"Consideraciones especiales para la perforacin en aguas profundas

Subsidencia/CompactacinConforme los yacimientos se agotan, hay un riesgo de compactacin en el fondo del pozo resultando en una subsidencia en la lnea de lodo. Esta compactacin puede dar lugar a un estrs considerable en las tuberas del pozo (desnudo). La compactacin del yacimiento debido al agotamiento de hidrocarburos se ve afectada por la porosidad, presin de drene, compresibilidad de formacin y geometra del yacimiento. El movimiento puede ser a travs de fallas profundas o someras, en la parte superior de la interfaz arena/lutita, o debido a la compactacin de la formacin. Como la cantidad de subsidencia es menor que la de compactacin, la diferencia puede causar un alargamiento de la formacin sobre el yaciemiento en compactacin. Se debe considerar este tipo de fallas para el diseo de las tuberas de pozo descubierto, pero el diseador no debe pretender que el riesgo de falla se vera completamente mitigado durante la vida til del pozo.Descarga de salLa movilidad de depsitos de sal bajo la influencia descargas termales o geotectnicas puden crear retos durante la construccin del pozo y el ciclo de vida del pozo. Indicios de movimiento o arrastre salino durante la construccin del pozo inluyen, restricciones de agujero descubierto, conecciones estrechas, torque de perforacin, atrapamiento de la tubera y o cabeceo de la barrena. Durante el ciclo de vida del pozo, los movimientos salinos pueden desencadenar en la dermacion en el Casing, colapsamiento y falla. Una propiedad o diseo del pozo, estrategias de construccin, diseo de Casing, y practicas de cementacin pueden llegar a mitigar los problemas asociados con la movilidad de sales.La composicin salina vara enormemente dependiendo del ambiente de deposicin. Las sales de magnesio y potasio con alto contenido de humedad son las mas mviles, mientras que la halita es la menos mvil. La anhidrita es esencialmente inmvil. Las sales mas problemticas son las que tienen alto ndice de arrastre, aquellas con un rastro de humedad tienen un porcin de impuresas de arcilla o estn intercaladas con lutita, si la sal esta cerca de n intervalo de produccin, el aumento de temperatura acelera el movimiento salino. El calentamiento de sales producido por la producci0n puede ser un problema para el desarrollo de capos marinos mediante mtodos estandarcon poco espacio productivo. Esto hace menor el tiempo necesario para que la sal tenga contacto con el Casing.MineralFormula quimicaRayos gama (GR) APIFDL (densidad absoluta) g/cm3Sonico (tiempo de transito) ms/ftCNL (Neutron-Porosidad) %CalibradorComprensin de sales (Si/No)

BischofitaMgCl2*6H2O01.5410060+Muy GrandeSi

CarnalitaKCl,MGCl22+H2O2204.577865GrandeSi

EpsomitaMgSO4*7H2O01.7160+NormalSi

SylvitaKCl5001.8674-3NormalSi

HalitaNaCl02.0467-3NormalSi

KainitaMgSO4KCl*3H2O2452.1245NormalSi

GypsumCaSO4*H2O02.355260+NormalSi

KieseritaMgSO4*H2O02.5938NormalSi

CalcitaCaCO302.7149-1NormalSi

LangbeinitaK, Mg,CaSO4 *H2O1802.795715NormalSi

PoliHalitaK2 SO42MgSO42752.82520NormalSi

DolomitaCaCO3MgCO302.87441NormalSi

AnhidritaCaSO402.98502NormalSi

Dependiendo de la presin, temperatura y mineraloga, la sal puede tener un arrastre con el tiempo o puede permanecer estable. Si no se experimenta un desbalance en el pozo, se har una suposicin conservativa en la cual llegar a haber arrastre y eventualmente pondr una alta carga por colapso en el Casing. La velocidad a la cual se mueve la sal depender de lo siguiente: Profundidad de entierro y sobrecarga. Temperatura de formacin o calor inducido por la produccin. Composicin mineralgica. Contenido de agua. Presencia de impurezas. Esfuerzo diferencial aplicado a la sal.

El Casing expuesto a las sales puede exhibir los siguientes tipos de carga salina: Carga uniforme: Falla por presin directa uniforme debido a, con el pasar del tiempo, la magnitud de la carga ser igual a la presin de sobrecarga a dicha profundidad. Carga no-uniforme: La carga sobre un rea de contacto limitada cuando la calidad del agujero es pobre (hay una significativa ovalidad en el Casing) es el caso ms severo pues hace que el casing colapse debido a la reduccin de la resistencia por el aumento en la ovalidad. Falla de corte: Ocurre en la interfaz de la sal/formacin causada por un movimiento lateral de la sal relativa de la formacin. Esto puede ocurrir en una profunda y caliente seccin salina sobrepuesta a un yacimiento en compactacin, pero en general las probabilidades de que esto ocurra son mnimas.

Las siguientes son consideraciones para mitigar las problemticas debido a la sal.a) Mantener una geometra de agujero descubierto Uso de fluidos de perforacin no-acuosos o salmueras para prevenir que las formaciones salinas se disuelvan. La trayectoria de pozo a travs de las sales designadas deben de evitar las patas de perro para reducir los puntos de contacto de cargas salinas.

b) Mantener una densidad de lodo relativamente alta a travs de las sales. El uso de densidades de lodo elevadas cercado al gradiente de sobrecarga puede reducir la velocidad de movimiento salino. Una zapata envuelta en sal puede exhibir gradientes de fractura mayores al gradiente de sobrecarga, permitiendo as el uso una mayor densidad de lodo durante la operacin.

c) Ensanchamiento de secciones inestables salinas para aumentar el espacio anular entre el Casing y la sal.

d) Usos de sistemas de cementacin especficamente diseados para medios salinos. Propiedades de lechada adecuadas para alcanzar un esfuerzo compresivo tan rpido como sea posible. Centralizarse en proveer una funda de proteccin circundante.

e) Realizar la corrida de la tubera en la sal tan pronto como sea posible con una tubera interna que est completamente cementada a travs de la seccin salina. La tubera cementada dentro del Casing ms grande mejora la resistencia al colapso mediante la reduccin del punto de carga salina.

f) El uso de Casing de pared gruesa a travs de la sal para mejorar la resistencia a la carga salina.

Prediccin de Presin de PoroLa presin de poro y los gradientes de presin de fractura determinan la ventana operativa del lodo, la cual fundamentalmente define el programa del Casing. Para operaciones convencionales de perforacin en aguas profundas, el peso del lodo efectivo se mantiene sobre la mxima presin de poro en el sedimento permeable expuesto en el agujero descubierto ms cualquier peso extra requerido para la estabilidad de este.La presin ejercida por la columna de lodo debe estar por debajo de la mnima presin de fractura en el agujero descubierto para prevenir la formacin de fracturas y prdida de fluido de perforacin.La diferencia entre la presin hidrosttica del lodo y los ms recientes pruebas de integracin de la formacin (FIT) definen la ventana operativa del peso del lodo, la cual determina las propiedades del siguiente Casing.Algunas tcnicas usadas para estimar la presin de poro son las siguientes: Extrapolar la presin de poro. Correlacionar los perfiles de sobrepresin de pozos cercanos que poseen la misma profundidad y edad estratigrfica a la localizacin prospectiva del pozo. Extrapolacin a perfiles de estrs efectivos (sobrecarga presin de poro) para normalizar el efecto de la variacin de la sobrecarga, principalmente debido a las diferencias en la profundidad del agua y grosor de la sal.Predecir la presin de poro de pozos cercanos depende de la similitud de la historia de compactacin y entierro, mas la conductividad hidrulica entre el pozo cercano y la localizacin del pozo a perforar.Perfiles de velocidad ssmica basados en el apilamiento y otros productos derivados proporcionan informacin directa en el sitio de perforacin propuesto que puede ser empleado para estimar la presin de poro. Los datos de velocidad para la interpretacin de la presin de poro deben estar calibrados contra la geologa y el VSP del pozo cercano o datos de registro snico, si se tienen. La incertidumbre en la precisin de los datos ssmicos incrementa significativamente con la profundidad y bajo grandes anomalas ssmicas, como son las sales. Un proceso de prediccin de presin de poro robusto incorpora mltiples mtodos de presin e interpretaciones de pozos cercanos para desarrollar un rango apropiado de incertidumbre para el programa de peso de lodo y diseo de Casing. La mayora de los mtodos de interpretacin de presin infieren un perfil de presin de poro para secciones de lutita y arenas equilibradas con la lutita. Para grandes cuerpos arenosos regionales, con un gran alivio estructural, el gradiente de presin de poro varia con el gradiente de presin de fluido contenido en la arena. Entonces el gradiente de presin en la arena tendera a elevarse mayor que el gradiente de presin de las lutitas en el buzamiento hacia arriba, y tendera a ser menor que el gradiente de presin de las lutitas en el buzamiento hacia abajo. Este efecto ser exagerado por columnas de hidrocarburos y debe de anticiparse cuando sea posible. Mientras que las presiones de poro no existen en las sales, el perfil de esfuerzos es tomado en cuenta. Si el peso del lodo no se mantiene en un porcentaje elevado de los esfuerzos de sobrecarga, la sala presentare movilidad en el agujero descubierto durante la perforacin, causando alto torque, pegamiento de tubera, y/o vibracin de la sarta de perforacin. Adicionalmente, recortes de sedimento atrapado en inclusiones o suturas en sal pueden caer, o contribuir al flujo en el poso descubierto, a menos que el peso lodo se mantenga en un alto porcentaje de sobrecarga.El agujero descubierto puede volverse inestable si los principales esfuerzos que actan en el agujero son significativamente diferentes en direcciones opuestas, la roca es dbil, y el peso del lodo no es lo suficientemente alto como para oponerse a ninguno de los esfuerzos desbalance en la circunferencia del agujero. La inestabilidad de agujero descubierto es una funcin de la magnitud y direccin de los esfuerzos, la orientacin de la trayectoria de pozo relativa a los esfuerzos, las propiedades de la roca, buzamiento de formacin, y la presin de poro presente en las rocas. El anlisis de inestabilidad de agujero descubierto es una funcin de las incertidumbres en la presin de poro, en esfuerzos in situ y las propiedades de las rocas.Una simple estimacin de gradiente de fractura puede ser obtenida del gradiente de sobrecarga, gradiente de presin de poro, y la razn de efectividad de los esfuerzos, la cual describe la conducta de la roca bajo condiciones de esfuerzos in situ. Los sedimentos con una razn de efectividad de esfuerzo ms alta tendern a fracturarse con presiones hidrostticas del lodo prximas al esfuerzo de sobrecarga. La razn de efectividad de los esfuerzos vara de acuerdo a la litologa y es generalmente ms alto en lutitas y en arenas profundas, arenas slicas y carbonatos. La sal es un caso especial, en la cual los gradientes de fractura pueden ser significativamente mayores que el gradiente de sobrecarga, permitiendo mejorar la ventana de peso de lodos. La razn efectiva de esfuerzos se determina a partir de las pruebas de integridad de zapatas realizadas en pozos cercanos.Debido a la incertidumbre referenciada en la estimacin de presin de poro, esfuerzos, y gradiente de fractura previo a la perforacin, es importante monitorear las mediciones realizadas por los registros y los parmetros de perforacin durante la misma. Los datos actuales y las interpretaciones en tiempo real debern de ser comparadas con los modelos de planeacin para asegurar la precisin del plan del pozo. Si ocurren cambios al programa del pozo y se requieren los modelos de planeacin, los cambios deberan de quedar a cargo del rea de comunicacin, el equipo de valoracin de riesgos y a las compaas competentes (cuando sea necesario y/o apropiado).Consideracin de riesgos somero. GeneralUn estudio en un rea limitada, que incluye ssmica somera, es normalmente usado para evaluar el intervalo de profundidad debajo de la profundidad de asentamiento de la TR superficial para revisar acumulaciones de hidrocarburos en la localidad planeada y para mapear la extensin de rea de cualquier zona de flujo de agua somera potencial. Cuando se elige la localidad del pozo, el equipo de planeacin valora los riesgos someros. Esto incluye el flujo de agua somera, hidratos de gas in-situ, gas somero y otros riesgos potenciales.Agua somera o flujo de gas.En muchos ambientes de aguas profundas, sedimentos someros fueron rpidamente depositados y no tuvieron tiempo de purgar excesos de presin durante la compactacin y alcanzar un gradiente hidrulico normal. Esto resulta en sedimentos someros presurizados a niveles mayores sobre el gradiente de agua marina. Cuando esto ocurre en sedimentos someros pocos consolidados, agua, gas, puede darse lugar al flujo de sedimentos si la formacin se vuelve bajo-balanceada.Si el flujo no se atiende puede causar lo siguiente: Crear una inestabilidad en las formaciones que rodean la tubera conductora o estructural. Previene que las lingadas lleguen al fondo del pozo. Previene cementar una lingada de TR satisfactoriamente. Se da lugar a una acumulacin de sedimentos en la lnea de lodo (la cual puede alcanzar una altura mayor a la cabeza del pozo y lo preventores en casos extremos). Crear un pandeo subsecuente y/o un desgaste de la TR. Desestabilizar los sedientos someros locales dando lugar a la prdida del pozo o mltiples pozos en un arreglo, permitiendo la liberacin potencial de fluidos o hidrocarburos a la lnea de lodo.Cuando sea prctico, se debe evitar perforar en sitios con alto potencial de riesgo en zonas someras. Si una zona de riesgos someros no puede ser evitada, la prctica recomendada en la industria de aguas profundas es perforar el intervalo mientras se bombea lodo y recoger los recortes de la lnea de lodo para prevenir la arena del flujo de fluidos o material de formacin. Las herramientas de presin durante la perforacin son empleadas para auxiliar en la deteccin de brotes. En el caso de que el estudio de fondo del pozo indique la potencial presencia de riesgos somero, se debe considerar el uso de un agujero piloto. En las reas donde existen los riesgos someros, correr una lingada de TR conductora adicional sobre el rea de riesgo somero debe ser considerado cuando uno o ms de los siguientes riesgos es anticipado: Gas somero. Presin anormal. Zapatas estructuralmente dbiles.Esto puede reducir los problemas potenciales causados por subsidencia y erosin severa de la tubera. Esto puede crear una aglomeracin de sedimento en la lnea de lodo e interferir con las operaciones de perforacin. Los trabajos de cementacin deberan de ser planeados para prevenir el flujo mientras el cemento est fraguando. Esto puede ser logrado de la siguiente manera: TR conductora sin riser sobre la zona de flujo que permita sellar la zona despus del trabajo de cementacin primario para la tubera superficial (por ejemplo una aislamiento mecnico en la cabeza del pozo). Cemento diseado para prevenir el flujo durante el fraguado del cemento (por ejemplo, cemento nitrificado).

Hidratos de gas in-situ.Los hidratos pueden ser encontrados in situ en sedimentos someros de aguas profundas los cuales tienen una temperatura menor y una presin de poro mayor que la encontrada en aguas someras a una profundidad similar. Bajo estas condiciones de temperatura y presin, los hidratos pueden formar formaciones someras que contengan gas. Los hidratos pueden liberar una cantidad significativa de gas a partir de la disociacin. Cuando se perfora una zona de hidratos, el hidrato en el volumen de poro de los recortes puede ser liberado en forma de gas. Adicionalmente, si la temperatura de circulacin de fondo de pozo es lo suficientemente elevada, los hidratos cercanos a la formacin en agujero descubierto se disociaran y liberarn gas adicional.Cuando los hidratos in situ son detectados en la ssmica, es posible posicionar la localizacin de superficie del pozo para evitar una zona de hidratos. De no poder ser evitada, se debe considerar perforar sin fluido de perforacin (bombeando el agua de mar) el intervalo del hidrato de gas para evitar la liberacin de gas en el riser. Si los hidratos sern perforados con el riser posicionado, la disociacin de los hidratos en metano y el efecto correspondiente del tipo de lodo, control de slidos, remocin de los BOPs y cementacin deben ser consideradas.

Estabilidad de hidratos dentro de aprox. 4000ft de agua.

Formacin de hidratos de gas.Cuando hay gas libre presente en el agujero descubierto, el gas puede ser atrapado debajo de los BOP cerrados o las vlvulas estrangulamiento cerradas. Cerca de la lnea de lodo la combinacin de temperaturas frescas y gas presurizado puede causar la formacin de hidratos, las cuales pueden atascar las vlvulas de estrangulamiento, as como el agujero descubierto y puede prevenir la circulacin.Las incidencias documentadas de la formacin de hidratos durante los eventos de control de pozo han ocurrido en lodos base agua. Cuando se emplean los lodos base agua el uso de salmueras y/o lodos de glicol deben de ser considerados para inhibir la formacin de hidratos. Si se usa lodo base agua, o la porcin superior del pozo contiene agua de mar, el uso de una pastilla de glicol de alta salinidad en el agujero descubierto y a travs de los BOPs debera ser considerado para inhibir la formacin de hidratos durante periodos extendidos sin circulacin. La formacin de hidratos tambin debe ser considerada durante las operaciones de terminacin. Las operaciones de terminacin tpicamente involucran formaciones del yacimiento y por lo regular son ejecutadas por largos periodos de tiempo bajo condiciones estticas. Las condiciones estticas hacen que el agujero descubierto de enfri cerca de la lnea de lodo, por lo tanto crea una condicin favorable a la condicin de hidratos. Los fluidos de perforacin tambin deben ser seleccionados para la inhibicin de hidratos.Colgadores de Liner GeneralLos colgadores de Liner proporcionan la capacidad para dar soporte al peso de un Liner en la TR en la cual estn asentados. Cuando son equipados con un elemento empacador externo, tambin se les proporciona una barrera de flujo anular. El elemento empacador, cuando se asienta, asla el anular sobre y debajo del empacador.Los sistemas de colgador de Liner de produccin pueden ser categorizados de la siguiente manera: Liner de produccin colgado dentro de tuberas de produccin: El desempeo de un colgador de Liner de produccin y fiabilidad de la barrera de presin del anular puede ser mejorada si el Liner est bien cementado dentro del Casing de produccin. Liners de produccin colgados dentro de tubera de perforacin (Liner que ser empleado para la produccin): Esta configuracin del liner introduce barreras anulares adicionales sobre un Liner que solo sea usado para producir. Estas barreras son el cemento del tie-back y el sello del tie-back.Los colgadores de Liner de produccin tambin pueden requerir diferente metalurgia apropiada para el fluido producido. Algunos ejemplos de estas consideraciones son los siguientes:a) La seleccin de materiales es similar al usado en las tuberas arriba y abajo del sistema colgador del Liner.b) Aplicaciones de servicio para H2Sc) Materiales de aleaciones resistentes a la corrosin pueden usarse si el sistema colgador del Liner est en la zona mojada en los servicios de inyeccin de agua o CO2d) Disear los colgadores de Liner para las presiones esperadas y cargas combinadas.e) Los lmites de explosin y colapso del sistema colgador del Liner deben ser relaticos a los lmites del Liner y del Casing exterior.f) En configuraciones de colgadores de Liner de baja tolerancia, es difcil que el diseo del colgador tenga los requerimientos de resistencia al colapso y estallido de las tuberas de alta fuerza usadas. Para aumentar la seguridad del sistema en estos casos, se debe considerar posicionar el receptculo de agujero pulido (PBR) debajo del cuerpo del colgador para aislar al ltimo al instalar el tie-back.Si se espera desgaste en la seccin del Casing donde se va a asentar el colgador, se debe considerar correr un caliper o un registro de evaluacin del Casing para ayudar a seleccionar la profundidad de asentamiento del colgador. Hay que evitar asentar el colgador en conexiones, Casing desgastado, patas de perro, zapatas previas o tubera sin cementar.Algunos colgadores del Liner (equipos hidrulicos) tienen puertos internos y pistones con reas de sellado que son usados para asentar el colgador. Estos puertos y sellos pueden experimentar una exposicin a largo plazo de fluidos si no son aislados. Esto reduce la fiabilidad del empacador del colgador como una barrera porque provee otra potencial falla de contencin de presin. La confiabilidad de un empacador puede ser mejorada mediante la eliminacin de puertos internos y el sellado de reas que permitan una posible fuga. Esto se logra ya sea usando una arquitectura del Liner/tie-back y posicionar el PBR del tie-back bajo el colgador del Liner o mediante el uso de un sistema colgador de Liner sin puertos internos (equipo mecnico o expandible).

Colgadores de Liner expandibles.Los colgadores expandibles son construidos con un cuerpo de colgador slido y puede haber sido unidos con elementos elastomricos en la parte exterior. Este tipo de colgadores son expandidos despus de que son asentados. El cuerpo del colgador expandido y los elementos de unin elastomricos proporcionan un sello bidireccional anular con mltiples elementos de sello redundantes. Estos elementos de sello tambin soportan el peso del Liner y las cargas tensibles/comprensivas del colgador del Liner como resultado de varias condiciones de operacin durante su ciclo de vida.Sellos y sellos del vstago. Si los sellos usados en el receptculo del tie-back son expuestos a fluidos de produccin, deben de tener una fiabilidad a largo plazo para contener y controlar los fluidos producidos durante el ciclo de vida del pozo. Los materiales de sello se seleccionan en base a las condiciones del pozo y compatibilidad con los fluidos del pozo. La movilidad del sello por cambios termales o cargas de presin pueden reducir su fiabilidad. Cementar el tie-back deber ser considerado para prevenir estos movimientos. Un tie-back crea un espacio anular atrapado que puede llegar a requerir mitigacin del APB.