casabe: revitalización de un campo maduro

4 Oilfield Review

Casabe: Revitalización de un campo maduro

En algún momento de la vida operacional de un campo petrolero, el empuje natural

disminuye y se necesita energía adicional para sustentar las tasas de producción.

En el Campo Casabe, se ha utilizado el método de inyección de agua para mejorar

la recuperación de petróleo. No obstante, una combinación de litología sensible,

complejidad estructural y canalización de agua hizo que el equipamiento de fondo

fallara y los pozos colapsaran, afectando la eficiencia de la inyección de agua. Las

nuevas técnicas introducidas en materia de análisis geológico, inyección de agua,

perforación y optimización de la producción están restituyendo a este campo,

alguna vez prolífico, su pasado glorioso.

Mauro AmayaRaúl AmayaHéctor CastañoEduardo LozanoCarlos Fernando RuedaEcopetrol SABogotá, Colombia

Jon ElphickCambridge, Inglaterra

Walter GambarettoLeonardo MárquezDiana Paola Olarte CaroJuan Peralta-VargasArévalo José Velásquez MarínBogotá

Traducción del artículo publicado en inglés en Oilfield Review Primavera de 2010: 22, no. 1.Copyright © 2010 Schlumberger.Por su colaboración en la preparación de este artículo, se agradece a José Isabel Herberth Ahumada, Marvin Markley, José A. Salas, Héctor Roberto Saldaño, Sebastián Sierra Martínez y Andreas Suter, Bogotá; y a Giovanni Landinez, Ciudad de México.AIT, CMR-Plus, Petrel, PowerPak XP, PressureXpress, TDAS y USI son marcas de Schlumberger.Crystal Ball es una marca de Oracle Corp.IDCAP, KLA-GARD y KLA-STOP son marcas de M-I SWACO.

Los campos maduros atesoran historias. La historia del Campo Casabe, situado a 350 km [220 millas] al norte de Bogotá en medio de la Cuenca del Valle Medio del Río Magdalena (MMVB) del Depar-tamento de Antioquia, en Colombia, comenzó con su descubrimiento en el año 1941. El campo se

encontraba subsaturado cuando comenzó la pro-ducción en 1945, y durante la recuperación prima-ria los mecanismos de producción fueron el agotamiento natural y el empuje de un acuífero débil. A fines de la década de 1970, concluido el período de empuje natural, el operador había

> Producción de petróleo e inyección de agua en el Campo Casabe. Los proyectos piloto de inyección de agua se implementaron a fines de la década de 1970; sin embargo, recién en 1985 se puso en marcha el primero de dos grandes programas de inyección de agua. Durante los primeros tres años de cada programa, se lograron tasas de inyección altas; pero el agua pronto penetró a través de las areniscas más permeables. La irrupción prematura de agua y el colapso del pozo obligaron al operador a restringir la inyección. La declinación constante de la inyección fue acompañada por una declinación de la producción, y los intentos para revertir esta tendencia resultaron infructuosos. En el año 2004, cuando se formó la Alianza Casabe, las tasas de producción eran de 5,200 bbl/d. A comienzos de febrero de 2010, estas tazas se habían incrementado hasta alcanzar más de 16,000 bbl/d.

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AguaPetróleo

1. Peralta-Vargas J, Cortés G, Gambaretto W, Martínez Oil Uribe L, Escobar F, Markley M, Mesa Cárdenas A, Suter A, Marquez L, Dederle M y Lozano E: “Finding Bypassed Oil in a Mature Field—Casabe Field, Middle Magdalena Valley Basin, Colombia,” presentado en la ACGGP (Asociación Colombiana de Geólogos y Geofísicos del Petróleo), X Simposio Bolivariano, Cartagena, Colombia, 26 al 29 de julio de 2009.

Marquez L, Elphick J, Peralta J, Amaya M, Lozano E: “Casabe Mature Field Revitalization Through an Alliance: A Case Study of Multicompany and Multidiscipline Integration,” artículo SPE 122874, presentado en la Conferencia sobre Ingeniería Petrolera para América Latina y el Caribe de la SPE, Cartagena de Indias, Colombia, 31 de mayo al 3 de junio de 2009.

2. “Cordillera” es la traducción al español del término inglés “range.” Colombia posee tres cordilleras: la Cordillera Oriental (este), la Cordillera Central, y la Cordillera Occidental (oeste). Se trata de ramificaciones de los Andes que se extienden a lo largo de la mitad oeste del país. La cuenca MMVB tiene rumbo OSO-NNE, y el Río Magdalena se dirige hacia el norte, a través de la cuenca, fluyendo finalmente hacia el Mar Caribe.

3. Barrero D, Pardo A, Vargas CA y Martínez JF: Colombian Sedimentary Basins: Nomenclature, Boundaries and Petroleum Geology, a New Proposal. Bogotá, Colombia: Agencia Nacional de Hidrocarburos (2007): 78–81, http://www.anh.gov.co/paraweb/pdf/publicaciones.pdf (se accedió el 5 de febrero de 2010).

4. Pericratónico es un término utilizado para describir el área que rodea una placa estable de la corteza terrestre (cratón).

Volumen 22, no.1 5

obtenido un factor de recuperación primaria del 13%. No obstante, para esa época, la declinación de la producción era significativa, habiéndose redu-cido a casi 5,000 bbl/d [800 m3/d]. Para revertir esta tendencia, Ecopetrol SA (Empresa Colombiana de Petróleos SA) efectuó pruebas de inyección de agua durante varios años antes de establecer dos programas principales de recuperación secunda-ria, entre mediados y fines de la década de 1980.

Durante el período de recuperación secunda-ria, la existencia de complejidades estructurales, lutitas sensibles, areniscas heterogéneas y petró-leos viscosos conspiró contra la efectividad del programa de inyección de agua. Y si bien resultó inicialmente exitosa en cuanto al incremento de la producción, el agua inyectada irrumpió en forma prematura en los pozos de producción, un indicador de petróleo pasado por alto (página anterior). La producción de arena se observó en un alto porcentaje de pozos, lo cual contribuyó a su colapso y causó la falla de los equipamientos de fondo de pozo. Las tazas de inyección de agua

se redujeron gradualmente en un intento para superar estos problemas, y el proceso de inyec-ción perdió efectividad en cuanto al mejora-miento de la recuperación de petróleo; desde 1996 en adelante, las tasas de producción decli-naron entre 7% y 8% por año.

En el año 2004, Ecopetrol SA y Schlumberger forjaron una alianza para revitalizar el Campo Casabe. Utilizando métodos actualizados de manejo de yacimientos de alta complejidad, la alianza logró revertir la declinación de la producción: Desde marzo de 2004 hasta febrero de 2010, la pro-ducción de petróleo se incrementó, pasando de 5,200 a más de 16,000 bbl/d [820 a 2,500 m3/d].1 Además, el factor de recuperación final estimado aumentó, pasando de 16% a 22% del petróleo origi-nal en sitio (OOIP).

Este artículo describe las complejidades de los yacimientos de la concesión Casabe y los métodos de recuperación de petróleo empleados en los últi-mos 70 años, concentrándose principalmente en el trabajo de reingeniería más importante para el que se utilizaron métodos actualizados que fueron puestos en marcha en el año 2004.

Una región prolífica y a la vez complejaLa Cuenca del Valle Medio del Magdalena corres-ponde a una depresión alargada, situada entre la Cordillera Central y la Cordillera Oriental de Colombia, y representa un área de 34,000 km2 [13,000 millas2].2 Las filtraciones de petróleo son rasgos comunes dentro de la cuenca; su presencia fue documentada por los primeros exploradores de Occidente en el siglo XVI. Estos indicadores de la existencia de yacimientos motivaron parte de las primeras actividades de exploración de petróleo y condujeron al descubrimiento de un campo gigante denominado La Cira–Infantas, el cual fue el primer campo descubierto en Colombia. Desde entonces, la Cuenca MMVB ha sido intensamente explorada. Sus reservas actuales de petróleo y gas incluyen más de 1,900 millones de bbl [302 millones de m3] de petró-leo y 2.5 Tpc [71,000 millones de m3] de gas.3

La abundancia de recursos hidrocarburíferos de la cuenca da fe del prolífico sistema petrolero que se encuentra activo en esta región. Una sucesión de calizas y lutitas de gran espesor, ricas en materia orgánica, fue depositada en una fosa pericratónica extensiva a lo largo del margen noroeste del escudo de Guyana, durante el Período Cretácico.4 Estas rocas generadoras (rocas madre) infrayacentes están separadas de los yacimientos primarios por una discordancia de edad Eoceno. Los mecanis-

6 Oilfield Review

mos principales de migración de fluidos hacia los campos de la cuenca MMVB son la migración ver-tical directa—donde la Formación La Luna subaflora a la discordancia mencionada—la migración lateral a lo largo de la arenisca, y la migración vertical a través de las fallas.

Las formaciones Colorado, Mugrosa y La Paz, que conforman el Campo Casabe, fueron deposi-tadas durante el Período Paleógeno. Estas for-maciones se encuentran a profundidades que oscilan entre 670 y 1,700 m [2,200 y 5,600 pies]. Las areniscas prospectivas del campo se clasifi-can en tres grupos principales: A, B y C, las cua-les se subdividen en unidades operacionales (arriba). Las areniscas se encuentran habitual-mente aisladas por sellos impermeables de arci-lita y exhiben tamaños de granos que varían de limosos a arenosos y a guijarrosos.

Estructuralmente, el Campo Casabe corres-ponde a un anticlinal de 8 km [5 millas] de largo con un cierre en las tres direcciones, un flanco

este bien definido y una inclinación sur. La incli-nación norte se encuentra fuera del área del Campo Casabe, en el Campo Galán. Una falla de desplazamiento de rumbo NE-SO, de alto ángulo, cierra el lado oeste de la trampa. Las fallas aso-ciadas, perpendiculares a la falla principal, com-partimentalizan el campo en ocho bloques. Las operaciones de perforación se limitan habitual-mente a pozos verticales o desviados, dentro de cada bloque, debido a la intensidad del falla-miento y la compartimentalización.

A lo largo de la historia del campo, los respon-sables de la planeación del desarrollo evitaron la perforación de pozos en el área cercana a la falla oeste, debido a que los modelos de yacimientos generados a partir de los escasos datos sísmicos 2D, adquiridos por primera vez alrededor de 1940 y posteriormente en las décadas de 1970 y 1980, no lograron identificar adecuadamente la locali-zación exacta de las fallas principales, incluida la falla principal de desplazamiento de rumbo. La

5. Si bien las localizaciones exactas de las fallas no fueron bien definidas, mediante el emplazamiento conservador de los pozos lejos de las zonas de fallas, los responsables de la planeación de los programas de inyección de agua se aseguraron que los pozos se encontraran en el bloque correcto y dentro del cierre oeste de las fallas.

6. Para obtener más información sobre los mapas estructurales históricos del Campo Casabe, consulte: Morales LG, Podestá DJ, Hatfield WC, Tanner H, Jones SH, Barker MHS, O’Donoghue J, Mohler CE, Dubois EP, Jacobs C y Goss CR: “General Geology and Oil Occurrences of Middle Magdalena Valley, Colombia,” en Weeks LG (ed): Habitat of Oil. Tulsa: The American Association of Petroleum Geologists, AAPG Special Publication 18 (1958): 641–695.

7. Para obtener más información sobre las áreas no desarrolladas del Campo Casabe, consulte: Gambaretto W, Peralta J, Cortes G, Suter A, Dederle M y Lozano Guarnizo E: “A 3D Seismic Cube: What For?,” artículo SPE 122868, presentado en la Conferencia sobre Ingeniería Petrolera para América Latina y el Caribe de la SPE, Cartagena, Colombia, 31 de mayo al 3 de junio de 2009.

8. El Campo Peñas Blancas, descubierto en el año 1957, se encuentra ubicado a 7 km [4 millas] al sudoeste del Campo Casabe. Ambos campos tienen el mismo operador. El área existente entre los campos fue estudiada porque se hallaron indicadores de petróleo.

> Ambiente estructural del Campo Casabe. El Campo Casabe se encuentra ubicado al oeste del Campo La Cira–Infantas, en la Cuenca del Valle Medio del Río Magdalena (izquierda). Las estructuras principales de la Cuenca MMVB y los campos productores se muestran en la sección transversal estructural generalizada A a A’ (extremo superior derecho). La cuenca se encuentra limitada al este por una faja de corrimiento que levanta a las rocas más antiguas. Las rocas de edad Cretácico y Paleoceno (verde), Oligoceno (naranja) y Mioceno (amarillo) se muestran en la porción central de la sección transversal de la cuenca. El levantamiento y la erosión pre–Eoceno Medio expusieron la Cordillera Central al oeste (gris). El Campo Casabe se encuentra intensamente estratificado, como se observa en la sección transversal estructural detallada (extremo inferior derecho). (Figura adaptada de Barrero et al, referencia 3, y Morales et al, referencia 6.)


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Volumen 22, no.1 7


Esquema estructuralcon las localizacionesde los pozos

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falta de un modelo estructural más preciso pro-dujo dos problemas fundamentales: los ingenie-ros de yacimientos subestimaron el OOIP y para los responsables de la planeación del programa de inyección de agua fue difícil localizar los pares inyector-productor dentro del mismo yacimiento y, en menor medida, dentro del mismo bloque de falla.5 Estas incertidumbres condujeron a los gerentes y especialistas de la Alianza Casabe 2004 a construir un plan de redesarrollo de com-ponentes múltiples.

Ecopetrol SA cuenta con muchos años de experiencia y conocimiento del campo y de las medidas adoptadas para mantenerlo en produc-ción, década tras década. Schlumberger provee al operador nuevas tecnologías de campos petro-leros, lo cual incluye levantamientos sísmicos, mediciones de fondo de pozo, análisis de datos y técnicas de perforación especializadas, además de conocimientos de dominios para interpretar los desafíos enfrentados. Con estas capacidades, la alianza estaba segura de poder obtener resul-tados en un año.

Los objetivos clave del plan de redesarrollo fueron: incrementar las reservas, manejar los pro-gramas de inyección de agua en forma más efi-ciente y abordar los problemas relacionados con

los procesos de perforación, tales como la litología reactiva, los problemas asociados con los viajes de entrada y salida del pozo, la baja velocidad de penetración (ROP), el colapso y los derrumbes de los pozos, y los desafíos de las operaciones de ter-minación de pozos, tales como procesos de cemen-tación pobres e incidentes de aplastamiento de la tubería de revestimiento. El abordaje de cada uno de estos elementos requirió la colaboración estre-cha entre los profesionales del operador y los espe-cialistas técnicos de la compañía de servicio. La primera etapa del proyecto consistió en un análisis exhaustivo de todo el campo basado en los datos existentes y en la recolección de nuevos datos uti-lizando las tecnologías de última generación, tales como los levantamientos sísmicos 3D y los proce-sos de inversión sísmica 3D.

Áreas no desarrolladas y petróleo cenitalHace cuarenta años, era común crear mapas estruc-turales mediante la identificación de los topes de formaciones, partiendo de datos de pozos. Con cien-tos de pozos distribuidos en forma uniforme, esta tarea fue muy directa a lo largo de la mayor parte de la concesión del Campo Casabe.6 No obstante, existía un área extensa sin desarrollar cerca de la falla prin-cipal de desplazamiento de rumbo NE-SO, que

cubría más de 20 km2 [7.7 millas2]. También había localizaciones más pequeñas sin desarrollar.7

Como resultado de la falta de datos de regis-tros de pozos en estas áreas sin desarrollar, no se disponía de los topes de formaciones parar gene-rar mapas estructurales de diversas áreas de interés clave para el operador. En consecuencia, era probable que se estuviera pasando por alto significativas reservas potenciales de petróleo. Para mejorar el conocimiento estructural y ayu-dar a incrementar las reservas, Ecopetrol SA abordó la ejecución de un levantamiento sísmico 3D de alta resolución.

Los geofísicos diseñaron el levantamiento para que cubriera tanto el Campo Casabe como el Campo Peñas Blancas y también el área existente entre ambos.8 WesternGeco efectuó un levanta-miento durante el primer semestre de 2007, adquiriendo más de 100 km2 [38 millas2] de datos sísmicos 3D de alta resolución; ese mismo año, se procedió a la interpretación de los datos. Los nuevos datos posibilitaron la creación de un modelo estructural más preciso y confiable que el obtenido a partir de los topes de las formaciones, con la ventaja adicional de que cubrían casi toda la concesión del Campo Casabe (abajo).

>Modelo y mapas estructurales del Campo Casabe. Los mapas estructurales del campo fueron generados utilizando los topes de formaciones derivados de los registros de pozos (Topes de Formaciones). Sin embargo, los operadores evitaron perforar a lo largo de la falla principal de desplazamiento de rumbo, por temor a salir de la trampa; en consecuencia, los topes no estaban disponibles (Esquema Estructural, área sombreada en rojo). Esta área definida pobremente y no desarrollada, representaba un volumen significativo de reservas potenciales. Se utilizaron datos sísmicos 3D de alta resolución para crear un conjunto refinado de mapas estructurales (Datos Sísmicos). Estos mapas indican la presencia de fallas adicionales en el campo y las posiciones ajustadas de las fallas existentes, en comparación con los mapas de los topes formacionales. La calibración de los mapas nuevos, en base a los registros de pozos existentes, mejoró aún más su precisión. Los geofísicos ingresaron los mapas en el software Petrel para formar un modelo estructural 3D del subsuelo (inserto a la derecha). (Figura adaptada de Peralta-Vargas et al, referencia 1.)

8 Oilfield Review

Además de definir con precisión la estructura del subsuelo, los datos sísmicos pueden aportar indicaciones tempranas de la presencia de zonas petrolíferas a los ingenieros de yacimientos. En ciertos casos, las formaciones ricas en contenido de petróleo aparecen como anomalías de ampli-tud sísmica, denominadas puntos brillantes. No obstante, estos puntos brillantes no garantizan la presencia de petróleo, y muchos operadores se han encontrado con pozos secos cuando basaron sus operaciones de perforación solamente en datos de amplitud.

Diversas condiciones pueden crear anomalías de amplitud engañosas, pero con un proceso cui-dadoso de procesamiento e interpretación se pueden diferenciar. El análisis de variación de la amplitud con el desplazamiento (AVO) corrige los datos durante el proceso de formación de colecciones de trazas de punto medio común (derecha).9 Utilizando mapas de amplitud corre-gidos como herramienta de verificación adicio-nal, los intérpretes pudieron confirmar tanto las acumulaciones de petróleo sin desarrollar como las acumulaciones de petróleo cenital.

El del petróleo cenital es un concepto de larga data. Los operadores saben que puede haber petróleo en estas zonas que se encuentran en posiciones estructuralmente más altas, pero su identificación resulta compleja si la localiza-ción exacta de las fallas es incierta. La interpre-tación de los datos sísmicos 3D del Campo Casabe permitió esclarecer cuáles eran los corredores del campo en los que no se había planeado la per-foración de pozos debido a la incertidumbre aso-ciada con la identificación de la falla principal. Desde entonces, los pozos se perforaron a lo largo de estos corredores con resultados exitosos (próxima página, extremo superior).

Un modelo geológico detallado proporcionó una mejor comprensión de las condiciones del subsuelo, lo cual sirvió de ayuda durante la pla-neación de los programas de inyección de agua y los procesos de perforación. La inversión de los datos del levantamiento 3D antes del apilamiento

proporcionó estimaciones de las propiedades de las rocas de todo el campo.10 Los geofísicos cali-braron estas estimaciones utilizando los datos adquiridos mediante una serie de herramientas de adquisición de registros de nueva generación (véase “Pozos y resultados nuevos,” página 16) en aproximadamente 150 pozos. Utilizando tales calibraciones, los geólogos generaron un mapa de distribución de facies que combinaron con el modelo estructural para crear un modelo de la arquitectura de los yacimientos.

9. Para obtener más información sobre el análisis AVO, consulte: Chiburis E, Franck C, Leaney S, McHugo S y Skidmore C: “Hydrocarbon Detection with AVO,” Oilfield Review 5, no. 1 (Enero de 1993): 42–50.

10. Para obtener más información sobre la inversión sísmica, consulte: Barclay F, Bruun A, Rasmussen KB, Camara Alfaro J, Cooke A, Cooke D, Salter D, Godfrey R, Lowden D, McHugo S, Özdemir H, Pickering S, González Pineda F, Herwanger J, Volterrani S, Murineddu A, Rasmussen A y Roberts R: “Inversión sísmica: Lectura entre líneas,” Oilfield Review 20, no. 1 (Verano de 2008): 44–66.

11. Amaya R, Núñez G, Hernández J, Gambaretto W y Rubiano R: “3D Seismic Application in Remodeling Brownfield Waterflooding Pattern,” artículo SPE 122932, presentado en la Conferencia sobre Ingeniería Petrolera para América Latina y el Caribe de la SPE, Cartagena de Indias, Colombia, 31 de mayo al 3 de junio de 2009.

>Minimización de la incertidumbre asociada con las anomalías de amplitud. Los puntos brillantes (extremo superior izquierdo) son rasgos de alta amplitud presentes en los datos sísmicos. Estos rasgos pueden indicar la existencia de acumulaciones de petróleo, si bien no son garantía. Una técnica para comprender los puntos brillantes comienza con el modelado de las amplitudes de las reflexiones provenientes de los yacimientos que contienen diversos fluidos (extremo superior derecho). La amplitud observada en el tope de un yacimiento de arenisca lleno de agua se reduce con el desplazamiento. La amplitud observada en el tope de un yacimiento similar que contiene gas puede incrementarse con el desplazamiento. Los resultados se comparan con las trazas sísmicas reales que contienen reflexiones de un yacimiento de arenisca (extremo inferior izquierdo) para caracterizar el fluido del yacimiento con más precisión. En combinación con otra información, tal como los datos obtenidos por inversión sísmica, los mapas de amplitud corregida (extremo inferior derecho) pueden constituir una herramienta de utilidad para confirmar la presencia de petróleo (áreas celestes). (Figura adaptada de Gambaretto et al, referencia 7.)


Puntos brillantes

Mapa deamplitud corregida

Anomalía AVO

Perfil típico de la amplitud

Área no desarrolladaHidrocarburos

Colección de trazas de puntomedio común sin corregir

Anomalía de amplitud

Desplazamiento

Desplazamiento

Desplazamiento

El modelo arquitectónico resaltó más de 15 yaci-mientos con un espesor promedio de 3 m [10 pies] cada uno. Los ingenieros de yacimientos analizaron 10 de estos yacimientos y descubrieron un volumen adicional de reservas estimadas de 5 millones de bbl [800,000 m3].11 El modelo geológico fue utili-zado luego, durante el proceso de redesarrollo por inyección de agua, para ayudar a mejorar tanto la eficiencia de barrido areal como la efi-ciencia de barrido vertical.

Volumen 22, no.1 9

Un proceso de inyección de agua efectivoCuando el Campo Casabe pasó del mecanismo de empuje natural a un programa de inyección de agua, a fines de la década de 1970, el operador optó por utilizar una malla típica de cinco pozos, con aproximadamente 500 pares de inyectores y productores. Para el barrido de las secciones superiores e inferiores de las Arenas A y B, se per-foraron hasta cuatro pozos por cada localización de inyección (derecha). Durante el período ini-cial de inyección de agua, las tasas de inyección alcanzaron picos en 1986 y 1991. Estas fechas corresponden al primer y segundo años posterio-

> Pozo con petróleo cenital. Mucho tiempo atrás, los especialistas habían pronosticado la presencia de un corredor de campo a lo largo de la falla principal de desplazamiento de rumbo, pero la falta de datos sísmicos precisos tornaba demasiado alto el riesgo de perforar en estas zonas. La interpretación del levantamiento sísmico 3D 2007 hizo posible que los geofísicos identificaran las localizaciones de perforación no desarrolladas (elipses rojas, izquierda) cerca de la falla principal. Un pozo vecino nuevo, aprobado para el Bloque VIII, se encontraba muy cerca de la falla de desplazamiento de rumbo principal (cuadrado con guiones verdes, izquierda). Los datos sísmicos 3D y los mapas estructurales (centro) visualizados con el software Petrel ayudaron a los responsables de la planeación del pozo a posicionarlo. La trayectoria evitó las fallas principales y apuntó a una extensa zona no desarrollada y dos zonas con petróleo cenital, existentes en las areniscas B y C (derecha). Los pozos construidos durante la primera y segunda campañas de perforación fueron verticales; en la tercera campaña, especialmente desde fines del año 2008 en adelante, la mayor parte de los pozos perforados fueron pozos vecinos en zonas productivas de interés, cercanas a las fallas. (Figura adaptada de Amaya et al, referencia 11.)


No desarrollado

Bloques I y II

Bloque III

Bloque IV

Bloque V

Bloque VI

Bloque VII

Bloque VIII

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Petróleo cenitalAreniscas B

Petróleo cenital Areniscas C

. Esquema de inyección y producción del Campo Casabe. Los planes originales de desarrollo del campo incluyeron cuatro pozos por localización de inyección, destinados a inundar las areniscas multiestratificadas (pozos azules). Se utilizaron dos pozos para extraer petróleo pero en ciertas localizaciones un solo pozo de producción mezcló los fluidos provenientes de las Arenas A y B, B y C, o A, B y C (pozos verdes). El diseño actual de la sarta, para los pares nuevos de inyectores-productores que se muestran en una figura posterior, limita la perforación a un solo pozo por localización. Este cambio redujo los costos y también la incidencia del colapso de los pozos inducido por la proximidad. (Figura adaptada de Peralta-Vargas et al, referencia 1.)


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A1 A2Inyección Producción

B1 B2 A B CBA

10 Oilfield Review

res al comienzo de los dos programas de inyec-ción de agua para las áreas norte y sur del Campo Casabe.

Transcurridos dos o tres años luego de cada pico, se observó una caída notable de las tasas de inyección de agua. Esto se debió fundamental-mente a las restricciones impuestas sobre las tasas para evitar incidentes de aplastamiento de las tuberías de revestimiento. No obstante, en la reducción de las tasas de inyección de agua inci-dieron además muchos otros factores. Estos pro-blemas fueron identificados en el plan de redesarrollo de la alianza y pasaron a formar una parte importante de los requerimientos de reela-boración de los programas de inyección de agua del Campo Casabe.

El operador había registrado fenómenos de irrupción prematura de agua en los pozos produc-tores del campo durante ambos programas de inyección de agua, como resultado de la canaliza-ción del agua de inyección dentro de las capas de alta permeabilidad. Además, existía una relación de movilidad pobre en todo el campo: los petróleos viscosos (con una densidad de 14.8 a 23.3 ºAPI en las areniscas superiores y de 15.4 a 24.8 ºAPI en las areniscas inferiores) eran desplazados por el agua que fluía en forma más libre, y una vez producida la irrupción, el influjo de agua se incrementaba.12 Estas condiciones produjeron una eficiencia pro-medio de barrido vertical pobre de tan sólo 20%.

La producción de arena y la alta velocidad de los chorros de agua arenosa a través de los dispa-

> Comparación de los esquemas de inyección de agua correspondientes a 1986 y 2003. Para 1986, el operador había establecido una red uniformemente distribuida de mallas de cinco pozos inyectores a lo largo de todo el Campo Casabe (izquierda). Los incidentes de colapso se habían producido en casi un 70% de los pozos del Bloque VI, y en todos los demás bloques del campo se había registrado un número significativo de colapsos. En el año 2003 (derecha) muchos de los pozos colapsados permanecieron abandonados o inactivos y numerosos inyectores fueron convertidos en productores. Los especialistas sugirieron la ejecución de una nueva campaña de perforación para reestablecer las mallas de cinco pozos en todo el campo. (Figura adaptada de Elphick, referencia 12.)


Esquemas de inyección de agua en el Bloque VI

19863,000

2,400

1,800

1,200

600

00 750 1,500

Este, pies

Nor

te, p

ies

2,250 3,000 3,750

20033,000

2,400

1,800

1,200

600

00 750 1,500

Este, pies

Nor

te, p

ies

2,250 3,000 3,750

Tope de las arenas A

Tope de las arenas B

Tope de las arenas C

Trazas de fallas

Productores

Inyectores

ros erosionó significativamente las paredes de las tuberías de revestimiento y los equipamientos de fondo de pozo en los pozos productores. Durante un período crucial del programa de inyección de agua, numerosos pozos colapsaron y fueron aban-donados o puestos fuera de servicio. Para sustentar los niveles de producción, el operador optó por con-vertir muchos pozos inyectores en pozos de produc-ción; sin embargo, esto afectó drásticamente los esquemas de inyección de agua (arriba).

La restricción de las tasas de inyección para mitigar los colapsos de los pozos fue otro de los factores que produjo una distribución no uni-forme del flujo de agua. El barrido areal era pobre, lo cual se tradujo en numerosas áreas de petróleo pasado por alto. El equipo de redesarro-llo del campo quería restablecer las distribucio-nes para mejorar la eficiencia de barrido. Por consiguiente, gran parte de la tercera campaña de perforación consistió en la planeación y cons-trucción de nuevos pozos inyectores y producto-res. Estos pozos se colocaron para recrear una red de pozos distribuidos de manera uniforme por todo el campo. No obstante, el barrido areal depende en gran medida de la obtención de una adecuada eficiencia de barrido vertical. Los espe-cialistas en métodos de inyección de agua pri-mero necesitaban diseñar mejores sistemas de control de inyección que mejoraran el barrido vertical y proveyeran un mecanismo para reducir los efectos perjudiciales de la canalización de agua en las sartas de producción.

La eficiencia del barrido vertical está deter-minada por la efectividad con que el agua—que fluye desde los pozos inyectores—desplaza el petróleo a través de las capas permeables hasta los pozos productores de petróleo conectados a la formación. El diseño original de pozos inyectores de múltiples capas carecía de control del perfil de inyección, de modo que el agua fluía preferen-temente a través de las formaciones más permea-bles. Este efecto de canalización de agua se agrava por la intervención de diversos mecanis-mos: las areniscas más someras pueden ser frac-turadas en forma no intencional durante el proceso de inyección de agua, incrementando significativamente la permeabilidad. El índice de inyectividad de las capas más profundas puede alterarse si el agua inyectada, de baja calidad, produce la obstrucción de los disparos o genera depósitos de incrustaciones en la tubería de revestimiento de producción. Además, el agua inyectada pasa por alto el petróleo viscoso pre-sente en grandes cantidades en el Campo Casabe, y la irrupción de agua tiene lugar en los pozos productores. En consecuencia, el agua fluye a tra-vés de la capa de mayor permeabilidad y proba-blemente no se inyecta en las otras, especialmente en las areniscas más profundas con daño mecá-nico. Éste ha sido un rasgo distintivo de las opera-ciones de producción del Campo Casabe.

Para optimizar el proceso de inyección de agua, los especialistas en manejo de la producción de agua recomendaron el empleo de sartas de

Volumen 22, no.1 11

inyección selectivas que utilizan reguladores de flujo de inyección de agua (derecha). Estos dise-ños permitirían al operador restringir las tasas de inyección en determinadas capas, independiente-mente de la presión, la permeabilidad, el factor de daño o cualquier otro factor que normalmente afectaría el flujo. Cada una de las capas se aísla para evitar que cualquier fluido presente en esa zona del pozo invada otra zona. Dentro de esta sección se coloca una boquilla de inyección que se controla desde la superficie. Los nuevos diseños de sartas selectivas mejoraron la eficiencia del barrido vertical al permitir que el operador man-tuviese tasas de inyección más altas en las capas menos afectadas por problemas inducidos por la inyección de agua. A la inversa, esos nuevos dise-ños mitigaron los problemas relacionados con la canalización al permitir una reducción de las tasas en las capas problemáticas.

Además, el empleo de un solo pozo diseñado con control de flujo aislado fue mucho más efec-tivo desde el punto de vista de sus costos que el diseño previo que implicaba hasta cuatro pozos por localización de inyección. Ahora se han insta-lado 16 reguladores de flujo de agua en los pozos inyectores del Campo Casabe. Esta solución abordó además la posibilidad de que la perfora-ción de varios inyectores, estrechamente espa-ciados entre sí, fuera una de las causas probables de los incidentes de aplastamiento de la tubería de revestimiento.

Superación de las dificultades asociadas con la perforaciónDesde la primera producción registrada en el año 1945 hasta fines de 2006, aproximadamente un 45% de los pozos de producción del Campo Casabe colapsaron en algún momento, con dife-rentes niveles de severidad. Como resultado, fue-ron abandonados, dejados inactivos, o reactivados sólo después de costosas operaciones de repara-ción. Los pozos abandonados e inactivos repre-sentaron millones de dólares en erogaciones de capital en el campo y en términos de lucro cesante debido a la reducción de las tasas de producción. Dado que la mayor parte de los incidentes de

aplastamiento de las tuberías de revestimiento se produjo en el Bloque VI, el cual además posee el volumen más grande de reservas comprobadas, este bloque fue el foco de un estudio de incidentes de aplastamiento de las tuberías de revestimiento.13

En la primera etapa del estudio del Bloque VI, los ingenieros de producción recabaron estadísti-cas relacionadas con aplastamientos de las tube-rías de revestimiento. En el año 2006, este bloque contenía 310 pozos. Un total de 214 pozos mostró cierto grado de colapso. Si bien se observó un número levemente mayor de colapsos en los pozos productores que en los inyectores, la dife-rencia no fue significativa y no indicó tendencia alguna. Del número total de pozos con incidentes de colapso registrados, 67 fueron abandonados y 80 se mantuvieron inactivos, factor respecto del cual el operador sabía que impactaría severa-mente las tasas de inyección y producción. Los pozos restantes habían sido reactivados después de costosas operaciones de reparación. Los inge-nieros buscaron luego una correlación entre los 214 colapsos y el momento en que se habían per-forado estos pozos para identificar cualquier práctica de perforación que fuera incompatible con el Campo Casabe.

Tres campañas de perforación principales coincidieron con el período de recuperación pri-maria, o empuje natural (entre 1941 y 1975); el período de recuperación secundaria, o inyección de agua (entre 1975 y 2003); y finalmente el período de inyección de agua de la Alianza Casabe (desde 2004 hasta el momento actual). De los pozos perforados durante la primera campaña, 78% experimentaron incidentes de aplastamiento de la tubería de revestimiento durante la operación. En la segunda campaña, esta cifra fue levemente inferior: 68%. No obstante, este período correspon-dió a los programas de inyección de agua; en conse-cuencia, se habían perforado muchos más pozos. Durante el período de estudio, no se registró epi-sodio alguno de colapso en el Bloque VI, en rela-ción con los pozos construidos en la tercera campaña de perforación. Se estima que ese cam-bio fue consecuencia del mejoramiento de las prácticas de perforación, las cuales se analizan más adelante.

Para determinar una vinculación entre el aplastamiento de las tuberías de revestimiento y las condiciones del subsuelo, los investigadores consideraron los modelos estratigráficos y estructu-rales actualizados, construidos a partir de los nuevos datos sísmicos 3D. El software Petrel, que abarca desde la interpretación sísmica hasta la simulación dinámica de yacimientos, hizo posible que los ingenieros de producción mostraran ambos

> Diseño de inyección selectiva. Las nuevas sartas de inyección del Campo Casabe poseen hasta 16 reguladores de flujo de inyección de agua (WFR). Los reguladores WFR y las válvulas de seguridad previenen el flujo de retorno y la producción de arena en caso de cierre del pozo. Los dispositivos de inyección con aislamiento por zonas se ubican en los perfiles estratigráficos intensamente estratificados de los pozos productores más prolíficos, que mezclan los fluidos provenientes de las areniscas A, B y C. No se dispone de registros de producción debido a las bombas de émbolo, pero sí se cuenta con registros de inyección: el Carril 1 describe una litología típica de las areniscas A (áreas sombreadas en amarillo); los registros de potencial espontáneo (curvas azules) son más precisos que los registros de rayos gamma (curva roja) en presencia de la radiación producida por el feldespato, el cual existe naturalmente en el campo. El Carril 2 muestra la respuesta de resistividad de la formación en dos profundidades de medición (curvas roja y azul) y zonas de inyección de agua (área sombreada en verde). (Figura adaptada de Elphick et al, referencia 12.)


A3

A21

A2

A1H

Aren

isca

–80 20Resistividad

ohm.m0 15

Esquema de inyección de cuatro zonas

Potencialespontáneo

mV

Rayos gamma

ºAPI0 150

Disparos

WFR

Empacador

12. Para obtener más información sobre la comprensión de las relaciones de alta movilidad, consulte: Elphick JJ, Márquez LJ y Amaya M: “IPI Method: A Subsurface Approach to Understand and Manage Unfavorable Mobility Waterfloods,” artículo SPE 123087, presentado en la Conferencia sobre Ingeniería Petrolera para América Latina y el Caribe de la SPE, Cartagena, Colombia, 31 de mayo al 3 de junio de 2009.

13. Olarte P, Márquez L, Landinez G y Amaya R: “Casing Collapse Study on Block VI Wells: Casabe Field,” artículo SPE 122956, presentado en la Conferencia sobre Ingeniería Petrolera para América Latina y el Caribe de la SPE, Cartagena, Colombia, 31 de mayo al 3 de junio de 2009.

modelos en la misma ventana 3D. Utilizando herra-mientas de modelado, pudieron marcar y ver clara-mente las profundidades y las ubicaciones de los pozos, en la estructura del Campo Casabe, en que se habían registrado los incidentes de aplastamiento.

12 Oilfield Review

Los ingenieros descubrieron que dichos inci-dentes se habían producido en todos los niveles estratigráficos. No obstante, la distribución de los incidentes puso de relieve una fuerte correlación entre la sobrecarga y las formaciones inundadas con agua. El análisis de la localización del pozo dentro del campo y la distribución de los inciden-tes de colapso reveló la existencia de numerosos eventos distribuidos de manera uniforme, lo cual indicó falta de localización areal (arriba).

La etapa siguiente del estudio consistió en un análisis probabilístico para evaluar la frecuencia de los incidentes en base a dos variables: el número de incidentes de aplastamiento de la tubería de


Sobrecarga Colorado Mugrosa La PazA2

0

10

20

30

40

Núm

ero

de in

cide

ntes

de

apla

stam

ient

o

Formación estratigráfica

50

60

70

80

B2 B3B1A3A1 CFallas

Pozos de producción Pozos inyectores

N

> Historia de la frecuencia de los incidentes de aplastamiento de las tuberías de revestimiento. La frecuencia de los incidentes de aplastamiento por año fue representada gráficamente para la primera y segunda campañas de perforación (izquierda). En el año 1985, la frecuencia más alta de incidentes reportados (28) se registró para los pozos de la primera campaña de perforación. Para los pozos de la segunda campaña de perforación, la cual tuvo lugar durante el período de inyección de agua, la frecuencia pico de incidentes de aplastamiento reportados (20) se produjo en 1988. Ambos valores corresponden al comienzo de los programas de inyección de agua, implementados en las áreas norte y sur del Campo Casabe. Se identificó un período crítico de 10 años, entre 1985 y 1995, como coincidente con las tasas más altas de producción e inyección de agua (derecha). (Figura adaptada de Olarte et al, referencia 13.)


0

1947

1949

1951

1953

1955

1957

1959

1961

1963

1965

1967

1969

1971

1973

1975

1977

1979

1981

1983

1985

1987

1989

1991

1993

1995

1997

1999

2001

5

10

15

20

25

30

Núm

ero

de p

ozos

col

apsa

dos

Año operacional

Primera campaña de perforación

Segunda campañade perforación

Período de incidentes de aplastamiento críticos

103

104

1985

1986

1987

1988

1989

1990

1991

1992

1993

1994

1995

1996

1997

1998

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

105

Tasa

de

inye

cció

n y

prod

ucci

ón, b

bl/d

Año operacional

Petróleo producido

Agua inyectada

Período de incidentes deaplastamiento críticos

> Localización areal y estratigráfica de los incidentes de aplastamiento de las tuberías de revestimiento en el Bloque VI. El análisis estadístico de los episodios de aplastamiento de las tuberías de revestimiento dentro de cada sección estratigráfica (izquierda) mostró la existencia de incidentes de aplastamiento en todas las formaciones. No obstante, la frecuencia de los incidentes en la sobrecarga y en las zonas sometidas a inyección de agua (principalmente las Arenas A1, A2, B1 y B2) fue varias veces superior que en otras zonas, lo cual indicó que estos intervalos son más proclives a ocasionar aplastamientos. Utilizando las herramientas de modelado de Petrel, los ingenieros incluyeron los aplastamientos de las tuberías de revestimiento del Bloque VI en el modelo estructural. Un mapa estructural de un yacimiento (derecha) indica que estos incidentes se produjeron en todo el bloque y no en un área específica. (Figura adaptada de Olarte et al, referencia 13.)

revestimiento y el año operacional. Los ingenieros de producción crearon distribuciones probabilísti-cas mediante la representación gráfica de ambas variables para cada campaña de perforación, utili-zando el componente del modelo de simulación de Monte Carlo del software Crystal Ball. Los resulta-dos indicaron que el mayor número de incidentes (unos 30) para los pozos perforados durante la primera campaña de perforación tuvo lugar en 1985, coincidiendo con el comienzo del primer programa importante de inyección de agua.

Las intervenciones se efectuaron con más fre-cuencia en los pozos perforados durante la segunda campaña de perforación, lo cual implicó que la

secuencia cronológica de cada incidente de aplasta-miento se registrara con mayor certidumbre que para los pozos perforados durante el primer período de perforación. Por consiguiente, el aná-lisis probabilístico fue aún más confiable y reveló que los incidentes de aplastamiento de la tubería de revestimiento se produjeron principalmente durante los primeros años del proyecto de inyec-ción de agua, alcanzando un pico máximo en 1988. Los investigadores identificaron un período crítico de tiempo en el que la frecuencia de estos inciden-tes fue alta. Este período coincidió con las tasas más intensas de inyección de agua (abajo).

Volumen 22, no.1 13

En la etapa siguiente del estudio se evaluó la integridad mecánica de los pozos del Campo Casabe. Esta evaluación permitió descubrir que, en relación con los pozos productores del Bloque VI, los incidentes de aplastamiento se produjeron solamente en las tuberías de revestimiento y en las tuberías de revestimiento cortas (liner) de producción. Para revelar las causas raíces de todos estos incidentes, se evaluó cada caso utili-zando el software de diseño y análisis de elemen-tos tubulares TDAS. La aplicación permite el análisis del desempeño mecánico de una tubería de revestimiento en dos escenarios. Primero, un estado de instalación inicial considera la especifi-cación original del diseño de la tubería de revesti-miento y las condiciones de fondo de pozo, tales como la temperatura y la presión. El escenario siguiente incluye los incidentes subsiguientes, inducidos operacionalmente, tales como los pro-cesos de inyección y producción que son interpre-tados como fuerzas ejercidas sobre la tubería de revestimiento, denominadas cargas efectivas (case loads). Los ingenieros analizaron las cargas

efectivas en relación con los esfuerzos compresio-nales, tensionales y triaxiales.

Para comenzar, necesitaban definir el estado de instalación, caracterizado por la temperatura, la presión y la resistencia de la tubería de revesti-miento para los diseños de las tuberías de revesti-miento del Bloque VI. Luego podrían aplicar las cargas efectivas con el fin de determinar cuándo fallaría una tubería de revestimiento. Los perfiles de presión y temperatura para cada pozo fueron calculados utilizando los registros del Campo Casabe. Dado que la corrosión también reduce sig-nificativamente la resistencia de la tubería de revestimiento, se utilizó la herramienta USI que mide la impedancia acústica ultrasónica, para determinar la pérdida de espesor de la pared atri-buida a la corrosión (véase “Detección de la corro-sión en el fondo del pozo,” página 46). De acuerdo con los datos obtenidos con la herramienta USI, los pozos exhibían pérdidas de paredes oscilantes entre 10% y 35%. Los ingenieros definieron cuatro perfiles de corrosión con pérdidas de pared equi-valentes a 0%, 10%, 20% y 30%. Estos cuatro perfiles

fueron combinados con los datos de presión y tem-peratura con el fin de generar los estados de las instalaciones que los ingenieros necesitaban para comenzar con la simulación de las cargas operacionales.

Los ingenieros efectuaron cientos de simula-ciones utilizando el software TDAS. En el primer análisis se consideró la evacuación del fluido, una reducción del nivel de fluido en el pozo que puede constituir una condición de carga crítica para el aplastamiento de la tubería de revestimiento. Los niveles de fluidos presentes en el pozo pueden reducirse durante la vida productiva de un campo por diversas razones, entre otras, baja productivi-dad, incremento de la extracción durante la pro-ducción, relleno de arena, reducción de la inyección de agua, y operaciones de suaveo y estimulación, todo lo cual se experimentó en el Campo Casabe. Cuando el nivel del fluido cae, la presión interna deja de equilibrarse con la presión externa y la tubería de revestimiento debe sustentar esta fuerza. La condición de carga crítica para el aplastamiento de la tubería de revestimiento tiene lugar cuando la presión diferencial es más alta que la presión que puede tolerar la tubería de revestimiento.

Después del análisis del diseño de la tubería de revestimiento seleccionado para los pozos durante la primera campaña de perforación, los ingenieros descubrieron que las especificaciones habían ge-nerado sartas de revestimiento que no eran sufi-cientemente robustas para tolerar la evacuación de los fluidos combinada con las pérdidas de pare-des observadas en el Bloque VI (izquierda).

El análisis mecánico final fue relacionado con los episodios operacionales principales conducen-tes al aplastamiento de las tuberías de revesti-miento. El perfil de presión del yacimiento dentro de la formación, durante el proceso de inyección de agua, podía impactar la tubería de revesti-miento tanto en los pozos productores como en los pozos inyectores. Se aplicó el incremento calcu-lado de la carga resultante del proceso de inyec-ción de agua a la tubería de revestimiento que había experimentado las condiciones de carga crí-tica en las simulaciones previas; la nueva prueba determinaría si la presión adicional podría oca-sionar su aplastamiento. Este análisis indicó que el proceso de inyección de agua incrementaba la probabilidad de aplastamiento de la tubería de revestimiento.

Una vez obtenidos todos los límites y condicio-nes críticas para el Campo Casabe, los ingenieros de producción corrieron simulaciones para las diversas sartas de revestimiento, con diferentes especificaciones, con el fin de hallar un diseño óptimo para los pozos futuros. Las simulaciones

>Niveles críticos de fluidos para la tubería de revestimiento de producción y las tuberías de revestimiento cortas (liners) de la primera campaña de perforación. Las pruebas efectuadas con el software TDAS determinaron la condición de carga crítica para la evacuación de los fluidos en los pozos del Bloque VI, a partir de la primera campaña de perforación. La tubería de revestimiento (cuadrado verde, izquierda) y las tuberías de revestimiento cortas (cuadrado rojo, derecha) fueron probadas primero para obtener los niveles críticos de evacuación de fluidos en base a las especificaciones de diseño originales y nuevamente después de los cálculos de 10%, 20% y 30% de pérdida de pared. Para el proceso, todos los pozos de simulación se encontraban a profundidades de 5,000 pies; dependiendo del volumen de pérdida de pared, era probable que se produjera un incidente de aplastamiento al caer los niveles de fluido del pozo. Por ejemplo, las sartas de revestimiento API Clase H40 de 7 pulgadas y 20 lbm/pie podían aplastarse, incluso en su condición de instalación, cuando se evacuara el fluido más allá de 3,200 pies. Los pozos que aprobaron la primera prueba simulada fallaron cuando se incrementó el porcentaje de pérdida de pared. Este resultado indicó que la corrosión o el desgaste general (causante de la pérdida de pared) habría debilitado la tubería de revestimiento o las tuberías de revestimiento cortas hasta el límite del aplastamiento cuando el nivel del fluido cayera hasta alcanzar los valores que habían sido registrados en el campo. (Figura adaptada de Olarte et al, referencia 13.)


5,000

7 pulgadas H4020 lbm/pie

7 pulgadas J5520 lbm/pie

7 pulgadas K5523 lbm/pie

7 pulgadas N8023 lbm/pie

65/8 pulgadas H4020 lbm/pie

65/8 pulgadas J5520 lbm/pie

4,000

3,000

2,000

1,000

0

4,500

3,500

2,500

1,500

500

Niv

el d

e flu

ido,

pie

s

Tubería de revestimientoTuberías de revestimiento

cortas (liners)

0% de pérdida de pared10% de pérdida de pared20% de pérdida de pared30% de pérdida de pared

14 Oilfield Review

TDAS les permitieron especificar un modelo ideal que proporcionaría una vida de servicio estimada de 20 años. Este modelo ha sido aplicado en todos los pozos nuevos perforados en todo el campo, con una reducción exitosa de la frecuencia de los inci-dentes registrados de aplastamiento de las tube-rías de revestimiento, la cual alcanzó un valor inferior al 2% de los pozos entre el año 2006 y el año 2009. Se trata de una mejora asombrosa si se compara con los incidentes de los 60 años previos, en los que el 69% de los pozos del Bloque VI expe-rimentaron colapsos.

Junto con los resultados de otros hitos princi-pales del plan de redesarrollo del campo, los nue-vos diseños de las tuberías de revestimiento permitieron que la alianza implementara una nueva campaña de perforación. La tercera cam-paña comenzó en el año 2004, y para el año 2007 se habían perforado 37 pozos en total. La alianza deseaba que la eficiencia de las operaciones de perforación fuera la máxima posible para mejorar la producción, pero durante el proceso de perfo-ración surgieron algunos problemas que incluye-ron, entre otras cosas, tuberías atascadas como consecuencia del atascamiento diferencial de los yacimientos agotados, maniobras problemáticas con el limpiador por la presencia de lutitas alta-mente reactivas, y problemas de control de pozos introducidos por el influjo de agua proveniente de la inyección.

Para abordar los problemas asociados con la estabilidad de los pozos y el atascamiento de las tuberías, el equipo de redesarrollo comenzó mejo-rando el diseño del fluido de perforación. Los per-foradores habían estado utilizando el aditivo de lodo KLA-GARD para prevenir la hidratación de las arcillas, pero el grado de éxito de dicho aditivo para inhibir la reacción en las lutitas problemáti-cas del Campo Casabe fue escaso o nulo. En con-secuencia, Schlumberger y M-I SWACO pusieron en marcha una investigación para encontrar un inhibidor de lutitas más efectivo.

Para comparar sus capacidades de inhibición de reacciones en la litología del Campo Casabe, se efectuó el análisis de laboratorio de 13 aditivos de fluidos diferentes. Los especialistas dedujeron, en base a muestras de núcleos y recortes, que las arci-llas y las lutitas eran altamente reactivas al agua; por lo tanto, el fluido de perforación óptimo debía

14. Para obtener más información sobre las barrenas bicéntricas y las tecnologías de rectificación durante la perforación, consulte: Rasheed W, Trujillo J, van Oel R, Anderson M, McDonald S y Shale L: “Reducing Risk and Cost in Diverse Well Construction Applications: Eccentric Device Drills Concentric Hole and Offers a Viable Alternative to Underreamers,” artículo SPE 92623, presentado en la Conferencia de Perforación de las SPE/IADC, Ámsterdam, 23 al 25 de febrero de 2005.ORSPR10—Michael Moody—Figure 14

Barrena piloto

28 cortadores5 boquillas5 cuchillas

Cortador de 13.4 mm

RWD


Cortador de 13.4 mm

Barrena piloto


Cortador de 19 mm

RWD


Cortador de 19 mm

Modificación: estabilizadory cojinete de protección

para reperforar

Registro de derrumbe

Antes Después

Estabilizador de81/2 pulgadas de OD

Collar de61/2 pulgadas

Esquema de las primeras cuatro secciones del arreglo de fondo original con una barrena concéntrica

Mejoras de diseño de las barrenas bicéntricas y de las tecnologías de rectificación durante la perforación (RWD)

Barrena de81/2 pulgadas

Adaptadores varios de61/4 pulgadas

>Nuevos diseños de perforación versus originales. Los diseños de perforación originales incluían una barrena tradicional de un compuesto policristalino de diamante (extremo superior ) , pero la dilatación de las arcillas ocasionaba problemas durante los viajes de entrada y salida del pozo. Los ingenieros rediseñaron el BHA para incorporar una barrena bicéntrica de menor diámetro y una combinación de tecnología de rectificación durante la perforación (RWD) (cuadrado canela). La tecnología RWD hizo posible la perforación de pozos sobredimensionados, lo cual ayudó a compensar el fenómeno de dilatación y lograr los diámetros previstos para la tubería de revestimiento. Las optimizaciones posteriores incluyeron cortadores más grandes y un conjunto de cortadores de respaldo para mejorar la ROP (cuadrado azul). Un cambio en el número de boquillas y en su diámetro redujo de manera asombrosa los derrumbes que estaban causando problemas de cementación (extremo inferior ) . La decisión de rediseñar la barrena se tomó en parte para encarar las reacciones de la arcilla. Un nuevo sistema de lodo inhibió con éxito las arcillas, y ahora los ingenieros están reconsiderando el empleo de una barrena concéntrica para mejorar la eficiencia de la perforación.

Volumen 22, no.1 15

evitar su contaminación con agua. El sistema de lodo KLA-STOP era compatible con las lutitas del Campo Casabe y poseía las mejores propiedades para la inhibición de estas reacciones: la composi-ción de sus fluidos, contiene una amina cuaternaria que impide que el agua penetre en las formaciones objetivo a través del depósito de un recubrimiento sintético a lo largo de la pared del pozo.

No obstante, cuando el nuevo sistema se puso en práctica no logró satisfacer las expectativas y la litología reactiva siguió afectando el tiempo de perforación. Las iteraciones del diseño continua-ron hasta el año 2008; en ese momento, los espe-cialistas habían incrementando la concentración de KLA-STOP hasta alcanzar un 2% y habían agre-gado entre 3% y 4% de cloruro de potasio [KCl]. Sin embargo, los problemas de pozos persistieron y los especialistas llegaron a la conclusión de que otro contaminante podría estar afectando el sis-tema de lodo. Utilizando muestras de núcleos de una amplia variedad de pozos, los analistas midie-ron los tamaños de las gargantas de poros y los especialistas de laboratorio efectuaron un análi-sis mineralógico para determinar las causas.

Las pruebas indicaron que las concentraciones de esmectita, previamente identificada como la arcilla dilatada, se reducían a medida que aumen-taba la profundidad. Pero el análisis mineralógico reveló además la presencia de ilita y caolinita, las cuales no se incluyeron como parte de la investi-gación del sistema de lodo original. Estas arcillas dispersivas se rompen en el lodo, en contacto con el agua, causando problemas de perforación tales como el empastamiento de la barrena y además incrementan la viscosidad del lodo, haciendo menos precisas las curvas de densidad del lodo. Un conocimiento más completo de las condicio-nes de fondo de pozo permitió a los ingenieros diseñar un nuevo sistema de lodo con los inhibido-res de arcilla KLA-GARD B y IDCAP D mejorados. El KCl fue eliminado por completo del fluido, lo cual ayudó a reducir el impacto ambiental y el proceso de limpieza.

El estudio mineralógico demostró porqué el hecho de perforar en las zonas con inyección de agua fue obviamente problemático. Los métodos existentes para evitar el influjo de agua consistían en cerrar diversos pozos inyectores durante varias semanas antes de proceder a perforar para redu-cir la presión. En un caso extremo, 40 pozos inyec-tores fueron puestos fuera de servicio para perforar sólo 2 pozos; esto, en última instancia, redujo las tasas de producción.

Los especialistas investigaron las distintas for-mas de reducir el influjo de agua, limitando al mismo tiempo cualquier efecto sobre los progra-mas de inyección de agua. En lugar de cerrar los

pozos inyectores, podían incrementar la produc-ción en las capas que constituían los objetivos de perforación, aunque esto implicara la producción de grandes volúmenes de agua. Por otro lado, los pozos de producción conectados que se encontra-ban cerrados en ese momento, podían ser reacti-vados y si no contaban con ningún sistema de bombeo, cabía la posibilidad de que la presión se hubiera incrementado lo suficiente para que pro-dujeran en forma natural. Sólo después de que estos pasos fueran adoptados y se consideraran insuficientes, la alianza consideraría el cierre de los pozos inyectores.

Otra parte de la investigación consistió en la reducción del tiempo de cierre de los pozos inyec-tores. Para evitar el influjo de agua, los pozos inyectores fueron puestos fuera de servicio 15 días antes de que comenzara el proceso de perfora-ción. No obstante, se observó que para evitar la provisión de agua del pozo inyector a la localiza-ción de perforación, los pozos inyectores podían cerrarse justo antes de que la barrena penetrara la zona conectada. Además, con las medidas de reducción de la presión en base a la producción, el tiempo de cierre de los pozos inyectores se redujo de siete días a sólo dos, dependiendo del nivel de producción.

La persistencia de las dificultades asociadas con el atascamiento de las tuberías y los proble-mas asociados con los viajes de entrada y salida del pozo llevaron a la alianza a buscar otras opcio-nes. Después del análisis inicial de los problemas relacionados con la perforación, los ingenieros

seleccionaron una barrena bicéntrica y tecnolo-gías de rectificación durante la perforación.14 Un pozo piloto, el pozo CB-1054, fue perforado con el nuevo equipamiento, y los tiempos de viajes de entrada y salida del pozo se redujeron notable-mente. Los ingenieros utilizaron los resultados del pozo piloto para optimizar los diseños de la barrena y del arreglo de fondo (BHA). Los espe-cialistas efectuaron pruebas de resistencia a la compresión no confinada en muestras de núcleos extraídas de numerosas profundidades en diver-sos pozos del Campo Casabe, las cuales arrojaron valores que oscilaban entre 585 y 845 lpc [4.0 y 5.8 MPa]. Los resultados de este análisis permitieron a los ingenieros optimizar el número de cortado-res primarios e introducir cortadores de respaldo en la barrena (página anterior).

Desde la introducción de nuevas tecnologías y prácticas actualizadas, los problemas de perfora-ción surgidos en el Campo Casabe han sido resueltos. La perforación de pozos de mejor cali-dad incrementó la efectividad de las operaciones de cementación. Los tiempos de viajes de entrada y salida del pozo se redujeron en más del 22%. Se lograron ROPs más altas con configuraciones actualizadas de cortadores y un motor hidráulico direccional de potencia extendida PowerPak XP (abajo). La mayoría de los pozos nuevos del Campo Casabe poseen agujeros direccionales de tipo S, de más de 1.6 km [5,200 pies] de profundi-dad, para evitar colisiones con los pozos existen-tes y nuevos, o acceder a las reservas existentes en las zonas de fallas.

> Resultados de perforación. Las nuevas tecnologías RWD y de perforación con barrena bicéntrica produjeron un impacto considerable, mejorando la calidad del pozo, reduciendo los tiempos totales de viajes de entrada y salida del pozo, incrementando la ROP, minimizando el riesgo de atascamiento de la tubería, reduciendo las operaciones de rectificado, y mejorando la calidad de las operaciones de cementación primaria. Los tiempos promedio de las operaciones de perforación se redujeron de 15.3 días a 6.8 días.


Pozo

2004

a 2

006

Aver

age

drill

ing

time,

day

s

2004 to 20060

3

6

9

12

15

18

2007 2008

Operational year

2009 2010

15.3

13.5

11.410.5

6.8

Núm

ero

de d

ías

0

3

6

9

12

15

18

2007

2008

2009

CB 1

125D

CB 1

127D

CB 1

126D

CB 1

271D

CB 1

140D

CB 1

129D

CB 1

251

CB 1

110D

CB 1

147D

CB 1

184D

CB 1

137D

Tiempo de perforaciónpromedio para el año

2010

Pozos optimizados en el año 2009,profundidad promedio 5,400 pies

16 Oilfield Review


Areniscas A

Areniscas B

Pozo nuevo

Petróleo

Agua

Litología

Arenisca

Agua ligada

4,850

4,950

5,000

4,900

Prof.,pies

Centro de InvestigacionesDoll de Schlumberger

mD0.1 1,000

4,900

Timur-Coates

Permeabilidad

Resistividad

mD0.1 1,000Porosidad-neutrón

%60 0

Densidad volumétrica

g/cm31.65 2.65

Valor de corte de T2

ms0.3 3,000

Arreglo AIT de 10 pulgadas

Fluido ligado por capilaridad Arcilla 1

ohm.m0.1 1,000


ohm.m0.1 1,000


ohm.m0.1 1,000


ohm.m0.1 1,000


ohm.m0.1 1,000

Zona invadida

ohm.m0.1 1,000

Porosidad de poros pequeños

Media logarítmica de T2

Distribución de T2

ms0.3 3,000

0 29

4,90

4 a

4,92

2 pi

esM

D4,

883

a 4,

892

pies

MD

0 500 1,000 1,500Presión, lpc

Presión original

Areniscasagotadas

Hidrostático

Falla 130

Prof

undi

dad,

pie

s

2,000 2,500 3,000 3,5005,500

5,000

4,500

4,000

3,500

3,000

2,500

2,000

Falla 120

Datos PressureXpress Hidrostáticos Gradiente normal

> Descubrimiento de lo inesperado en el Pozo CSBE 1069. Un pozo nuevo, perforado para acceder a la Arena B en el Bloque V (derecha) reflejó un cambio en las prácticas previas; en esta área, las areniscas B fueron consideradas como agotadas e invadidas por agua. Después de que la interpretación de los registros de lodo indicara rastros de petróleo en dos localizaciones, Schlumberger adquirió registros de presión y de resonancia magnética nuclear en los intervalos de baja resistividad. La interpretación del registro CMR-Plus (izquierda) confirmó la presencia de petróleo (áreas sombreadas en verde, Carril 4). Los datos de presión (inserto central ) indicaron que las zonas de petróleo pasado por alto se encontraban con la presión de yacimiento original (recuadro azul) a lo largo del gradiente normal.

Pozos y resultados nuevosLas areniscas del Campo Casabe han sido desa-rrolladas extensivamente; no obstante, en los campos maduros es común descubrir petróleo en lugares inesperados. Por ejemplo, algunas zonas del Campo Casabe fueron pasadas por alto por-que, utilizando las herramientas de resistividad tradicionales, es difícil detectar aquellas zonas

productivas de baja resistividad; existen herra-mientas alternativas que se analizan más ade-lante. Otras zonas resultaron inaccesibles porque la falta de datos estructurales tornaba muy alto el riesgo de perforación. Utilizando la información estructural adquirida por la alianza, el operador está desarrollando ahora la sección de la estruc-tura anticlinal del Campo Casabe que se encuen-

Volumen 22, no.1 17

tra en la posición estructuralmente más elevada, en las areniscas B del Bloque V.

Un solo pozo de este bloque, el pozo de explo-ración Casabe 01, ubicado echado abajo en el flanco del anticlinal, exhibió rastros de petróleo en las areniscas delgadas de las zonas cenitales, pero estas zonas nunca habían sido probadas. Un pozo nuevo, situado echado arriba con respecto al pozo de exploración, fue propuesto para desa-rrollar las areniscas A. Después de revisar los nuevos datos sísmicos 3D y la longitud proyec-tada de la pata de petróleo, los geocientíficos revisaron la profundidad total para este pozo recién propuesto y sugirieron su profundización hasta alcanzar las areniscas B.

Los datos de este pozo nuevo incluyeron la cromatografía efectuada con el lodo proveniente de las areniscas B, la cual reveló la presencia de rastros de petróleo bien definidos, y la interpreta-ción de los registros confirmó la presencia de petróleo. Este petróleo se debe a una falta de dre-naje de los pozos ubicados echado arriba. Los datos nuevos, adquiridos con la herramienta LWD PressureXpress, indicaron que la presión del com-partimiento coincidía con la presión original. La interpretación de los datos obtenidos con los registros de resonancia magnética combinable CMR-Plus confirmó la presencia de petróleo móvil (página anterior). El intervalo fue terminado y el pozo produjo 211 bbl/d [34 m3/d] de petróleo sin

> Confirmación de la zona productiva de baja resistividad en base a los registros. La interpretación de los registros del Pozo CSBE 1060 indicó la presencia de zonas de areniscas arcillosas con salinidades de más de 50,000 ppm de NaCl. La identificación del petróleo en presencia de agua de formación de alta salinidad puede ser difícil porque las mediciones de resistividad no pueden ser utilizadas para distinguir ambos elementos (área sombreada en rojo en el carril de Resistividad). Las areniscas arcillosas poseen mayor contenido de agua que las areniscas solas y se necesita una alternativa a las mediciones de resistividad. La herramienta CMR-Plus que mide el tiempo de relajación de las moléculas de hidrógeno para identificar la existencia de petróleo y agua, reveló la presencia de petróleo (petróleo libre, área sombreada en rojo). En base a estos resultados, se probó el intervalo y se obtuvo petróleo limpio, confirmando la existencia de la zona productiva de baja productividad en el Campo Casabe.


Prof.,

pies

Calibrador

Pulgadas 166

5,200

5,350

5,250

Agua libre

5,300

Petróleo libre

Timur-Coates

mD 1,0000.1

Valor de corte de T2

ms 3,0000.3

Rayos gamma computado

ºAPI 1400

Potencial espontáneo

mV –4060


ohm.m 200.2


ohm.m 200.2

Porosidad-neutrón

% 060

Densidad volumétrica

g/cm3 2.651.65

Zona invadida

Resistividad

ohm.m 200.2Arreglo AIT

de 30 pulgadas

ohm.m 1,0000.1

Arreglo AITde 60 pulgadas

ohm.m 1,0000.1 Porosidad totalCMR-Plus

Fluido ligado porcapilaridad Petróleo

Porosidad de porospequeños

% 040

Fluido ligado CMR-Plus

% 030

Agua ligada CMR-Plus

% 030

Porosidad-densidad

% 030Porosidad 3 msCMR-Plus

% 040

Fluido libre

% 040

Ahusamiento defluido libre

% 040

Porosidad-densidad

% 040

Zona invadida

ohm.m 1,0000.1

Permeabilidad

Resistividad

Agua desplazada

Agua ligada

Media logarítmicade T2

ms 3,0000.3

Distribución de T2

290

corte de agua. Históricamente, los especialistas no buscaron petróleo echado abajo en el Campo Casabe porque la formación más profunda había sido señalada como una zona de agua.

El campo deparó otra sorpresa durante un reemplazo rutinario de un pozo fuera de servicio. Un pozo productor había sido dañado mecánicamente como resultado de la producción de arena inducida por la inyección de agua. Por consiguiente, se plani-ficó un reemplazo utilizando factores de diseño mejorados recopilados exhaustivamente a partir de la investigación de los incidentes de aplasta-miento de las tuberías de revestimiento. El ope-rador perforó el pozo en las areniscas C con el fin de extraer núcleos. Antes de la perforación, esta zona se consideraba potencialmente acuífera, pero durante la perforación, la interpretación de los registros de lodo indicó que en estas areniscas más profundas podría haber petróleo. La inter-pretación de los registros no fue concluyente debido a la baja resistividad; se requería un nuevo enfoque para identificar el petróleo móvil (izquierda).

La interpretación de los datos CMR-Plus indicó la presencia de petróleo móvil correspondiente a los rastros de petróleo observados en los registros de lodo. En base a estos resultados, el operador decidió someter a prueba el pozo, el cual produjo 130 bbl/d [21 m3/d] de petróleo sin corte de agua. Después de seis meses, la producción acumulada alcanzó 11,000 bbl [1,750 m3] sin corte de agua. Estos valores representan la existencia de reservas adicionales donde no se esperaban.

El proyecto de redesarrollo del Campo Casabe se encuentra ahora en su sexto año, revitalizando el campo petrolero maduro. Las cifras recabadas a comienzos de 2010 muestran que la Alianza Casabe incrementó las tasas generales de produc-ción en casi un 250% desde el año 2004. Esta mejora se debe en parte a un estudio por vía rápida que identificó rápidamente las causas raí-ces que inciden en la eficiencia de los programas de inyección en el campo y permitió descubrir reservas adicionales de petróleo utilizando datos recientemente adquiridos.

La colaboración entre Ecopetrol SA y Schlumberger resultó notablemente exitosa y está previsto que esta asociación continúe con la histo-ria de este campo hasta el año 2014. En el Campo Casabe sur recién definido, se están agregando pozos de producción gracias al levantamiento sís-mico 3D del año 2007 y al mejoramiento de los métodos de adquisición de registros. Se espera que las nuevas prácticas de perforación y las nue-vas tecnologías de inyección de agua permitan alcanzar tasas de producción comercial por muchos años más. —MJM

casabe: revitalización de un campo maduro

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