La perforación de pozos en condiciones de alta presión y alta temperatura (HPHT) en el Golfo de México han tenido una evolución operativa favorable en los campos de reciente descubrimiento derivada de la gran necesidad de incorporar producción a muy corto plazo en yacimientos mesozoicos con alto potencial de aportación de aceite y gas.
Por: Miguel Lugo – Senior drilling engineer en OPEX
Este tipo de proyectos tienen retos de perforar cuerpos salinos (sal alóctona intrusiva) de gran espesor y zonas de yacimiento carbonatadas fracturadas en condición HPHT que afectan a la estabilidad del fluido y la condición del agujero.
Entre los principales retos están los grandes impactos operativos, logísticos y económicos, generados por la variación reológica del fluido, el control direccional, la toma de información, el balance hidrostático (influjos y pérdidas de circulación) y la estabilidad del agujero.
El objetivo de este reportaje, en dos entregas, es mostrar las lecciones aprendidas, prácticas operativas, aplicación de ingeniería, seguimiento geológico/geomecánico y el resultado de la gran inversión económica y tecnológica usada para producir aceite y gas de yacimientos complejos y profundos.
Antecedentes
Geográficamente, los yacimientos en condiciones de HPHT sub salinos se encuentran en la plataforma continental frente a las costas de los estados de Veracruz, Tabasco y Campeche. Los pozos tienen como objetivo geológico los carbonatos de la formación Jurásico Superior Kimmeridgiano (JSK) y cuentan con profundidades superiores a los 6,500 mv.
Las formaciones geológicas características dentro de las trayectorias de los pozos son:
- Reciente Pleistoceno-Plioceno Superior. Arena de cuarzo, con intercalaciones de arenisca de cuarzo e intercalada con Lutita arenosa, suave ligeramente calcárea.
- Plioceno Superior-Plioceno Inferior. Lutita arenosa, ligeramente calcárea, con intercalaciones de arenisca de cuarzo grano fino a medio y delgados horizontes de mudstone compacto.
- Plioceno Inferior-Mioceno Superior. Lutita suave a semidura, calcárea con intercalaciones de Arenisca de cuarzo, con delgados horizontes de mudstone café claro a crema, compacto.
- Alóctono salino Eoceno-Paleoceno. Estructura salina (redistribución de los esfuerzos en cercanías de la Sal), espesores de 1400m a 1600m, Halita blanca, con intercalaciones de anhidrita. Lutita gris, calcárea con delgadas intercalaciones de bentonita verde claro, delgados horizontes de mudstone blanco a crema compacto.
- KS-KI-JST-JSK. mudstone blanco, mudstone arcilloso, semi compacto arcilloso, lutita café rojizo y gris claro, semidura, ligeramente calcárea mudstone café claro, semi compacto arcilloso, sin porosidad observable con laminaciones de materia orgánica, trazas de bentonita, mudstone dolomitizado-recristalizado c/porosidad secundaria en fracturas selladas por calcita, detritos de cuarzo, Intercalaciones de dolomía café claro microcristalina, mudstone dolomítico recristalizado, packstone, wackestone, intercalaciones de dolomía packstone a grainstone de pellets y ollitas con porosidad primaria intergranular.
Evolución del diseño
El diseño inicial para la construcción de los pozos consideró una arquitectura robusta (pozo exploratorio) para tener una mitigación de pérdidas de circulación por bajos gradientes y zonas permeables en la parte del terciario previo a la entrada de la zona salina. (Como se describe en la Figura 1.)
Se consideraron cuatro puntos de asentamiento (etapas de perforación) antes del domo salino, las cuales consistían en:
- Etapa conductora 30”
- Etapa superficial 20”
- 2 Etapas intermedias con incrementos en densidad hasta la cima de la sal.
Al inicio del proyecto, con el diseño de los pozos exploratorios se tenía contemplada la primera etapa de contingencia dentro del domo salino, esto ante la incertidumbre del movimiento de la sal en un agujero descubierto. Teniendo las siguientes consideraciones y experiencias regionales (valores de referencia para la perforación de cuerpos salinos en la región de agujas someras):
- Agujero descubierto en un rango entre 10 a 15 días
- Densidades entre 1.90g/cm3 – 2.0 g/cm3.
- Con temperaturas entre los 120°C a 140°C
Etapa de domo salino
Una vez perforada la sección salina (como etapa única) se aisló, dada la experiencia regional de tener afectaciones por fallamiento/intrusión a nivel de terciario que provocó derrumbes y atrapamientos al perforar por debajo del domo salino.
Este último se optimizó conforme se perforaron los primeros pozos y se tuvieron longitudes superiores a los 1500m de formación salina. El aislar el cuerpo salino en una sola etapa implicó mayores retos operativos. Se recalibró el modelo geomecánico en la zona de alta presión del eoceno (por debajo del domo salino) para prolongar la etapa de perforación y mitigar problemáticas operativas como:
- Limitantes de torque y tensión del conjunto colgador por peso del liner de aislamiento.
- Limitante por hidráulica y espacios anulares. (Altas densidades equivalentes de circulación durante el bombeo de lodo y cemento).
- Viajes adicionales, logística de materiales y cambio de etapa (etapa plana)
Como se muestra en la Figura 1, de un diseño A con 6 etapas a nivel de terciario entre los 5,500 mv -6000mv, se logró optimizar a solo 4 etapas logrando un impacto significativo en días operativos y costos del proyecto, lo que permitió terminar el pozo con 2 etapas dedicadas al mesozoico e incrementó la productividad por diámetro y espesor perforado a nivel de yacimiento.
Etapas someras
El tubo conductor sirve para permitir circulación a superficie sin tener conexiones superficiales de control instaladas, permitiendo derivar el flujo somero en caso de encontrarse un acuífero asociado o una acumulación de gas en el lecho marino. Los estudios someros permiten identificar estos riesgos de agua y gas.
Sin embargo, el uso del tubo conductor obligaba a tener circulación en la etapa superficial e implicaba usar grandes volúmenes de lodo (generados en planta o en plataforma) que, al encontrarse con cuerpos permeables (arenosos) que provocan grandes pérdidas de circulación, se convertía en un problema por suministro e integridad de formación por el abatimiento de la columna hidrostática.
Por ello, se eliminó el tubo conductor de 30” para perforar con agua de mar desde el lecho marino hasta la zona de incremento de presión de formación (entre 1000m a 1200m) mitigando por completo las problemáticas de logística en generación y transporte de lodo y pérdidas de circulación asociadas a las etapas superficiales regionales.
Esta optimización ahorró tiempos, costos y generó eficiencia. Además, eliminó el costo del acero del conducto, el cual es uno de los de mayor valor en el pozo. También se ahorró en logística y embarcaciones para generar y mover lodo de perforación, cajas de recorte, cemento, barita y operaciones periféricas además del ahorro por costo de equipo de perforación (entre 3 y 6 días) y capacidades de almacenamiento, dado que, al eliminar las cajas de recorte y lodo de perforación, se pudo contar con la tubería de revestimiento a bordo desde el inicio de la perforación generando más valor al al proyecto.
Etapas objetivos
Con la experiencia de perforar la zona del mesozoico, se evaluaron las propiedades petrofísicas, gradientes de formación y se optimizó la perforación de dos etapas en una sola, siendo la de preferencia para productividad el terminar en agujero descubierto a nivel de yacimiento, como se muestra en el diseño tipo C de la Figura. 1.
Figura 1. Evolución del diseño y geometría de pozos tipo para la perforación de pozos sub salinos HPHT.
Diseño y Planeación del pozo
La experiencia del campo, su caracterización geológica, geomecánica y operativa (lecciones aprendidas) permitieron tener una geometría de pozo optimizada y configurada como el diseño tipo C. (Figura. 1.)
La planeación del pozo se diseñó ya con un reto interno de perforar en tres fases.
- Perforar hasta el domo salino.
- Perforar durante el domo salino y por debajo del mismo.
- Perforar la zona yacimiento HPHT.
Planeación operativa
Contexto geológico del cuerpo salino
La cima del cuerpo salino está delimitada por una falla normal en Mioceno que se extiende hasta el Plioceno.
La mecánica de emplazamiento de estructuras salinas implica que los esfuerzos regionales han sido alterados en la periferia de la sal en todas direcciones. La orientación de los esfuerzos y las magnitudes relativas han sido afectadas por los desplazamientos asociados con la estructura, regresando a los valores originales conforme se incrementa la distancia de un punto dado al cuerpo salino.
La falla en la cima de la sal junto con las variaciones en el estado de esfuerzos en la periferia de dicha estructura, se han manifestado como eventos de atrapamiento en los pozos del campo. Dichos problemas, como se describe posteriormente, no se deben a la falla del material (halita) y, por lo tanto, no pueden ser resueltos cambiando la densidad del fluido de perforación o las propiedades de éste.
Movilidad de la sal y tiempo de exposición
Las estructuras salinas en el Golfo de México están compuestas, en su mayoría, por halita (NaCl). Figura 2. Este tipo de sal, comparada con otros tipos, (por ejemplo, taquihidrita (CaMg2Cl6·12H2O) o carnalita (KMgCl3· 6H2O)) tiene la menor tasa de deformación al ser sometida a una carga sostenida por un tiempo determinado, y rara vez, muestran deformaciones apreciables o inestabilidad mecánica cuando se usa la densidad de lodo suficiente para perforar.
Esto se confirma durante la perforación de los pozos con objetivos sub salinos en el Golfo de México, mismos que, con temperaturas en domo de sal de hasta 140°C, se mantuvieron estables por más de 700 horas y sin problemas asociados al cierre de agujero por tiempo de exposición. Figura 3.
Figura 2. Descripción gráfica de los pozos tipo que cruzan el domo salino y tiene objetivo por debajo con una trayectoria direccional, interpretando los diferentes niveles y espesores de la trampa objetivo.
Figura 3. Tiempo de Exposición del Intervalo Salino.
Dado que las deformaciones de la sal en el tiempo no son un problema para la perforación en el campo, la densidad de lodo para asentar el revestidor se determinó primero, considerando la falla por el mecanismo de dilatancia (Garcia, Castillo, & Becerril, 2020) y segundo, por los eventos de influjo que se presentaron en los pozos de correlación (densidad de lodo de control en el orden de 2.15 g/cm3).
Lo anterior se traduce en un estado mecánico optimizado, en el cual se elimina un revestidor de contingencia dentro del cuerpo salino, mismo que se utilizó en el primer pozo perforado en esta formación, que estaba planeado en el segundo pozo que atravesó el alóctono a manera de mitigar la problemática de cierre de agujero por tiempo de exposición.
Actualmente, estos pozos perforan el alóctono salino, junto con Eoceno y Paleoceno, en una sola sección, en un promedio de 650 horas, asentando el revestidor de la etapa en la cima de Cretácico superior, sin que se hayan reportado problemas asociados a inestabilidad mecánica, como resistencias, arrastres o atrapamientos asociados al cierre de agujero.
Ejecución operativa zona salina y sub salina
Para perforar la zona salina y sub salina se debe diseñar y mantener las propiedades del fluido, ya que la interacción de los componentes de la sal con el fluido de perforación puede degradar por completo la estabilidad y su funcionalidad, además de generar un daño inmediato a las herramientas direccionales por la decantación de sólidos en sus componentes.
La tecnología de sistemas rotatorios debe ser muy específica, dado que la alta cantidad de sólidos en el fluido de perforación genera problemas de atascamiento de sus componentes internos. Por ello, los que utilizan turbinas y mecanismos móviles internos están completamente descartados. La experiencia en los pozos sub salinos tienen una estadística de hasta seis sartas para perforar el domo salino al usar este tipo de herramientas direccionales. Dada esa experiencia, se planifica, diseña y utiliza tecnología de sistemas rotatorios que usan baterías y eliminan los mecanismos internos.
Para la perforación en la zona sub salina se utilizan barrenas para formaciones de alta resistencia a la compresión y se aplican procedimientos de circulación, repaso de formación cada 30m y control direccional (severidades por debajo de 2°/30m).
Ejecución Operativa zona HPHT
En la perforación de las etapas HPHT es primordial el control de presiones y fluidos/gases de formación a través del balance hidrostático. Por lo cual el sistema de presión superficial (MPD, por sus siglas en inglés) se ha convertido en una herramienta primordial para la perforación de zonas de alta presión.
El sistema MPD permite utilizar una densidad en bajo balance de forma dinámica, haciendo más operable su generación, almacenamiento y movilización y permite tener el equilibrio hidrostático realizando pruebas de formación dinámicas DFIT calibrando el modelo geomecánico y verificando aportación /pérdidas a través del sistema medidor Coriolis. (cuantitativo de flujo másico de fluido y gas).
Conclusiones
La producción de aceite gas, principal objetivo de perforar pozos, se ha convertido en una disciplina cada vez más compleja que debe ser guiada y evaluada con eficiencia y rentabilidad.
Los campos de mayor aportación de hidrocarburos son provenientes de yacimientos carbonatados profundos, que se han caracterizado por tener condiciones de alta presión y temperatura, además de tener eventos geológicos de gran impacto, como los domos salinos, que en sí son un reto para cualquier proyecto de perforación.
En este artículo se describieron las áreas más importantes durante la planeación y ejecución de pozos complejos para buscar mejoras operativas, generar valor e incorporar reservas a la producción.
Por último, también se describió la estandarización de las lecciones aprendidas de la región y los beneficios de utilizar tecnologías al perforar pozos complejos. Estas tecnologías (incluidas las prácticas y procedimientos) son las que permiten optimizar, mejorar y lograr la perforación sin accidentes ni impactos ambientales y con tiempos y costos programados.
