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La línea de acero marca un hito

Las técnicas de intervención de pozos han dependido mucho tiempo de sistemas

mecánicos e hidráulicos para la activación y medición. Como consecuencia de ello,

los resultados de muchas operaciones dentro de los pozos —cuyas profundidades

eran frecuentemente aproximadas— dependían tanto de las habilidades de los

operadores como del diseño de las herramientas. Para un método de intervención,

estas limitaciones se eliminaron cuando los ingenieros desarrollaron la línea de

acero digital.

Matthew Billingham Vincent Chatelet Stuart MurchieRoissy-en-France, Francia

Morris CoxNexen Petroleum USA Inc. Houston, Texas, EUA

William B. PaulsenATP Oil & Gas Corporation Houston, Texas

Traducción del artículo publicado en Oilfield Review, Invierno de 2011/2012: 23, no. 4. Copyright © 2012 Schlumberger.Por su ayuda en la preparación de este artículo, agradecemos a Blaine Hoover, Buddy Dearborn, Chuck Esponge, Douglas Guillot y Scott Milner, Broussard, Luisiana, Estados Unidos; Farid Hamida, Rosharon, Texas; y Fabio Cecconi, Pierre-Arnaud Foucher y Keith Ross, Roissy-en-France, Francia.D-Jar, D-Set, DSL, D-Trig, FloView, GHOST, Gradiomanometer, LIVE, LIVE Act, LIVE Perf, LIVE PL, LIVE Seal, LIVE Set, PS Platform, Secure y UNIGAGE son marcas de Schlumberger.

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Volumen 23, no.4 17

Las operaciones con líneas de acero se han realizado en pozos de petróleo y de gas durante más de 75 años, y hasta hace muy poco, las prácticas casi no han cambiado. Los técnicos e ingenieros en el campo eje-cutan las operaciones básicas dentro del pozo a tra-vés de la manipulación de las herramientas de pozo fijadas al extremo de un alambre delgado con un único filamento; este alambre se conoce como línea de acero. El nombre lo distingue de los cables con-ductores utilizados en líneas eléctricas o de los cables trenzados utilizados para trabajos mecánicos más pesados. Estas operaciones dentro del pozo pue-den ser tan simples como la introducción de un ani-llo de calibración hasta la profundidad total (TD) o procedimientos más complejos para el manteni-miento del pozo y optimización de la producción, tales como la colocación o extracción de válvulas y tapones. Las operaciones también incluyen la remo-ción del pozo de desechos que dificultan la produc-ción, tales como arena o parafina. Más recientemente, se han introducido dispositivos con memoria electró-nica en las líneas de acero para coleccionar datos con el fin de realizar levantamientos de presiones transitorias o adquirir registros de producción.

Las líneas de acero se han mantenido como una parte fundamental de la intervención en pozos debido a que son económicas, confiables, eficientes y sin complicación desde el punto de vista logístico. Se despliegan con un equipamiento compacto rela-tivamente fácil de usar que puede moverse y ubi-carse en un pozo casi de cualquier tamaño ubicado en cualquier lugar del mundo. Se pueden utilizar en todo tipo de pozos, incluyendo HPHT, con gas sulfuroso, de ángulo elevado y surgentes (con flujo natural). En ubicaciones con limitaciones de espa-cio o de peso, la línea de acero es frecuentemente la única opción viable para la intervención.

Pero la simplicidad de la línea de acero es tam-bién el origen de sus inconvenientes. Los ingenieros la diseñaron inicialmente para ejecutar operacio-nes mecánicas rudimentarias. En ese tiempo, la profundidad absoluta no era una consideración esencial para tales operaciones. Los perforadores no podían colocar las herramientas con precisión y, como consecuencia de ello, era difícil verificar la ubicación precisa de una herramienta dentro del pozo. Para algunas operaciones, particularmente en las operaciones de disparos o en el asentamiento de herramientas de aislamiento, el conocimiento de la profundidad exacta de la herramienta es crítico. De manera similar, para asegurar que los instrumentos y otras herramientas sensibles no se dañen durante las operaciones de colocación o extracción, o para confirmar la acción pretendida en el pozo, con fre-cuencia, es imperativo ejercer una fuerza con már-genes estrechos de variación dentro del pozo.

Con la utilización de la línea de acero, es imposible determinar con certeza la profundidad exacta de la herramienta ni la cantidad de fuerza ejercida.

Todos los tubos, alambres y cables se dilatan en cierta medida cuando se mueven hacia adentro y hacia afuera de un pozo. La dilatación de las líneas de acero, sin embargo, es significativamente mayor que la de otros medios de transporte. Por lo tanto, las mediciones de profundidad realizadas utilizando un dispositivo mecánico y que se muestran en la superficie es posible que no representen con exacti-tud la ubicación de la herramienta. De hecho, la información mostrada no es una medición de la pro-fundidad de la herramienta, sino de cuánto alambre se ha enrollado o desenrollado del tambor. En con-secuencia, la precisión estándar de los sistemas de medición de profundidad con líneas de acero es de alrededor de 30 cm/300 m [1 pie/1 000 pies].1 Esta precisión, con frecuencia, es suficiente para operaciones con líneas de acero cuya profundidad se calcule que esté a algunos pocos pies de algún punto fijo de la sarta de terminación. En pozos que no ten-gan marcadores de fondo del pozo, el margen de error puede ser inaceptable. Los ingenieros han diseñado sistemas para corregir la dilatación así como otras variables, pero tales medidas correc-tivas se basan solamente en datos estimados y las operaciones sofisticadas generalmente exigen más precisión que la que podrían brindar estos sistemas.

Además, la desviación del pozo podría causar inexactitudes considerables en las lecturas de indicación del peso en la superficie; estas lectu-ras son el único indicador de las fuerzas que se aplican dentro del pozo. Típicamente, el peso dentro del pozo se mide utilizando una celda de carga fijada al cabezal del pozo y a una polea a través de la cual se dirige la línea de acero desde el tambor hacia la parte superior del lubricador (derecha). A medida que se ha incrementado el ángulo de los pozos desviados, junto con la canti-dad de dichos pozos, ha habido un aumento correspondiente en la frecuencia y el grado de imprecisión de las lecturas del peso. Tales impre-cisiones en la profundidad y el peso pueden llevar a tiempos de operación extensos, o, en termina-ciones de pozos más complejas, a problemas ope-rativos. En las operaciones de disparos con líneas de acero, por ejemplo, la colocación de un cañón (pistola) a unos pocos pies por encima o por debajo de la profundidad objetivo, puede marcar la diferencia entre producir agua, petróleo o gas, o nada en absoluto.

En los últimos años, los ingenieros han desa-rrollado numerosas mejoras al equipamiento tra-dicional de las líneas de acero. La mayoría de

estos son cambios graduales aplicados a herra-mientas que funcionan con línea de acero más que en la línea en sí. Las herramientas electróni-cas alimentadas por baterías, las cuales adquie-ren datos y los almacenan en su memoria, han solucionado algunos inconvenientes de la línea de acero relacionados con la activación y la confir-mación de las acciones en el fondo del pozo. Pero una vez que estas herramientas han sido desplega-das, no proporcionan datos en tiempo real del fondo del pozo ni otorgan al operador la posibilidad de efectuar ajustes, tales como la profundidad o la tem-peratura a las cuales se activan los disparadores.

1. King J, Beagrie B y Billingham M: “An Improved Method of Slickline Perforating,” artículo SPE 81536, presentado en la XIII Muestra y Conferencia del Petróleo en el Medio Oriente de la SPE, Bahrain, 5-8 de abril de 2003.

>Montaje básico de la línea de acero. Una celda de carga, sujeta a una polea, se activa por la tensión del alambre que corre por la polea. La línea de acero corre desde el tambor hacia la polea, la cual lo redirige hacia arriba formando un ángulo agudo. Gira 180º por una segunda polea y se introduce en el prensaestopas desde donde penetra en el pozo a través del lubricador. La válvula ciega, que está encima del árbol de válvulas, contiene arietes opuestos (no ilustrados) que pueden cerrarse para sellarse uno contra el otro sin retirar el alambre, lo cual proporciona una barrera alternativa para la presión en el caso de que falle el mecanismo de sellado del prensaestopas.

Oilfield Review WINTER 11/12 Slickline Fig. 1 ORWNT11/12-SLKLN 1

Prensaestopas

Lubricador

Polea

Tambor de lalínea de acero

Celda de carga

Polea

Árbol de válvulas

Válvulaciega

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Como resultado de esto, las herramientas operadas por baterías no pueden resolver los inconvenientes de tiempo y eficiencia que caracterizan a muchas operaciones tradicionales con línea de acero.

El intento más ambicioso de superar estos obs-táculos (utilizar la propia línea de acero para enviar señales bidireccionales entre la herramienta y la superficie) ha sido realizado durante décadas. Dicha solución podría usarse para proporcionar a los operadores datos precisos sobre la profundidad de la herramienta, el estado de la herramienta, el peso dentro del pozo, la tensión del alambre y datos del fondo del pozo tales como las mediciones de presión y temperatura en tiempo real.

A pesar de muchos años de esfuerzo, los fabrican-tes no habían podido desarrollar una solución acepta-ble utilizando una línea de acero con equipamiento. Eso cambió cuando los ingenieros de Geoservices, una empresa de Schlumberger, desarrollaron los servi-cios de líneas de acero digitales (DSL).

Este artículo describe las mejoras incrporadas a las líneas de acero en la forma de herramientas con memoria y alimentadas por baterías que permiten a los ingenieros expandir las aplicaciones con líneas de acero para incluir mediciones de profundidad precisas para las operaciones de disparos y de obten-ción de registros de producción. También se discute acerca de la tecnología DSL, la cual es una innova-ción de ingeniería más que una mejora de la línea de acero. Utilizando la telemetría sobre la línea de acero, junto con herramientas electrónicas ali-mentadas por baterías que incorporan una memo-ria y una interfaz de telemetría, los servicios DSL permiten la comunicación de comandos y datos entre la superficie y el fondo del pozo sin compro-meter la integridad mecánica del alambre. Estas características amplían significativamente las capacidades de la línea de acero ofreciendo al ope-rador una correlación precisa de la profundidad, información sobre el estado de la herramienta y control de la misma en tiempo real. Esto es crítico para lograr operaciones precisas, eficientes y de bajo riesgo en operaciones mecánicas, correctivas y de medición realizadas con líneas de acero.

Mejoramiento de la línea de aceroHistóricamente, la precisión en la medición de la profundidad ha limitado de manera crítica el alcance de las operaciones con líneas de acero que utilizan dispositivos de medición convencionales. Los facto-res principales que afectan la precisión de la profun-didad son la dilatación elástica, la temperatura, la flotabilidad, la fricción de la línea de acero y de la sarta de herramientas contra la pared del pozo, el levantamiento y la precisión de la rueda de medi-ción. La variedad de tamaños y materiales utiliza-dos para la línea de acero puede tener impacto

también en las lecturas de las mediciones. Los diá-metros más comunes de las líneas de acero son 0,092; 0,108 y 0,125 pulgadas [2,34; 2,74 y 3,18 mm]. Los materiales a partir de los cuales se fabrican (según su aplicación) incluyen acero al carbono, aleaciones de acero inoxidable y aleaciones con base de níquel y cobalto.2

La dilatación elástica (el factor que provoca la mayor variabilidad en la precisión de la profun-didad con las líneas de acero) es una función de la tensión de la línea y del módulo de elasticidad del alambre.3 Las mediciones de longitud pueden aumentar o disminuir por diámetros de la rueda de calibración fuera de tolerancia o por diáme-tros mal calibrados. Los cambios en la medición de los diámetros de la rueda pueden ser provoca-dos por desgaste de la rueda, acumulación de residuos o la disparidad en las temperaturas a las cuales se fabricó la rueda o se calibró y las tempe-raturas a las que opera. Los errores de medición pueden ser mayores a 0,6 m [2,0 pies] en pozos de 3 000 m [10 000 pies] de profundidad.4 Las dife-rencias de temperatura del pozo también afectan

la longitud del alambre a medida que éste se hace descender al pozo. A menos que los gradien-tes de temperatura del pozo permanezcan cons-tantes, o que las variaciones de temperatura y sus mediciones se incluyan en las correcciones de pro-fundidad, es difícil compensar esta variable. Además, la flotabilidad, la fricción y el levanta-miento (que son funciones de parámetros del pozo tales como la viscosidad del fluido, la tasa de flujo, el tipo de fluido, la desviación, la tortuosidad y la geometría) afectan las mediciones de tensión en la superficie.

Aunque en profundidades no muy grandes hay diferencias mínimas, las discrepancias pue-den aumentar y hacerse más significativas con el aumento de la profundidad. En los últimos años, los ingenieros han trabajado en el problema de la precisión de la profundidad mediante el desarro-llo de dispositivos electrónicos de medición que intentan corregir automáticamente la dilatación del alambre.

Otras de las limitaciones han sido los medios mecánicos usados para activar las herramientas.

> Herramientas alimentadas por baterías. El servicio PS Platform es un conjunto de herramientas alimentadas por baterías que pueden realizar operaciones de almacenamiento en memoria y de lecturas de superficie. La herramienta de detección óptica de retención (hold-up) de gas GHOST (arriba a la izquierda), usa cuatro sondas ópticas de zafiro para medir las retenciones de gas y de líquido, conteo de burbujas, mediciones de calibre de pozo promedio y orientación. La herramienta Gradiomanometer de perfil de densidad relativa (arriba, segunda desde la izquierda) mide la densidad promedio del fluido del pozo y la desviación del pozo, de los cuales se pueden deducir las retenciones de agua, petróleo y gas. El conteo de burbujas de la herramienta de medición de retención FloView (arriba, al centro), identifica la primera entrada de fluido, la retención de agua y el conteo de burbujas e incluye un centralizador y mediciones del calibre promedio del pozo. El portador del sistema de manómetro UNIGAGE (arriba, segundo desde la derecha) contiene un medidor de cristal de cuarzo que ofrece la opción de medición de presión de alta resolución. El molinete en línea opcional (arriba a la derecha) proporciona una medición bidireccional de la velocidad del fluido dentro de las tuberías. La sonda básica de medición (inferior izquierda) proporciona datos de rayos gamma (GR) y del localizador del collar de la tubería de revestimiento (CCL) para la correlación, además de mediciones de presión y temperatura. El generador de imágenes de flujo y medidor del calibre del pozo (inferior derecha) mide la velocidad promedio del fluido, las retenciones de agua e hidrocarburos y el conteo de burbujas a partir de cuatro sondas independientes. También proporciona mediciones de calibre de doble eje X-Y y mediciones relativas de la orientación. Las mediciones de desviación y del acelerómetro proporcionan la corrección por desviación de la densidad de flujo medida.

Oilfield Review WINTER 11/12 Slickline Fig. 2ORWNT11/12-SLKLN 2

Sonda básica de medición Flujo-Calibre Generador de imágenesBaterías y registrador, rayos gamma,

localizador de collar de tubería de revestimiento,temperatura, presión

Medidor de flujo, calibre X-Y,retención de agua, conteo de burbujas,

orientación relativa, centralizador

13,5 pies[4,11 m]

7,1 pies[2,2 m]

Herramienta GHOSTRetención de gas, conteo deburbujas de gas y de líquido,calibre promedio, orientación

Densidad, desviaciónRetención de agua, conteo de

burbujas, centralizador,calibre promedio

Manómetrode cuarzo

Medidor de flujo

Herramienta FloView PortadorUNIGAGE

Molinete enlínea bidireccional

HerramientaGradiomanometer

4,8 pies[1,5 m]

6,8 pies[2,1 m]

4,2 pies[1,3 m]

3,1 pies[0,94 m]

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Los ingenieros han abordado este tema mediante el desarrollo de herramientas alimentadas por bate-rías. Estas herramientas que almacenan datos del fondo del pozo en su memoria, a los cuales se tiene acceso una vez que la herramienta regresa a la superficie, pueden ejecutar operaciones en el fondo del pozo cuando se activan mediante un tem-porizador o cuando se genera una señal a través de una secuencia predefinida del movimiento del cable. Los dispositivos con almacenamiento en memoria se han utilizado en servicios de correc-ción, tales como disparos y asentamiento de dispo-sitivos, así como en servicios de mediciones tales como registros de la producción, al mismo tiempo que ofrecen ventajas de costo o de acceso con res-pecto a la línea eléctrica.

La activación electrónica alimentada por bate-rías puede permitir la detonación segura de explosi-vos utilizados para el corte y el punzonado de las tuberías de producción y de revestimiento; y las herramientas de asentamiento electromecánicas pueden sustituir a los dispositivos explosivos. La industria ha dado la bienvenida a los cabezales de detonación electrónica porque pueden programarse para desactivarse automáticamente al recuperarlos en la superficie si la ventana de presión, que es una condición para su activación, se ha seleccionado correctamente.5 Estas cuestiones se resolvían ante-riormente utilizando cabezales de detonación de accionamiento mecánico o hidráulico.

La industria también ha adoptado el uso de herramientas de asentamiento no explosivas de accionamiento electrónico en entornos donde la logística asociada con los explosivos es restrictiva o compleja. Los retardos en la detonación o las ven-tanas de presión son dos ejemplos de medidas de seguridad añadidas a los dispositivos tradicionales. Pero esto añade complejidad y compromete la pre-cisión debido a las variaciones de las condiciones internas del pozo tales como la temperatura y la pre-sión, así como también al tiempo que haya estado la herramienta dentro del pozo. Los cabezales de deto-nación electrónicos son inmunes a estas variaciones y proporcionan mayor precisión y control.6

Muchos servicios que se realizaban usando líneas eléctricas o tubería flexible son posibles ahora como

servicios con líneas de acero gracias a las herramien-tas operadas por baterías. Éstas incluyen sensores de presión, temperatura, rayos gamma (GR), localizador del collar de la tubería de revestimiento (CCL), medi-dor de flujo, calibre, conteo de burbujas, orientación de la herramienta, retención (hold-up) de agua y retención de gas (página anterior).

A pesar de estas mejoras, los ingenieros conti-nuaron buscando el siguiente avance importante en las posibilidades de la línea de acero: un método mediante el cual pudieran enviar y recibir señales en tiempo real hacia y desde las herramientas que estuvieran en el fondo del pozo. Su objetivo era lograr la versatilidad y la precisión de la comunica-ción telemétrica de las líneas eléctricas sin sacrifi-car las ventajas de la línea de acero.

Por ejemplo, como la línea de acero es un com-ponente único, está equilibrado de forma natural y, de esta manera, se presta a operaciones tales como la percusión. Por el contrario, la percusión con una línea eléctrica puede llevar a la destruc-ción del aislante entre el conductor y el blindaje del cable.7 La línea eléctrica incluye un conjunto de alambres de blindaje exterior e interior enro-llados en direcciones opuestas alrededor de los conductores centrales (derecha, extremo superior). Esto crea un nivel inherente de torque dentro del cable que debe manejarse para evitar daños al alambre, especialmente en pozos profundos o con mucha desviación. Este daño puede adoptar la forma de superposición del blindaje exterior o de los alambres, que se desgastan, se rompen rápidamente y quedan suspendidos del equipa-miento de control de la presión. Cuando se rompe un alambre superpuesto, se desenreda a medida que entra en el equipamiento de control de pre-sión del cabezal del pozo, lo cual requiere una extensa operación para retirar el alambre tren-zado de blindaje.

El mecanismo de sellado de la parte superior del lubricador de la línea de acero también ofrece una ventaja sobre el utilizado para líneas eléctri-cas o trenzadas. Un prensaestopas para línea de acero es mucho menos complejo que el ensamble de tubo de grasa utilizado para una línea eléc-trica o trenzada. Un elemento de prensaestopas

de goma mantiene un sello de presión incluso cuando un alambre pasa a través de él (abajo). Así, es más fácil de montar que un ensamble de tubo de flujo de grasa para cable trenzado, que requiere la

2. Larimore DR y Kerr WL: “Improved Depth Control for Slickline Increases Efficiency in Wireline Services,” Journal of Canadian Petroleum Technology 36, no. 8 (agosto de 1997): 36-42.

3. El módulo de elasticidad es la relación entre el esfuerzo longitudinal y la deformación longitudinal.

4. Larimore y Kerr, referencia 2.5. Una ventana de presión es una condición predeterminada

que permite que la herramienta se active solamente cuando está sometida a una presión mayor que la presión en superficie.

6. Goodman KR, Bertoja MJ y Staats RJ: “Intelligent Electronic Firing Heads: Advancements in Eficiency, Flexibility, and Safety,” artículo SPE 103085, presentado

> Cable eléctrico blindado. Los cables utilizados para operaciones con líneas eléctricas, o cables conductores, incluyen múltiples conductores blindados y aislados. En este caso, se empaquetan siete alambres conductores aislados dentro de un revestimiento semiconductor. Los alambres y los aisladores están envueltos en conjuntos de blindaje, interior y exterior, enrollados en direcciones opuestas sobre el conjunto.

Oilfield Review WINTER 11/12 Slickline Fig. 3ORWNT11/12-SLKLN 3

Blindaje interior

Revestimientosemiconductor

Conductoresaislados

Blindaje exterior

> Control sencillo de la presión. Un prensaestopas para línea de acero (anaranjado) consta de un manguito relativamente sencillo revestido con secciones de empaquetadura de polímero (negra) que actúa como un sello de presión contra el alambre mientras éste se desplaza hacia afuera del pozo, a través del lubricador presurizado y del prensaestopas, hacia la atmósfera y sobre la polea. Cuando se aprieta, una tuerca de empaquetadura (roja) comprime la empaquetadura contra el alambre, aumentando la fuerza de sellado. El mismo mecanismo de sellado mantiene la presión mientras la línea de acero penetra en el pozo.

Oilfield Review WINTER 11/12 Slickline Fig. 4ORWNT11/12-SLKLN 4

Polea

en la Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE, San Antonio, Texas, Estados Unidos, 24-27 de septiembre de 2006.

7. La percusión con línea de acero utiliza un dispositivo mecánico en el fondo del pozo llamado percutor para dar una carga de impacto a otro componente del fondo del pozo. Los percutores incluyen una sección inferior unida a una herramienta u otro componente y una sección superior que puede desplazarse libremente. El percutor puede abrirse hacia arriba y, luego, hacerlo descender rápidamente para utilizar el peso de la sarta de herramientas para dar un golpe hacia abajo a la sección inferior. En sentido contrario, la línea de acero se bobina a alta velocidad para entregar una fuerza hacia arriba a la sección inferior del percutor.

20 Oilfield Review

inyección de grasa a una presión mayor que la del cabezal del pozo durante toda la operación.

Las operaciones con líneas eléctricas realiza-das bajo presión requieren de equipamiento adi-cional, lo que incluye una bomba de grasa y suministro de grasa, lo cual tiene implicaciones en la logística y el medio ambiente. Además, debido a que el movimiento de la línea a través del tubo de grasa puede romper el sello de grasa, la velocidad de desplazamiento del cable trenzado está limitada a cerca de 1 200 a 3 000 m/h [4 000 a 10 000 pies/h] hacia adentro y hacia afuera del pozo. Las herra-mientas mecánicas que operan con línea de acero pueden desplazarse a una velocidad mayor sin per-der el sello de presión, lo que ahorra un tiempo valioso de operación.

Una cuestión de vida y profundidadSi bien un sistema verdadero de telemetría por línea de acero eludió durante décadas a los ingenieros, se pudo desarrollar una conexión de línea de acero con telemetría de potencia usando cable coaxial. No obstante, se ha abandonado esta tecnología debido a que el cable sacrifica la resistencia a la tracción y la robustez inherentes que resultan esen-ciales para las aplicaciones de líneas de acero.

El desarrollo de un aislador era el obstáculo para llegar a la telemetría por línea de acero y los ingenieros tenían el reto adicional de encontrar un método para unir el material aislador al alambre.

En el año 2002, los ingenieros de Geoservices comen- zaron a trabajar en un sistema de telemetría basado en la tecnología electromagnética MWD previa-mente desarrollada. Sin embargo, la telemetría no era el problema; el reto era encontrar un material aislante y un método para unirlo al alambre que le permitiera sobrevivir a los rigores de las operaciones con línea de acero. Inicialmente, el equipo probó siete polímeros como candidatos a material ais-lante, basándose en sus propiedades de resistencia. Sin embargo, en las condiciones del pozo, estos recubrimientos no se adherían al alambre.

Después de años de esfuerzos, los investigado-res desarrollaron un complejo material de recubri-miento para el alambre y un procedimiento meticu-loso de unión. El producto acabado es continuo, uniforme y con una precisión de diámetro dentro las 0,002 pulgadas [0,05 mm] en toda su longitud.8 Aplicado a una línea estándar de aleación de acero inoxidable de 0,108 y 0,125 pulgadas [2,74 y 3,25 mm], el diámetro exterior de la línea de acero recubierta es de 0,138 y 0,153 pulgadas [3,51 y 3,89 mm], respectivamente.

La línea de acero digital LIVE resultante retiene toda la fortaleza del alambre original sobre el cual está construida. El sistema mantiene los requisi-tos de alimentación de las herramientas alimen-tadas por baterías y utiliza la línea de acero como un conductor de la telemetría en lugar de un con-ductor eléctrico. Dado que los ingenieros diseña-

ron el servicio para que fuera un sistema de telemetría digital en lugar de un conductor eléc-trico, pudieron reducir los requisitos del desem-peño del aislante y, de esa manera, acelerar el desarrollo. Los ingenieros crearon otra ventaja al no enviar la alimentación a través de la línea de acero. Esta característica elimina las preocupacio-nes relacionadas con la confiabilidad de la trans-misión a través de una línea eléctrica, accesorios asociados tales como los pesos de las barras de lastre y el punto en el cual el alambre se conecta con la sarta de herramientas. Pero las exigencias mecánicas de la unión del alambre aislado siguen siendo significativas; el alambre desplegado utili-zando equipamiento estándar de línea de acero debe soportar los rigores del enrollado y desenro-llado en el carrete, de pasar alrededor de las poleas y a través del equipamiento de control de presión. También debe resistir un ambiente de fondo de pozo frecuentemente agresivo y, cuando emerge del pozo a través del prensaestopas, se expone a una descompresión instantánea del cabezal del pozo a la presión atmosférica.

En el año 2009, esos obstáculos se habían supe-rado y se ejecutaron exitosamente los primeros trabajos comerciales en África, Francia, Italia e Indonesia. Desde ese momento, se han ejecutado varios servicios con la línea de acero digital en Francia, Indonesia, China, Estados Unidos y Arabia Saudita.

> Confirmación en superficie de la detonación. Múltiples mediciones que se ven en la superficie muestran los efectos instantáneos de la detonación de los cañones de disparos justo antes de las 03:29:00. La curva de choque (roja) indica una aceleración negativa de más de 100 gn. Al mismo tiempo, la tensión del cabezal (púrpura) aumenta desde aproximadamente 80 lbf [356 N] hasta más de 120 lbf [534 N] y la presión (azul) cae desde 1 364 psi [9,4 MPa] hasta alrededor de 1 220 psi [8,4 MPa]. El movimiento de la herramienta es evidente en la curva CCL (verde) inmediatamente después de la detonación del cañón a medida que la herramienta se mueve dentro de la tubería, creando un voltaje a través de la bobina CCL. La oscilación del cable y el cañón después de la detonación se refleja en la tensión del cabezal y en las curvas de presión. Después de detonados los cañones, una disminución de la temperatura (anaranjado) indica que un fluido más frío está entrando en la tubería de producción desde el espacio anular. Estos indicadores son verificaciones independientes de que el cañón ha sido detonado al recibir el comando.

Oilfield Review WINTER 11/12 Slickline Fig. 5ORWNT11/12-SLKLN 5

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El núcleo de la sarta de herramientas LIVE incluye el controlador de gestión de placa base (BMC) computarizado que maneja la telemetría del fondo del pozo, entrega lecturas de superficie de choques, tensión de la línea, desviación y movi-miento en tiempo real y confirma el éxito de las ope-raciones, tales como los disparos (página anterior). El equipamiento de superficie incluye una uni-dad de línea de acero equipada con una computa-dora y un transceptor, equipamiento para el control de la presión y la línea digital. El equipa-miento opcional del núcleo del fondo del pozo incluye un cartucho de correlación de profundi-dad, el cual entrega mediciones de CCL y GR en tiempo real para proporcionar precisión de pro-fundidad durante cualquier servicio con línea de acero; también puede añadirse un registrador digital de presión y temperatura para las medi-ciones de fondo de pozo.

Los servicios de línea de acero digital LIVE están divididos según la típica clasificación de servicios de intervención: mecánicos, de correc-ción y de medición. Los servicios de línea de acero digital LIVE Act incluyen herramientas convencionales desplegadas de la misma forma que lo estarían en una línea de acero estándar. Los servicios de corrección incluyen servicios de asentamiento LIVE Set, los cuales no son con explo-sivos, servicios de tapones asentados hidráulica-mente y de retenedor, servicios de sellado LIVE Seal, que utilizan sellado no elastomérico para termina-ciones monodiámetro y servicios LIVE Perf, opera-ciones de disparos, punzonado y corte de tuberías.9 El segmento de medición del servicio es el paquete completo de producción de herramien-tas de registro de la producción LIVE PL. Estos servicios pueden ejecutarse en conjunto con las herramientas fundamentales y opcionales, así como con medición y control en tiempo real.

Además, los servicios LIVE expanden las posi-bilidades y los requisitos tradicionales por la adi-ción del percutor ajustable para el fondo del pozo, D-Jar, el cual se puede comandar para acti-var y entregar repetidamente una fuerza específica en el fondo del pozo. Cuando se utilizan percutores tradicionales hidráulicos o mecánicos, los operado-res confían en su experiencia y en un indicador de peso para determinar la acción del percutor en el fondo del pozo. La herramienta D-Jar, por el con-trario, proporciona control y eficiencia en las ope-raciones de percusión ya que no requiere viajes a la superficie para ajustar la fuerza del impacto. Lo hace a través de percusiones repetidas hacia arriba utilizando la elasticidad del cable para alma-cenar energía, mientras que la acción percutora se entrega a través de la función de disparo mecánico

8. “GEM-Line Goes LIVE,” GeoWorld—The Geoservices Group Magazine 54 (diciembre, 2010): 4-7.

9. Los punzones son dispositivos de disparos diseñados para penetrar la sarta de la tubería de producción interna sin dañar la tubería de revestimiento circundante.

por activación eléctrica. La tensión y el choque dentro del pozo se miden y monitorean en la super-ficie durante la operación, lo que permite lograr una fuerza de percusión optimizada sin esfuerzos innecesarios sobre la sarta de herramientas o la percusión de componentes. Los ingenieros estable-cen la fuerza de percusión ajustando la tensión de cable, la que se puede reajustar en el momento necesario y con la frecuencia que se necesite.

La herramienta de liberación controlada digital (DCR) es otra herramienta LIVE que puede aña-dirse a cualquier operación con línea de acero digi-tal. En el caso de que se atasque la sarta de herramientas en el fondo del pozo y no pueda libe-rarse, las opciones de la línea de acero digital inclu-yen el uso de una barra de corte para cortar el alambre tan cerca de la sarta de herramientas como sea posible. El trabajo de acabado resultante puede requerir numerosas introducciones para recolectar, cortar y recuperar cualquier alambre que haya que-dado en el pozo, a veces, seguidas de intentos utili-zando un cable conductor trenzado para enganchar y recuperar la herramienta atascada. Esto puede ser problemático si el alambre permanece en la parte

superior del objeto que se está recuperando o si el cuello de pesca se ha dañado. Frecuentemente, requiere muchos intentos determinar la naturaleza y cantidad de los residuos que están encima de la herramienta atascada y, luego, retirarlos antes de que pueda engancharse y recuperarse la herra-mienta atascada. En contraste, la herramienta DCR proporciona una separación controlada del con-junto de la sarta de herramientas en el cabezal de la herramienta o cerca del mismo, lo que en lugar de dejar el alambre detrás, deja sólo un perfil definido de cuello de pesca interno y externo (arriba).

Los servicios de asentamiento de líneas de acero digitales LIVE Set proporcionan un medio para el asentamiento de dispositivos tales como tapones de tuberías de revestimiento y de producción, así como retenedores de cemento, sin la utilización de siste-mas tradicionales basados en explosivos. Si se utiliza la herramienta de asentamiento electrohidráulica

> Liberación digital controlada. En el caso de que una línea de acero se atore, una señal desde la superficie desacopla la herramienta de DCR, permitiéndole al operador que extraiga del agujero la porción superior de la herramienta y todo el alambre, dejando los perfiles del cuello de pesca interno y externo limpios mirando hacia arriba (derecha). Según la posición de la herramienta de DCR en el pozo, o de otros factores que afecten el acceso, el operador puede utilizar entonces un alambre de cable o un tubería flexible y una herramienta de pesca con bandas que se fijan a un perfil interno (izquierda) o una herramienta del tipo de sobrepaso (centro) con bandas que se fijan a un perfil externo para recuperar la herramienta atorada.

Oilfield Review WINTER 11/12 Slickline Fig. 6ORWNT11/12-SLKLN 6

Fleje

Cuello depesca interno Cuello de

pesca externo

Flejesdel mandril

22 Oilfield Review

Oilfield Review WINTER 11/12 Slickline Fig. 7ORWNT11/12-SLKLN 7

Bomba microhidráulica

Válvulasolenoide

Motoreléctrico

Barrerade presión

Conjuntoelectrónico

Batería de litio

Unidad de alimentación hidráulica

Oilfield Review WINTER 11/12 Slickline Fig. 8ORWNT11/12-SLKLN 8

Cono

Elementosde empaqueen posiciónde sellado

Elementos de empaqueretraídos

Cuñas

digital D-Set controlada desde la superficie, este ser-vicio permite el asentamiento de componentes de fondo de pozo en la profundidad correcta (abajo).Esta herramienta es una unidad de alimentación electrohidráulica alimentada por baterías que puede generar hasta 25 toneladas [249 kN] de fuerza, sufi-ciente para colocar tapones, empacadores y otros dispositivos de forma permanente. La microhidráu-lica (bombas hidráulicas miniaturizadas) puede generar esta fuerza con alimentación limitada en un pequeño conjunto. Los ingenieros controlan la pro-fundidad de la herramienta de manera precisa utili-zando rayos gamma y un localizador del collar de la tubería de revestimiento en el fondo del pozo.

La herramienta D-Set utiliza una bomba electrohi-dráulica alimentada por baterías para generar la potencia necesaria para crear el tiro, el movimiento o el recorrido necesarios para colocar el disposi-tivo. Durante la secuencia de asentamiento, se envía hacia la superficie la información de diagnós-tico de la corriente del motor, del impacto de la sarta de herramientas y de la tensión del cabezal para confirmar cada paso del proceso.

El mandril de fijación recuperable, una de las herramientas más versátiles de la caja de herra-mientas de la línea de acero, permite la intervención de pozos monodiámetro o terminaciones con niples de asiento dañados. Los mandriles de fijación tradi-

cionales de línea de acero tienen sellos de goma que se proyectan hacia afuera contra la pared de la tubería de producción para la contención de la presión. Son activados por un mandril interior que se mueve hacia abajo por detrás de ellos al mismo tiempo que fuerza a las cuñas a moverse hacia afuera y anclarse a la tubería. Los ingenie-ros usan estos mandriles de fijación para trans-portar tapones, sensores de presión y tempe- ratura, así como otras herramientas hasta puntos de la tubería de producción o de revestimiento que no tengan niples de asiento.

A diferencia de los mandriles de fijación tradicionales, el servicio de sellado digital LIVE Seal GeoLock usa un mecanismo de sellado cine-mático que no es de goma y que no se deforma cuando se coloca la herramienta (izquierda, extremo inferior). De esta manera, puede utili-zarse en presencia de gas y a temperaturas y pre-siones elevadas durante períodos prolongados (circunstancias que frecuentemente llevan a fallas de los sellos de goma extruidos) y se puede recuperar con facilidad con herramientas de extracción de línea de acero estándar. Los dispo-sitivos de anclaje y sellado maximizan el área de flujo interno del mandril y, cuando están retraí-dos, reducen el diámetro exterior del mandril durante los viajes de entrada y salida del pozo.

El mandril GeoLock se introduce con la herra-mienta de asentamiento D-Set y una secuencia que consiste en centralización, anclaje y sellado. Los ingenieros pueden monitorear el procedimiento desde la superficie usando un gráfico de tiempo de la secuencia completa de sellado. La herramienta y el mandril usan un disco de cizallamiento calibrado en lugar de un pasador de cizallamiento, lo cual garan-tiza un tubo totalmente abierto al flujo sin restriccio-nes internas una vez colocada la herramienta.

La línea de acero digital también incluye servi-cios de operaciones de disparos LIVE Perf. Con estos servicios, los operadores pueden cortar la tubería con confianza y de forma segura para recu-perar, punzonar la tubería y disparar a profundida-des específicas. El servicio emplea el dispositivo de activación digital D-Trig, el cual permite la acti-vación controlada de dispositivos explosivos y no explosivos desde la superficie. Al igual que otros equipos DSL, el dispositivo D-Trig usa los datos GR o CCL en tiempo real del cartucho de correlación de profundidad para lograr un control preciso de la profundidad. Está equipado con múltiples siste-mas a prueba de fallas y es compatible con la mayoría de las tecnologías de disparos, punzo-nado y asentamiento de la industria.

El dispositivo de activación D-Trig representa un avance significativo en las activaciones de línea de acero porque puede correlacionarse en

> Herramienta de colocación electrohidráulica D-Set. La unidad electrohidráulica D-Set contiene tres componentes principales: una batería de litio para alta temperatura, un conjunto electrónico y una unidad de alimentación hidráulica (HPU). La batería de litio proporciona alimentación. El conjunto electrónico convierte la salida de CC de la batería en corriente alterna trifásica para el motor eléctrico de la HPU y envía los comandos al circuito hidráulico. La batería y el conjunto electrónico están aislados de la HPU por medio de una barrera de presión. La HPU, que consta del motor eléctrico, la bomba microhidráulica y una válvula solenoide, mide 54 mm [2,1 pulgadas] de diámetro por 510 mm [20,1 pulgadas] de longitud. Una bomba más pequeña, de 43 mm [1,7 pulgadas] de diámetro, puede generar casi 6 toneladas [60 kN] de fuerza. Dentro de la HPU, el motor eléctrico sin escobillas se acopla a una bomba microhidráulica axial de pistones, de desplazamiento fijo (no ilustrado). El motor funciona a alta velocidad para requerimientos de torques bajos, tales como el recorrido de la herramienta, y conmuta a baja velocidad para necesidades de elevado torque, tales como la colocación de una herramienta o el cizallado de un vástago de colocación. La salida de la bomba hidráulica se dirige hacia la sección mecánica de la herramienta (no ilustrada) a través de solenoides controlados desde la superficie.

> Colocación en tuberías lisas. Con un mandril GeoLock, las herramientas pueden colocarse en tuberías lisas que no tengan perfiles de colocación internos. Cuando la herramienta está en la posición de introducción, las cuñas y elementos de sellado (recuadro izquierdo) están retraídos, lo cual minimiza el diámetro exterior del mandril y permite que pase a través de la tubería. Una vez que el mandril se ha introducido hasta la profundidad deseada, se lo coloca utilizando una herramienta de colocación digital LIVE D-Set o una herramienta de colocación explosiva para comprimir la herramienta, forzando los conos a desplazarse detrás de las cuñas y elementos de sellado. Esto expande los sellos (recuadro derecho) contra la pared de la tubería. El mandril puede recuperarse utilizando una herramienta eléctrica o hidráulica que engancha los conos, los sellos y los deslizadores haciéndolos regresar a sus posiciones originales.

Volumen 23, no.4 23

tiempo real con las lecturas de GR y CCL de la superficie cuando se implementa en combinación con la herramienta de cartucho de correlación de profundidad (derecha). Esta herramienta puede detonar todos los cañones de disparos bajados a través de la tubería de producción, cañones porta-dores huecos, cortadores de tuberías de produc-ción y de revestimiento de Schlumberger y algunos sistemas de otros proveedores. El sistema D-Trig puede utilizarse también para iniciar herramien-tas explosivas de asentamiento.

La combinación del sistema D-Trig y el controla-dor de manejo de placa base (BMC), así como otros dispositivos tales como un medidor de presión de cuarzo, aumenta la detección de disparos en el fondo del pozo. Las brigadas de trabajo pueden identificar con confiabilidad errores antes de recuperar las herramientas en la superficie. Dentro del BMC, los cambios de detección de choques y de la tensión del cabezal proveen una evidencia concluyente de que el dispositivo ha detonado. Esto puede confirmarse también con mediciones de la presión y la tempera-tura en el fondo del pozo.

Otra característica de seguridad del servicio D-Trig es un fusible que puede fundirse para desac-tivar el detonador en ciertas condiciones, las cua-les incluyen la falta de acuerdo entre los micropro- cesadores, deriva en la frecuencia del reloj de los circuitos electrónicos, bajo voltaje de la batería del BMC e intervalos de tiempo excesivos en las comunicaciones. El fusible puede fundirse tam-bién por un comando del operador.

Cuando los ingenieros sustituyen los explosivos potentes por detonadores de explosión de puente de alambre o por detonadores de explosión de lámina, el sistema se vuelve inmune a la detonación anticipada causada por una variedad de factores:•radiaciónderadiofrecuencia,•proteccióncatódicaporcorrienteimpresa,•soldaduraeléctrica,•líneasdealimentacióndealtovoltaje.

La introducción de los servicios de registro de la producción LIVE PL cambiaron la dependencia de la industria para estos levantamientos con herramien-tas con almacenamiento en memoria operadas por batería o líneas eléctricas. Los registros de produc-ción, que son posiblemente la herramienta más poderosa para el diagnóstico de la salud de un pozo, proporcionan mediciones en sitio que describen la naturaleza y el comportamiento de los fluidos del pozo durante la producción o la inyección; los regis-tros de producción también ayudan a los ingenieros a determinar las zonas que están contribuyendo al flujo de fluidos. Pero en pozos con ubicaciones superficiales en las que las limitaciones de espacio, de peso o de accesibilidad excluyen el uso de unida-

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Batería

Cartucho electrónico

Fusible de seguridad

Interruptor de presión de seguridad

Clavija de contacto a resorte

des grandes de línea eléctrica, la única opción para la obtención de un registro de producción ha sido una herramienta de línea de acero con almacena-miento en memoria y alimentada por batería. El ser-vicio LIVE PL ofrece una alternativa a la unidad de línea eléctrica, más grande, al mismo tiempo que entrega una correlación de profundidad más exacta, gracias a las herramientas con almacena-miento en memoria. Además, el servicio envía datos de registro en tiempo real hacia la superficie al mismo tiempo que los almacena en memoria.

Además, cuando los ingenieros realizan prue-bas de presión transitoria con la línea de acero, pueden monitorear la presión y la temperatura del fondo del pozo en tiempo real y detectar cuándo se ha alcanzado la máxima presión de fondo de pozo (BHP). La obtención de esta infor-mación en tiempo real puede reducir los tiempos de cierre. Los datos pueden usarse, por lo tanto, de manera eficiente para el monitoreo del yaci-miento, la actualización de modelos y el diagnós-tico de ciertas condiciones individuales del pozo, tales como la existencia y localización de fuentes de agua.

Dos en unoLa combinación de mediciones en el fondo del pozo en tiempo real con la línea de acero tradi-cional genera numerosos beneficios. Por ejemplo, un operador descubrió que los esquemas del fondo del pozo heredados tenían errores. Si los ingenieros hubieran decidido disparar la tubería de producción como estaba planeado original-mente, basándose en las profundidades mostra-das en el esquema y sin CCL y GR para la correlación, habrían intentado punzonar, sin lograrlo, una junta de abrasión ubicada donde el esquema del pozo mostraba la junta de tubería objetivo. En este caso, se hicieron inmediatamente los cambios a medida que progresaba el trabajo basándose en los datos de GR y CCL en tiempo real leídos en superficie, lo que permitió que los ingenieros efectuaran la operación sin demorar tiempo adicional y, lo que es más importante, sin errores.

Además de las ventajas en cuanto al manejo de riesgos, la eficiencia y la precisión, los servi-cios de línea de acero digital LIVE también permi-ten que los ingenieros realicen ciertos tipos de trabajos —operaciones que antes requerían el uso de líneas de acero y líneas eléctricas tradicionales con una unidad y una brigada para cada uno— con una única línea de acero digital y una sola brigada. Por ejemplo, los ingenieros frecuentemente utili-zan unidades de línea eléctrica convencional con lecturas en superficie para adquirir mediciones en

> Detonador digital. El dispositivo D-Trig se controla mediante dos microprocesadores redundantes e incorpora múltiples sistemas libres de fallas. Una señal enviada desde la superficie es recibida por la herramienta, la cual genera un pulso para activar el detonador de la herramienta de corte o explosiva (no ilustrada). El dispositivo incluye una batería que puede activar detonadores de explosión de puente de alambres de otros proveedores o detonadores Secure de Schlumberger. Se monta una batería más pequeña separada en el controlador del manejo de palaca base (BMC) para alimentar los circuitos electrónicos que se encuentran dentro del cartucho electrónico. Este diseño permite que se coloque un fusible de seguridad entre la batería de detonación y el detonador (no ilustrado) y añade un nivel de seguridad a las operaciones. Además, se coloca un subconjunto de seguridad entre el detonador y la herramienta D-Trig e incluye un interruptor de presión de seguridad que conecta a tierra el detonador automáticamente cuando el dispositivo está a presión atmosférica. El dispositivo D-Trig ilustrado se conecta eléctricamente con el detonador mediante una clavija de contacto a resorte.

24 Oilfield Review

tiempo real y una unidad de línea de acero para realizar operaciones mecánicas en el mismo pozo. Cuando se ejecutan tales intervenciones en cada una de las cuatro zonas de producción, los inge-nieros tradicionalmente usan primero una uni-dad de línea de acero para preparar el pozo para el registro mediante la introducción de anillos de calibración, instalación de tapones y desplaza-miento de camisas deslizantes. Luego, ejecutan los registros de producción utilizando una unidad de línea eléctrica separada. Este movimiento de equi-pamiento y de personal puede llevar a una logís-tica complicada, costos elevados, mayores riesgos potenciales y mayor tiempo de operación. Dado que los servicios de línea de acero digital LIVE pueden realizar todo el espectro de trabajos, la utilización de una unidad y una sola brigada reduce a la mitad la necesidad de logística y mano de obra, y reduce los riesgos al mismo tiempo que ahorra un tiempo operacional signifi-cativo (arriba).

Los ingenieros de ATP Oil & Gas Corporation, buscando beneficiarse de estas eficiencias, seleccio-naron los servicios DSL para una operación de reter-minación en la Isla Eugene, Bloque 71, frente a las costas de Luisiana, Estados Unidos. El aislamiento de la zona y la operación de reterminación se realiza-ron desde la cubierta de una plataforma autoeleva-diza, colocando primero un tapón puente de hierro fundido a través la tubería de producción y descar-

gando 50 pies [15 m] de cemento en la tubería de 27⁄8 pulgadas para cerrar una zona inferior agotada entre 12 790 y 12 875 pies [3 898 y 3 924 m].

Una vez que estuvo taponada la zona inferior, el operador planificó disparar un intervalo más superficial comprendido entre 12 668 y 12 678 pies [3 861 y 3 864 m] utilizando cañones de disparos con una densidad de tiro de seis disparos por pie (página siguiente). Debido a que la arena objetivo menos profunda era delgada, la precisión y exac-titud de la profundidad eran críticas y pudieron alcanzarse de manera eficiente y en tiempo real mediante el uso de CCL y GR. Esto era antes una opción disponible solamente con líneas eléctri-cas. Debido a que otras partes de la operación, tal como el vertido del cemento, requerían herra-mientas de línea de acero, se habrían requerido dos brigadas para ejecutar las numerosas opera-ciones de montaje y de movimiento de equipos en la cubierta de la embarcación. Utilizando el paquete de correlación de profundidad LIVE con los servicios LIVE Perf, una única unidad y una sola brigada realizaron las operaciones de taponado y de disparos. El costo total como resultado del tiempo ahorrado fue de US$ 80 000 por debajo del gasto ori-ginalmente autorizado.

En este caso, el operador pudo generar un aho-rro gracias a la reducción del tiempo requerido para trasladar y mover las unidades de línea eléc-trica y de línea de acero dentro y fuera del pozo y

alrededor de la cubierta, así como con la elimina-ción de los costos de espera asociados con una segunda brigada. En otros casos, puede haber aho-rros adicionales debido a que se reducen los requisitos de espacio y de peso cuando se des-pliega solamente una unidad, lo que permite al operador rentar una embarcación menos costosa, con una capacidad de cubierta reducida. En algu-nos casos, debido a que el equipamiento de línea de acero ocupa un área relativamente pequeña y su peso es ligero, un operador puede colocar la uni-dad directamente sobre la cubierta de una plata-forma demasiado pequeña para admitir un equipa- miento de línea eléctrica más pesado. Esto puede eliminar enteramente el costo de una embarcación de servicio, lo cual genera ahorros considerables.

La reducción de costos como una función del tiempo puede multiplicarse rápidamente según el entorno. Por ejemplo, en aguas relativamente poco profundas, las intervenciones pueden reali-zarse desde la cubierta de una embarcación de levantamiento, para la cual el alquiler diario oscila desde alrededor de US$ 4 000 hasta llegar a US$ 40 000 en función de sus capacidades de pro-fundidad y del espacio en cubierta. Sin embargo, el ahorro puede dispararse cuando el trabajo se proyecta para aguas más profundas que las que admiten una embarcación de levantamiento, la cual es de alrededor de 60 m [200 pies], en aguas relativamente calmas tales como las de las costas de África Occidental y del Golfo de México. El límite de profundidad es aún menor en áreas de aguas típicamente más encrespadas, como las del Mar del Norte.

En aguas más profundas, un operador puede usar una unidad de perforación semisumergible o de posicionamiento dinámico cuyo costo es mucho mayor que el de las plataformas autoelevadizas. Y en aguas profundas y ultra profundas, los operado-res deben usar unidades de perforación especial-mente diseñadas para aguas profundas. La tarifa diaria para estas unidades gigantes es de alrede-dor de 1 millón de dólares. La disminución de unos pocos días o incluso de unas pocas horas para reali-zar el trabajo con línea de acero y línea eléctrica pueden arrojar rápidamente ahorros significativos.

En el área de aguas profundas de Green Canyon del Golfo de México, Nexen Petroleum USA alquiló la plataforma de aguas profundas Ocean Saratoga para taponar y abandonar (P&A) un pozo en un tirante de agua de aproximadamente 900 pies [275 m], a una dis-tancia de alrededor de 100 mi [160 km] de las costas de Luisiana. Típicamente, esta fase de la operación de P&A habría requerido un trabajo de preparación con línea de acero, seguido del punzonado y corte de la tubería de producción, lo cual requiere una correlación de profundidad exacta usando una línea eléctrica.

> Operación de registro con una sola unidad. Típicamente, los operadores utilizan una unidad de línea de acero para preparar un pozo para el registro introduciendo primero anillos de calibración, instalando tapones y cerrando la válvula de seguridad de subsuelo (SSV) controlada desde la superficie. A continuación, utilizan una unidad de línea eléctrica para adquirir los datos de registro de producción. Para una operación típica que requiere un levantamiento de gradiente de presión estática, disminución e incremento de la presión y temperatura para cada zona productiva, el operador programó el trabajo de tal forma que tomaba 168 horas utilizando una línea de acero y una línea eléctrica de manera independiente. Mediante el uso de servicios DSL para realizar ambas operaciones de lectura con línea de acero convencional y línea eléctrica con lectura en superficie, el operador ahorró más de 10 horas y eliminó una brigada extra y una unidad de registro.

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Día

1

2

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5

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7

Haga el montaje e introduzca elprimer anillo de calibración

Línea de acero digital Línea eléctrica más línea de acero

Realice la medición del gradiente estático y el primer cierre

Realice la medición del gradiente estático y pruebe el pozo

Realice la medición del gradiente estático, pruebe el pozo y registreel incremento de la presión

Instale los tapones, las camisasde deslizamiento e introduzca el cuarto anillo de calibración

Realice la medición del gradiente estático y desmonte

10 horas ahorradas

Introduzca el segundo anillo de calibración

Introduzca el tercer anillo de calibración

Instale los tapones, las camisasde deslizamiento e introduzca el cuarto anillo de calibración

Cierre la camisa de deslizamiento, instale la válvula SSV y desmonte

Volumen 23, no.4 25

Oilfield Review WINTER 11/12 Slickline Fig. 11ORWNT11/12-SLKLN 11

Revestimiento de 60 pulgadas por 48 pulgadas a 224 pies

Revestimiento de 16 pulgadas a 810 pies

Revestimiento de 103⁄4 pulgadas a 3 970 pies

Revestimiento de 75⁄8 pulgadas a 12 032 pies

Empacador de 5 1⁄2 pulgadas a 12 487 piesDisparos arena B12 668 pies hasta 12 678 pies MD12 070 pies hasta 12 080 pies TVD

Disparos arena C12 790 pies hasta 12 875 pies MD12 144 pies hasta 12 200 pies TVD

Disparos arena superior D13 448 pies hasta 13 472 pies MD12 588 pies hasta 12 604 pies TVD

Empacador de 5 1⁄2 pulgadas a 12 700 pies

Tapón puente de hierro fundido

Empacador de aislamiento a 12 886 pies

Empacador de aislamiento a 13 311 pies

Empacador sumidero a 13 482 pies

13 802 pies MD, 12 817 pies TVDRevestimiento de 5 1⁄2 pulgadas a 13 802 pies

Camisa de deslizamiento a 12 870 pies

50 pies de cemento

Camisa de deslizamiento a 13 449 pies

Los ingenieros de Nexen optaron por la línea de acero digital para realizar todas las operaciones de P&A utilizando una única unidad de línea de acero. Su objetivo para este entorno de alto costo era el de obtener ahorros considerables a través de eficiencia operacional, tales como menos operaciones de mon-taje y desmontaje.

La línea de acero digital se utilizó exitosamente para la correlación de profundidad y la subsiguiente operación de punzonado de la tubería de producción a 10 030 pies [3 057 m]. Las mediciones del choque de la herramienta mostradas en tiempo real en la superficie indicaron con claridad la detonación exi-tosa del punzonador. El operador se benefició del valor de una operación fluida de punzonado correla-cionado con la profundidad y, como resultado de esto, se lograron ahorros significativos en este entorno de alto costo. Algunos de estos ahorros se lograron gracias a que el operador no estaba obli-gado a pagar costos de permanencia de dos brigadas cuando demoras imprevistas mantuvieron inactiva la plataforma durante varios días.

La ejecución de tales intervenciones con línea de acero digital en lugar de con línea eléctrica reduce también el riesgo debido a que su equipa-miento de control de presión es menos complejo. Durante los eventos de control de presión, si se hace necesario cortar la línea, es más fácil cortar la línea de acero que una línea eléctrica más gruesa que pueda pasar a través del cabezal del pozo.

Un nicho muy grandeEn la medida que los entornos de operación se hacen más difíciles en lugares tales como el Golfo de México y el Mar del Norte, los operadores bus-can activamente formas de controlar los costos. La línea de acero digital, que ofrece la robusta sim-plicidad de la línea de acero y, al mismo tiempo, mantiene la versatilidad de la línea eléctrica, está preparada para desempeñar un rol significativo en esa búsqueda. Su idoneidad para operaciones de P&A llamará sin duda la atención particular a medida que el envejecimiento de los pozos del Mar del Norte y del Golfo de México lleven a los regula-dores a exigir su puesta fuera de servicio.

También es probable que los ingenieros adop-ten la tecnología de la línea de acero digital como parte de una estrategia de terminación de pozos. Esta tecnología mantiene la simplicidad y la fami-liaridad básicas de la línea de acero y, de esa forma, es mucho menos intrusiva que otras innovaciones recientes tales como las terminaciones inteligen-tes o los pozos monodiámetro, cuya complejidad generó años de resistencia en una industria tan preocupada por el costo de la falla como por los beneficios potenciales. Una falla de un pozo inteli-gente o de una instalación monodiámetro puede

dar como resultado la pérdida de un pozo entero y, casi con certeza, la pérdida de muchos miles de dólares gastados en costos de reparación y en la demora de la producción. En contraste, la peor situación en caso de una falla de operación de una línea de acero digital es el tiempo que se pierde mientras se trae una unidad de línea eléc-trica para terminar el trabajo.

En un mundo post Macondo, los operadores están ansiosos por obtener cualquier ventaja de seguridad, lo cual significa que los beneficios de la línea de acero digital pueden ser más que los ahorros de costo y tiempo. Debido a que la línea de acero digital permite con frecuencia que una única unidad con una sola brigada proporcione servicios que una vez requirieron dos unidades y dos brigadas, puede facilitar significativamente la logística del movimiento de personal y el equi-pamiento y, así, mejorar la seguridad y reducir el riesgo medioambiental. Esto puede ser especial-mente importante en ubicaciones remotas donde el transporte sea difícil y en áreas marinas, donde

el espacio, el peso y las consideraciones medio- ambientales son prioritarias.

También hay algunas ventajas simples pero importantes y prácticas en la preferencia de una línea de acero digital frente a una línea eléctrica para ciertas operaciones marinas. Por ejemplo, están en progreso varios esfuerzos de la industria para desarrollar técnicas de intervención sin tubo ascendente en pozos submarinos. La línea de acero puede tener una ventaja sobre el cable conductor en esta aplicación porque es muy difícil manejar un sello de grasa en operaciones submarinas sin tubo ascendente. En este entorno, el prensaestopas estilo línea de acero usado en conjunto con la línea de acero digital podría demostrar ser uno de los compo-nentes críticos que generalicen la intervención en aguas profundas sin tubo ascendente. Este mejora-miento de la tecnología se ha retrasado mucho para un servicio que se ha utilizado desde comienzos del siglo pasado. Los servicios de línea de acero pueden moverse pronto desde el estado de ensayo tecnoló-gico a ser la práctica óptima. —RvF

> Esquema del pozo. El operador de ATP Oil & Gas decidió taponar la arena C del yacimiento en su campo de la Isla Eugene, Bloque 71 y moverse hacia arriba para disparar la arena B. Dado que la arena B es de sólo 10 pies [3 m] de espesor, la exactitud de la profundidad era crítica. La obtención de ese nivel de exactitud requería tradicionalmente el uso de una unidad de registro eléctrico para la operación de disparos. Para esta operación, la brigada usó solamente una unidad de línea de acero digital LIVE para colocar primero un tapón puente de hierro fundido en la sarta inferior de la tubería de producción, verter 50 pies de cemento en su parte superior y disparar la tubería de revestimiento a través de la delgada arena B con precisión en la profundidad deseada. A menos que se indique otra cosa, todas las profundidades son profundidad medida (MD).