Planificación
Antes de perforar un pozo, un geólogo o geofísico identifica un objetivo geológico para cumplir los objetivos del pozo.
- Para un pozo de producción, el objetivo se elige para optimizar la producción del pozo y gestionar el drenaje del yacimiento.
- Para un pozo de exploración o evaluación, el objetivo se elige para confirmar la existencia de un yacimiento de hidrocarburos viable o para conocer su extensión.
- Para un pozo de inyección, el objetivo se selecciona para ubicar el punto de inyección en una zona permeable, que puede soportar la eliminación de agua o gas y/o empujar los hidrocarburos hacia los pozos de producción cercanos.
- La broca, ayudada por el peso de la sarta de perforación que tiene encima, corta la roca. Hay diferentes tipos de broca; algunas provocan la desintegración de la roca por fallo de compresión, mientras que otras cortan la roca a medida que la broca gira.
- El fluido de perforación, también conocido como «lodo», se bombea por el interior de la tubería de perforación y sale por la broca. Los principales componentes del fluido de perforación suelen ser el agua y la arcilla, pero también suele contener una compleja mezcla de fluidos, sólidos y productos químicos que deben adaptarse cuidadosamente para proporcionar las características físicas y químicas correctas necesarias para perforar el pozo con seguridad. Entre las funciones particulares del lodo de perforación están la refrigeración de la broca, la elevación de los recortes de roca a la superficie, la prevención de la desestabilización de la roca en las paredes del pozo y la superación de la presión de los fluidos en el interior de la roca para que éstos no entren en el pozo. Algunos pozos petrolíferos se perforan con aire o espuma como fluido de perforación.
- Los «recortes» de roca generados son barridos por el fluido de perforación mientras circula de vuelta a la superficie fuera de la tubería de perforación. A continuación, el fluido pasa por unos «agitadores» que separan los recortes del fluido bueno, que se devuelve al pozo. La vigilancia de las anomalías en los recortes que regresan y el control del volumen del pozo o de la velocidad de retorno del fluido son imprescindibles para detectar a tiempo las «patadas». Una «patada» se produce cuando la presión de la formación a la profundidad de la broca es mayor que la cabeza hidrostática del lodo que se encuentra por encima, lo cual, si no se controla temporalmente cerrando los preventores de reventones y, en última instancia, aumentando la densidad del fluido de perforación, permitiría que los fluidos de la formación y el lodo subieran por el espacio anular de forma incontrolada.
- La tubería o la sarta de perforación a la que está unida la broca se alarga gradualmente a medida que el pozo se hace más profundo atornillando secciones adicionales de 9 m (30 pies) o «uniones» de la tubería bajo el kelly o topdrive en la superficie. Este proceso se denomina conexión. El proceso denominado «tripping» consiste en sacar la broca del pozo para sustituirla (tripping out) y volver a introducir una nueva broca (tripping in). Las uniones pueden combinarse para que el disparo sea más eficaz al sacar la broca del agujero, creando soportes de uniones múltiples. Un triple convencional, por ejemplo, sacaría la tubería del pozo de tres en tres y la apilaría en la torre de perforación. Muchas plataformas modernas, denominadas «super singles», sacan la tubería de una en una, colocándola en soportes a medida que avanzan.
El objetivo (el punto final del pozo) se emparejará con una ubicación en la superficie (el punto inicial del pozo), y se diseñará una trayectoria entre ambos. Hay muchas consideraciones a tener en cuenta a la hora de diseñar la trayectoria, como la distancia a cualquier pozo cercano (anticolisión) o si este pozo se interpondrá en el camino de futuros pozos, tratando de evitar las fallas si es posible y ciertas formaciones pueden ser más fáciles/más difíciles de perforar en ciertas inclinaciones o azimuts.
Una vez identificada la trayectoria del pozo, un equipo de geocientíficos e ingenieros desarrollará un conjunto de presuntas propiedades del subsuelo que se perforará para llegar al objetivo. Estas propiedades incluyen la presión de poros, el gradiente de fractura, la estabilidad del pozo, la porosidad, la permeabilidad, la litología, las fallas y el contenido de arcilla. Este conjunto de supuestos es utilizado por un equipo de ingeniería de pozos para realizar el diseño de la tubería de revestimiento y el diseño de la terminación del pozo, y luego la planificación detallada, en la que, por ejemplo, se seleccionan las brocas, se diseña un BHA, se selecciona el fluido de perforación y se redactan procedimientos paso a paso para proporcionar instrucciones para ejecutar el pozo de manera segura y rentable.
Con la interacción de muchos de los elementos en el diseño de un pozo y la realización de un cambio en uno de ellos tendrá un efecto en muchas otras cosas, a menudo las trayectorias y los diseños pasan por varias iteraciones antes de que se finalice un plan.
Derivación de la perforación
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El pozo se crea perforando un agujero de 12 cm a 1 metro de diámetro en la tierra con un equipo de perforación que hace girar una barra de perforación con una broca. Una vez perforado el pozo, se colocan en él tramos de tubería de acero (revestimiento) de diámetro ligeramente inferior al de la perforación. Se puede colocar cemento entre el exterior de la tubería de revestimiento y la perforación, lo que se conoce como el espacio anular. El revestimiento proporciona integridad estructural al pozo recién perforado, además de aislar las zonas de alta presión potencialmente peligrosas entre sí y de la superficie.
Con estas zonas aisladas de forma segura y la formación protegida por el revestimiento, el pozo puede ser perforado a mayor profundidad (en formaciones potencialmente más inestables y violentas) con una broca más pequeña, y también revestido con un revestimiento de menor tamaño. Los pozos modernos suelen tener de dos a cinco conjuntos de tamaños de orificios sucesivamente más pequeños perforados uno dentro de otro, cada uno cementado con revestimiento.
Para perforar el pozo
Todo este proceso se ve facilitado por una plataforma de perforación que contiene todo el equipo necesario para hacer circular el fluido de perforación, izar y girar la tubería, controlar el fondo del pozo, eliminar los recortes del fluido de perforación y generar energía in situ para estas operaciones.
Completar
Después de perforar y revestir el pozo, hay que «completarlo». La terminación es el proceso por el cual se habilita el pozo para producir petróleo o gas.
En una terminación de pozo entubado, se realizan pequeños agujeros llamados perforaciones en la porción de la tubería de revestimiento que pasó por la zona de producción, para proporcionar un camino para que el petróleo fluya desde la roca circundante hacia la tubería de producción. En la terminación de pozos abiertos, a menudo se instalan «pantallas de arena» o un «paquete de grava» en la última sección del yacimiento perforada y no revestida. Éstos mantienen la integridad estructural del pozo en ausencia de revestimiento, al tiempo que permiten el flujo desde el yacimiento hacia el pozo. Las rejillas también controlan la migración de las arenas de la formación hacia los tubulares de producción y el equipo de superficie, lo que puede ocasionar lavados y otros problemas, sobre todo en las formaciones arenosas no consolidadas de los yacimientos de alta mar.
Una vez que se ha creado una vía de flujo, se pueden bombear ácidos y fluidos de fracturación en el pozo para fracturar, limpiar o preparar y estimular de otro modo la roca del yacimiento con el fin de producir hidrocarburos de forma óptima en el pozo. Por último, la zona situada por encima de la sección del yacimiento del pozo se empaqueta dentro de la tubería de revestimiento y se conecta a la superficie a través de una tubería de menor diámetro denominada «tubing». Esta disposición proporciona una barrera redundante contra las fugas de hidrocarburos, además de permitir la sustitución de las secciones dañadas. Además, el área de sección transversal más pequeña de la tubería produce los fluidos del yacimiento a una mayor velocidad para minimizar el retroceso del líquido que crearía una contrapresión adicional, y protege la tubería de revestimiento de los fluidos corrosivos del pozo.
En muchos pozos, la presión natural del yacimiento del subsuelo es lo suficientemente alta para que el petróleo o el gas fluyan hacia la superficie. Sin embargo, este no es siempre el caso, especialmente en los yacimientos agotados donde las presiones han sido reducidas por otros pozos productores, o en yacimientos de petróleo de baja permeabilidad. La instalación de una tubería de menor diámetro puede ser suficiente para ayudar a la producción, pero también pueden ser necesarios métodos de elevación artificial. Las soluciones más habituales son las bombas de fondo de pozo, el gas lift o los gatos de bombeo de superficie. En los últimos diez años se han introducido muchos sistemas nuevos para la terminación de pozos. Los sistemas de empacadores múltiples con puertos de fracturación o collares de puerto en un sistema todo en uno han reducido los costes de terminación y mejorado la producción, especialmente en el caso de los pozos horizontales. Estos nuevos sistemas permiten que las tuberías de revestimiento se introduzcan en la zona lateral con la colocación adecuada del empacador/puerto de fracturación para una óptima recuperación de hidrocarburos.
ProducciónEditar
La etapa de producción es la más importante de la vida de un pozo; cuando se produce el petróleo y el gas. En este momento, las plataformas petrolíferas y de reparación utilizadas para perforar y completar el pozo se han desplazado fuera del pozo, y la parte superior suele estar equipada con una colección de válvulas llamada árbol de Navidad o árbol de producción. Estas válvulas regulan las presiones, controlan los flujos y permiten el acceso al pozo en caso de que sea necesario realizar más trabajos de terminación. Desde la válvula de salida del árbol de producción, el flujo puede conectarse a una red de distribución de tuberías y tanques para suministrar el producto a refinerías, estaciones de compresión de gas natural o terminales de exportación de petróleo.
Mientras la presión en el yacimiento se mantenga lo suficientemente alta, el árbol de producción es todo lo que se necesita para producir el pozo. Si la presión se agota y se considera económicamente viable, se puede emplear un método de levantamiento artificial mencionado en la sección de terminaciones.
Los trabajos de remediación suelen ser necesarios en pozos más antiguos, que pueden necesitar tuberías de menor diámetro, eliminación de incrustaciones o parafinas, trabajos de matriz ácida, o completar nuevas zonas de interés en un yacimiento menos profundo. Estos trabajos de reparación pueden realizarse con equipos de reparación -también conocidos como unidades de extracción, equipos de terminación o «equipos de servicio»- para extraer y sustituir la tubería, o mediante el uso de técnicas de intervención en pozos con tubería flexible. Dependiendo del tipo de sistema de elevación y del cabezal del pozo, se puede utilizar un equipo de varilla o flushby para cambiar una bomba sin tirar de la tubería.
Se pueden utilizar métodos de recuperación mejorada como la inundación con agua, la inundación con vapor o la inundación con CO2 para aumentar la presión del yacimiento y proporcionar un efecto de «barrido» para empujar los hidrocarburos fuera del yacimiento. Estos métodos requieren el uso de pozos de inyección (a menudo elegidos a partir de antiguos pozos de producción en un patrón cuidadosamente determinado), y se utilizan cuando se enfrentan a problemas de agotamiento de la presión del yacimiento, alta viscosidad del petróleo, o incluso pueden emplearse al principio de la vida de un yacimiento. En algunos casos, dependiendo de la geomecánica del yacimiento, los ingenieros de yacimientos pueden determinar que el petróleo recuperable final puede aumentar aplicando una estrategia de inyección de agua al principio del desarrollo del yacimiento en lugar de más tarde. Estas técnicas de recuperación mejorada suelen denominarse «recuperación terciaria».
AbandonoEditar
Se dice que un pozo alcanza un «límite económico» cuando su tasa de producción más eficiente no cubre los gastos de explotación, incluidos los impuestos.
El límite económico para los pozos de petróleo y gas puede expresarse mediante estas fórmulas:
Yacimientos petrolíferos:
E L o i l = W I × L O E N R I × ( 1 – T ) {\displaystyle {EL}_{oil}={frac {WI}\times {LOE}{{NRI}\times (1-{T})}}.
Campos de gas:
E L g a s = W I × L O E N R I × ( 1 – T ) {\displaystyle {EL}_{gas}={frac {{WI}{tiempos {LOE}}{NRI}{tiempos (1-{T})}}
Donde:
E L o i l {{displaystyle}{{petroleo}}
E L g a s {\displaystyle {EL}_{gas}
is a gas well’s economic limit in thousand standard cubic feet per month (MSCF/month).
P o , P g {\displaystyle {P}_{o},{P}_{g}}
are the current prices of oil and gas in dollars per barrels and dollars per MSCF respectively.
L O E {\displaystyle {LOE}}
is the lease operating expenses in dollars per well per month.
W I {\displaystyle {WI}}
working interest, as a fraction.
N R I {\displaystyle {NRI}}
net revenue interest, as a fraction.
G O R {\displaystyle {GOR}}
gas/oil ratio as SCF/bbl.
Y {\displaystyle {Y}}
condensate yield as barrel/million standard cubic feet.
T {\displaystyle {T}}
Cuando el límite económico se eleva, la vida del pozo se acorta y se pierden las reservas probadas de petróleo. Por el contrario, cuando el límite económico se reduce, la vida del pozo se alarga.
Cuando se alcanza el límite económico, el pozo se convierte en un pasivo y se abandona. Algunos pozos abandonados se taponan posteriormente y el lugar se recupera; sin embargo, el coste de estos esfuerzos puede ser de millones de dólares. En este proceso, se retira la tubería del pozo y se rellenan secciones del pozo con hormigón para aislar la trayectoria del flujo entre las zonas de gas y agua entre sí, así como la superficie. A continuación, se excava la superficie alrededor de la boca del pozo y se cortan la cabeza del pozo y la tubería de revestimiento, se suelda un tapón y se entierra.
En el límite económico suele quedar una cantidad importante de petróleo irrecuperable en el yacimiento. Puede resultar tentador aplazar el abandono físico durante un largo periodo de tiempo, esperando que el precio del petróleo suba o que se perfeccionen nuevas técnicas de recuperación complementaria. En estos casos, se colocan tapones temporales en el fondo del pozo y se colocan candados en la boca del pozo para evitar su manipulación. Hay miles de pozos «abandonados» en toda Norteamérica, a la espera de ver qué hace el mercado antes de su abandono definitivo. A menudo, las disposiciones del contrato de arrendamiento y la normativa gubernamental suelen exigir un abandono rápido; la responsabilidad y las cuestiones fiscales también pueden favorecer el abandono.
En teoría, un pozo abandonado puede volver a entrar y restaurar la producción (o convertirse en un servicio de inyección para la recuperación suplementaria o para el almacenamiento de hidrocarburos en el fondo del pozo), pero la reentrada suele resultar difícil mecánicamente y costosa. Tradicionalmente se han utilizado tapones de elastómero y cemento con distintos grados de éxito y fiabilidad. Con el tiempo, pueden deteriorarse, especialmente en entornos corrosivos, debido a los materiales con los que se fabrican. Los tapones puente convencionales también tienen relaciones de expansión muy pequeñas, lo que limita su uso en pozos con restricciones. Por otra parte, los tapones de alta expansión, como los empacadores inflables, no tienen la capacidad de presión diferencial requerida para muchos abandonos de pozos, ni proporcionan un sello hermético al gas. Se han desarrollado nuevas herramientas que facilitan el reingreso, estas herramientas ofrecen raciones de expansión más altas que los tapones puente convencionales y capacidades de presión diferencial más altas que los empacadores inflables, todo ello proporcionando un sello hermético al gas con clasificación V0 que el cemento no puede proporcionar.