Trabajo de Corazonamiento de Alto Angulo

en la Cuenca del Putumayo

Autores: Ciro Saavedra, Halliburton; Juan Torres, Halliburton); Miyela Labrador, Halliburton; y Jorge Diago, Gran Tierra Energy


 

Introducción

El crecimiento de la necesidad de hidrocarburos para un mundo en constante desarrollo, impulsa a la industria del Petróleo y Gas a explorar retos cada vez más demandantes. Los que además de requerir de alta tecnología, deben de buscar un balance entre lo factible y lo deseable sin dejar de lado el camino de las normas y los estándares internacionales.

Las operaciones de corazonamiento, (ó de Coring, haciendo referencia a su denominación en el idioma inglés), no están exentas de esta evolución, y con frecuencia nos encontramos en situaciones que complican la extracción de una muestra de roca de formación. Las nuevas configuraciones de pozos terminan resultando atípicas para sus áreas, lo cual supone un reto para la recuperación del también llamado “testigo de fondo”.

Técnicamente hablando, se ha definido que un proceso de corazonamiento, es exitoso cuando cumple con dos condiciones principales; el que la cantidad de roca recuperada en superficie equivalga a la cantidad de roca perforada; y que la cantidad de esta muestra tenga concordancia con las necesidades estipuladas en la programación del trabajo. Tomando en cuenta estos dos factores como métricas, cada compañía de servicio está desarrollando su tecnología para alcanzarlas bajo las nuevas condiciones a las que el desarrollo de los campos nos conduce.

Con un reciente desafío en los campos de Gran Tierra Energy, en la Cuenca del Putumayo, la industria Colombiana del Petróleo y Gas tenía la oportunidad de ver que las capacidades tecnológicas acortaban la brecha en cuanto a retos para la extracción de muestras de fondo de pozo.

Operaciones de alto ángulo en la selva colombiana y sus retos

La cuenca Caguán-Putumayo abarca una región de más de 100,000 Km2 en el suroeste de Colombia, en donde se han perforado casi un centenar y medio de pozos, con un relativo porcentaje de éxito basado en el número de unidades productoras económicamente rentables. Es una zona muy dinámica en donde existe una gran multiculturalidad y bio-diversidad por estar situada en un área ambientalmente sensible que en varios aspectos se considera remota. (Fig. #1)

Las operaciones petroleras en esta zona iniciaron hace más de 80 años, llegando a tener una continuidad consistente a partir del inicio del nuevo milenio, en donde la conjugación de varios factores como la protección del medio, derechos étnicos, necesidades de producción de crudo y actividades de grupos irregulares incrementaron la complejidad de los esquemas para la perforación de pozos.

Gran Tierra Energy (GTE), como una de las operadoras en la Cuenca del Putumayo, desde hace unos años atrás, ha venido desarrollando el campo Villeta, con pozos de avanzada y desarrollo que hasta el día de hoy siguen aportando con información para caracterizar el yacimiento e identificar las propiedades petrofísicas de la roca que permitirán tomar las mejores decisiones futuras.

En el avance de estas operaciones, GTE encontró la necesidad de corazonar la formación Villeta en el “Intervalo Arenoso N” de su pozo prospectivo “Cumplidor 2” (Figura #2). Los objetivos del proyecto requerían mantener una trayectoria retadora de alto ángulo que no se podía sacrificar, de manera que la tecnología seleccionada debía de permitir la factibilidad y consecución de los resultados.

Recuperación de muestras de roca en pozos de alto ángulo

Atendiendo a este desafío, Halliburton Drill Bits & Services presentó un enfoque holístico basado en su estrategia de personalización de soluciones DatCISM, (Diseñar alrededor del Cliente, por sus siglas en inglés), bajo el cual se consideró cada uno de los objetivos y retos para el establecimiento de un acercamiento integral que cubriría la planificación, el diseño de las soluciones, su ejecución y entrega de resultados junto al entorno de aprendizaje que vendría como parte del proceso, el cual describimos a continuación.

Inteligencia de Aplicaciones

El primer paso del proceso DatCI inicia con la Inteligencia de Aplicaciones, en donde se buscó entender los retos específicos para establecer los objetivos del trabajo de corazonamiento, y en este sentido para el pozo Cumplidor 2 se definió que se recuperarían un total de 60 pies de la formación arenosa “N” en una sola corrida en un agujero de 8.5 pulgadas, donde se esperarían altos valores de torque y de arrastre definidos por una inclinación de casi 50 grados.
El resumen del desafío se detalla en la tabla a continuación:

El recuento de las experiencias en pozos corazonados en la Cuenca del Putumayo aportó con información limitada por el hecho de que todos aquellos trabajos fueron realizados en trayectorias sencillas en donde la inclinación del tramo a muestrear era cercana a la vertical. (Gráfica # 1). Sin embargo, los cinco trabajos analizados anteriormente en el área ofrecieron la visión necesaria para establecer el mapa de parámetros esperados para la programación de Cumplidor 2.

Personalizando las Soluciones de Optimización

La personalización del diseño incluyó diversos aspectos que fueron realizados y evaluados por equipos multidisciplinarios en la compañía de servicios y en la operadora, en los que la trayectoria representó un punto de atención dedicada debido a la identificación de dos desafíos. (Figura #3).

  1. Una larga sección de hueco abierto de 4,473 pies en la que se debería mantener una inclinación de 50 grados.
  2. El largo viaje de recuperación de la muestra con un ensamblaje estabilizado que incluía pasar los conglomerados de la formación “Pepino”

Un siguiente paso fue la selección de la configuración del ensamblaje de fondo (BHA) que asegure el corte y captura del “testigo”, para lo que iterativamente se simularon condiciones de perforación modelando las tendencias naturales de las diferentes opciones de BHAs en cuanto a inclinación y disfunciones dinámicas a través el uso del software MaxBHATM con el que se facilitó el proceso de optimización para reducir potenciales atascamientos durante el trabajo.

Los dos ensamblajes que cumplieron con las expectativas y que fueron considerados para un análisis a profundidad, fueron los estabilizados en 2 y 3 puntos con diámetros de estabilización de 8-15/32 pulgada. Para un mejor entendimiento de las comparaciones realizadas, vamos a llamar al BHA de tres (3) puntos de estabilización como “A” y al de dos (2) puntos de estabilización como “B”.

Los análisis de fuerzas sobre ambas opciones indicaron tendencias a ganar inclinación, el BHA “A” mostró una mayor capacidad de construcción, generando valores de fuerza lateral en la broca de 396 lbs-pie, mientras que la segunda alternativa indicó valores menores de 13 lbs-pie. En la Figura #4 y Figura #5 se detallan los resultados de los análisis de fuerzas, en donde un valor positivo de la fuerza lateral a la altura de la broca significa una tendencia a levantar ángulo y un valor negativo indicará lo contrario.

Con la finalidad de cotejar respuestas dinámicas, se sometió a ambas alternativas a un estudio de velocidades críticas para conocer las ventanas de estabilidad que podrían generar cada una de ellas bajo las condiciones esperadas en el trabajo. Las simulaciones de vibraciones de tipo lateral, como en este caso, el llamado “whirl”, en las Figuras de la #6 a la #7 presentan una marcación de colores según la tendencia de cada ensamblaje a que su frecuencia natural se encuentre o no dentro del umbral de una velocidad crítica. Si bien ambos BHAs muestran ventanas de estabilidad estrechas, la alternativa “B” es la que permite una mejor maniobrabilidad en el campo de parámetros operativos. Vale la pena recalcar que para el modelaje de estos análisis se utilizaron los mismos valores asumidos de peso, ROP y condiciones reológicas. La lección importante que obtuvimos fue que entre 60 y 80 RPMs teníamos una ventana de trabajo seguro que funcionaría para cualquiera de las opciones.

El ensamblaje estabilizado estaría en capacidad de perforar los 60 metros de formación arenisca de una forma estable si está acompañado por un elemento cortante que igualmente genere una acción homogénea y consistente. En este sentido se analizaron algunos tipos de brocas de corazonamiento (Core Head por su denominación en el idioma inglés). Las características buscadas exigían cumplir con los siguientes puntos:

  1. Entregar estabilidad al BHA a través de una estructura de corte no agresiva
  2. Durabilidad de diamante para el caso que se requiera incrementar peso
  3. Durabilidad de diamante para perforar el intervalo de arena sin producir desgaste que comprometa el corte de la muestra
  4. Capacidad de generar torques bajos para evitar sobre-enganchamiento de cortadores ante posibles colgamientos de sarta y liberación repentina de energía

Figura # 8, Brocas de Corazonamiento analizadas (Core Heads), 8.5” FC3743 (Izquierda), 8.5” FC3643 (Derecha)

Los candidatos para el trabajo se redujeron a brocas con cortadores de 13mm para maximizar puntos de contacto que distribuyan las cargas de peso. La primera fue la 8.5 pulgadas FC3743; broca de siete (7) aletas con cortadores Premium y un perfil con cono conservador. La segunda fue la 8.5 pulgadas FC3643; broca de seis (6) aletas con cortadores Premium y con una estructura de corte neutra para manejar fuerzas resultantes que no afecten su patrón de corte. (Figura # 8).

Figura # 9. Sistema de Corazonamiento RockStrong™. Caracteristicas principales del sistema: spacer assembly y doble cojinete

Se evaluaron en cada caso, los principios de estabilidad de los diseños, sometiendo los modelos a diferentes parámetros de perforación para observar los resultados de cada estructura de corte y sus tendencias de comportamiento. Lo cual, a más de suponer las bases para la selección de la herramienta a proponerse, también influyó en la selección del sistema de corazonamiento, mismo que debido a la complejidad de un pozo de alto ángulo fue optado por el RockStrongTM en combinación con el Full Closure System (FCSTM) de manera que se integraran características de elementos robustos junto con la mitigación de la probabilidad de atascamiento del ensamblaje de fondo al momento de cortar la muestra.

RockStrongTM es un sistema diseñado para ambientes demandantes en los que la muestra perforada estará protegida de vibraciones inducidas por formaciones duras y abrasivas. Esto es gracias a un ensamblaje de “swivel” que lo convierte en la herramienta de corazonamiento más robusta en la industria ya que no tiene ningún sello de elastómero. En situaciones de alto ángulo, como la de Cumplidor 2, las vibraciones durante la captura de la muestra causarían que la misma se atasque en el barril, con los consabidos efectos en la integridad de la roca a recuperarse. El mecanismo anti-atascamiento del sistema seleccionado garantizaría un trabajo limpio y dentro de los objetivos planteados. En ese sentido, el espaciador superior actuaría como un resorte precargado, absorbería cualquier vibración axial generada en el interior del ensamblaje, en tanto que un doble cojinete en el eje mantendría al barril interno en una posición estable para favorecer la entrada de la muestra durante su perforación.

Una vez resuelto el riesgo de no perforar una muestra continua, el siguiente punto de enfoque fue como asegurar la recuperación de la totalidad de roca muestreada. Para afrontar este reto, se incorporó el llamado “Sistema de Cerrado Total, FCSTM (o Full Closure System por su nombre en inglés) en donde una camisa colapsable que se activa hidráulicamente, brinda un seguro adicional para la captura de la muestra. En el momento en que la roca se encuentra dentro de los barriles, mediante el uso de puertos externos se generaría una presión hidráulica para colapsar la camisa interna, rodeando completamente a la roca y asegurandola al sistema de recuperación, de esta manera el ensamblaje podría viajar hacia superficie con la certeza de traer consigo los metros de formación perforados. (Figura #10).

Figura #10, A la izquierda se muestra el Sistema de Cerrado Total recibiendo la muestra. A la derecha la presión hidráulica colapsando la camisa y encerrando totalmente a la muestra de roca y asegurándola.

Ejecución Ejemplar

Con la finalización de la etapa de planeación que incluyó la definición de los sistemas a utilizar y su apropiado mapa de gerenciamiento, nos colocamos en la posición de ejecutar la operación de corazonamiento. La que empezó de la manera esperada; con un viaje a fondo que requirió el uso de rotación de la sarta con mínimas vueltas que se situaron en un máximo de 40 RPMs y que redujeron el arrastre creado por la fricción entre el ensamblaje y las paredes de un agujero de 50 grados de inclinación. Esta operación requirió de 54 horas en las cuales de manera consistente y controlada se movía el sistema de corazonamiento dentro del pozo venciendo la resistencia natural mediante rotación que minimizó el efecto de tortuosidad, fuerza boyante y alto ángulo.

Una vez en fondo, se puso en marcha el mapa de parámetros diseñado para el efecto. Los parámetros conservadores al inicio del corte del núcleo sirvieron para que pueda entrar de manera consistente y uniforme dentro del ensamblaje de recuperación. En la Gráfica #2 se aprecian los mencionados parámetros. Observen como los primeros 17 pies (desde 12,613 pies a 12,630 pies de profundidad medida (Measured depth en inglés, MD), se cortan a una tasa de penetración (Rate of Penetration como sus siglas en inglés, ROP) de 23 pies/hr y con valores de peso y caudal bastante por debajo de lo que se acostumbra en la formación “N”. Sin embargo, esta velocidad de avance no se mantuvo constante a lo largo del tramo mencionado y algunos pies fueron más lentos de cortar que otros, producto del alto ángulo, posibles puntos de colgamiento,o micro dog legs.

Gráfica #2. Parámetros de perforación usados para el corazonamiento del pozo Cumplidor 2

A partir de 12,631 pies (MD), la ROP presenta una tendencia mucho más errática que impulsó a dos medidas preventivas, el incremento paulatino del peso, buscando un valor que funcione consistentemente, llegando a triplicar los valores usados al inicio del trabajo. Y a llevar el caudal hasta 200 galones por minuto (GPM) para recibir beneficio de la potencia hidráulica sin comprometer la integridad de la muestra perforada.

Al completar el objetivo de cortar 60 pies de Formación “N”, se activa el Sistema de Cierre Total (FCSTM) para asegurar la muestra de manera dual e iniciar el viaje de salida. La operación de corte de núcleo de formación tomó en total 8.5 horas para una ROP de 7.22 pies/hr.

El viaje a superficie siguió las mismas medidas adoptadas en la bajada del ensamblaje y las 40 RPMs vencieron la fricción generada. La velocidad de salida fue mayor y el viaje se completó en 28 horas al haber hallado una menor resistencia.

En la Gráfica #3 mostramos la distribución de tiempo de las operaciones de corazonamiento en Cumplidor 2, en donde se puede apreciar el cuidado necesario durante los viajes. No solo de recuperación sino de acceso hacia el fondo del pozo. El 88% del tiempo total fue empleado en bajar y recuperar el ensamblaje de muestreo en un trabajo realizado sin inconvenientes y de acuerdo al programa de diseño.

Análisis de Desempeño

El éxito de un trabajo bien ejecutado se mide con respecto al cumplimiento de los objetivos planteados. La sarta de corazonamiento permitió la recuperación de la totalidad de los pies cortados, con 61.4 pies de formación “N” en superficie, convirtiéndose en un logro sin precedentes en el área. (Fotografía #1).

La muestra de arenisca fue consistente en cuanto a su integridad, lo que representa una fuente de datos de gran valor para los estudios petrofísicos del yacimiento. El no tener indicio alguno de lavaduras sobre el testigo de fondo nos habla muy bien sobre el caudal manejado, mismo que no sobrepasó los 200 GPMs.

Fotografía #1. Muestra de formación arenisca “N”. A la izquierda el tope del testigo (12,613 pies MD). A la derecha su base (12,674.4 pies MD)

El análisis del ensamblaje de muestreo al terminar la carrera indicó desgaste natural de sus componentes, sin elementos perdidos y sin daños significativos. Una revisión de la condición de la broca de corazonamiento (Core Head) aportó datos sobre la durabilidad de los cortadores ante los efectos de erraticidad observados durante el proceso de corte de formación, como se aprecia en el paquete de Fotografías #2, el 95% de la estructura de corte se encuentra en excelentes condiciones, en tanto que tres cortadores en las aletas 1, 2 y 7 respectivamente, tienen desgaste por astillamiento y por desgaste natural en el área del hombro.

Su evaluación IADC fue catalogada como: 0-1-CT-S-X-I-WT-BHA. Rescatando el hecho de que tanto el cono como la nariz no tuvieron ningún tipo de desgaste, en tanto que, como se indicó anteriormente, hubo presencia de astillamientos y desgaste por abrasión en el hombro. A pesar de esto, el core head mantuvo su calibre intacto.

Si bien la razón de salida del ensamblaje se registró como: por cambio del mismo (BHA), el core head llegó a la profundidad total según programa.

La muestra de arenisca fue consistente en cuanto a su integridad, lo que representa una fuente de datos de gran valor para los estudios petrofísicos del yacimiento. El no tener indicio alguno de lavaduras sobre el testigo de fondo nos habla muy bien sobre el caudal manejado, mismo que no sobrepasó los 200 GPMs.

El análisis del ensamblaje de muestreo al terminar la carrera indicó desgaste natural de sus componentes, sin elementos perdidos y sin daños significativos. Una revisión de la condición de la broca de corazonamiento (Core Head) aportó datos sobre la durabilidad de los cortadores ante los efectos de erraticidad observados durante el proceso de corte de formación, como se aprecia en el paquete de Fotografías #2, el 95% de la estructura de corte se encuentra en excelentes condiciones, en tanto que tres cortadores en las aletas 1, 2 y 7 respectivamente, tienen desgaste por astillamiento y por desgaste natural en el área del hombro.

Su evaluación IADC fue catalogada como: 0-1-CT-S-X-I-WT-BHA. Rescatando el hecho de que tanto el cono como la nariz no tuvieron ningún tipo de desgaste, en tanto que, como se indicó anteriormente, hubo presencia de astillamientos y desgaste por abrasión en el hombro. A pesar de esto, el core head mantuvo su calibre intacto.

Si bien la razón de salida del ensamblaje se registró como: por cambio del mismo (BHA), el core head llegó a la profundidad total según programa.

Fotografía 2. Fotos de desgaste del core head FC3743. Calificación IADC: 0-1-CT-S-X-I-WT-BHA. Cortadores astillados en al área de hombro

Identificando Oportunidades

El último paso del proceso DatCI consiste en el reconocimiento y documentación de aquellas áreas de mejora que se determinan a lo largo del proyecto. Buscando establecer la forma en la cual futuras ejecuciones se materialicen con mayores eficiencias. Al respecto Cumplidor 2 nos enseñó varios puntos importantes como los descritos a continuación.

La rotación de la sarta es necesaria para romper la inercia con ensamblajes de corazonamiento en inclinaciones superiores a los 50 grados. Esta rotación será imprescindible una vez que se ingresa en agujero nuevo sin revestir. Hay que considerar que en el caso de Cumplidor 2, su configuración colocaba al punto de finalización de curva (End of build por sus siglas en ingles) en la sección revestida con una larga tangente que continuó en hueco abierto. En pozos con tangentes larga de alrededor de 50 grados se encontró que 40 RPMs es un valor suficiente.

La tortuosidad del pozo juega un papel a considerar no solo en el bajado del ensamblaje sino también durante el corte de la muestra, en donde el incremento del peso debe ser paulatino hasta llegar a los valores que permitan un avance estable, en ese sentido es más beneficioso el llegar a ese valor de una sola vez (18 Klbs en el caso de Cumplidor 2) en lugar de mantener pesos variados.

La tortuosidad del pozo durante los viajes y principalmente durante el ingreso al fondo, genera variaciones de movimiento axiales que el sistema RockStrongTM supo manejar. En siguientes pozos se buscará aumentar la velocidad de viaje para optimizar tiempos.

El galonaje de 200 GPM es un valor seguro para la recuperación de núcleos de fondo en la arenisca “N”, el combinar menores caudales durante los primeros pies es la práctica adecuada. Si durante la operación necesitamos incrementar el bombeo, lo podemos hacer de manera inmediata en cuanto esto sea requerido.

Conclusiones

El trabajo mancomunado entre Gran Tierra Energy y Halliburton Drill Bits & Services, junto con el seguimiento de los pasos del proceso de enfoque holístico DatCI, permitió la adecuada planificación, ejecución y captura del conocimiento detrás del éxito del trabajo de corazonamiento de la Arena “N” en el pozo Cumplidor 2.

Por primera vez en el área de Villeta – Colombia, se planificaron y recuperaron 61.4 pies de formación en un pozo de alto ángulo y en una sola carrera representando un ahorro de 3.5 días respecto al programa.

El sistema RockStrongTM permitió una mayor velocidad en los viajes lo cual se reflejó en el ahorro generado.

RockStrongTM y el Sistema de Cierre Total FCSTM aseguraron el corte y recobro del 100% de la muestra con un mínimo desgaste en sus elementos. La ROP general se situó en 7.2 pies/hr y la broca de corazonamiento utilizada obtuvo una evaluación de desgaste IADC de 0-1-CT-S-X-I-WT-BHA.

El mapa de parámetros diseñado para el trabajo de Cumplidor 2 tanto para viajes como para corte de la muestra fueron efectivos sin haber sufrido de eventos de atascamiento o pega de tubería.

Este trabajo resume la factibilidad de obtener muestras de formación aptas para análisis petrofísicos en pozos de alto ángulo.

Se alcanzaron los dos objetivos que definen un trabajo exitoso de corazonamiento:

  1. Se recuperó en superficie la misma cantidad de roca perforada en fondo
  2. Se cumplió con la recuperación del tamaño de muestra esperado (Más de 60 pies)

 

Para obtener tener más información de las tecnologías de Corazonamiento y brocas de perforación, contacte a su representante de Halliburton Drill Bits & Services local.