo necesario para perforar pozos desde el hueco de la superficie hasta la liberación del equipo cuando se utiliza perforación con casing. El método, asimismo, elimina la necesidad de alquiler de barras de sondeo y costos de transporte, y consume menos potencia del equipo al mismo tiempo que reduce riesgos e incrementa la seguridad.