En el 2005,  BP Alaska comenzó a evaluar la aplicación de la tecnología de perforación en desbalance como un método para perforar pozos multilaterales en Lisburne Field. El proceso de evaluación fue decretado  como respuesta a tres retos clave en Lisburne:

1. ROP lenta a través de la formación de carbonato duro de Wahoo.
2. Frecuentes pérdidas de fluidos de perforación durante la perforación convencional.
3. Insuficiente entendimiento de la orientación, frecuencia e impacto de las fracturas en la producción.

El principal objetivo de la implementación de la tecnología en desbalance en Lisburne Field fue el mejoramiento de la productividad.  Esto debía realizarse  a través de la mejora de la ROP, de este modo permitiría que los laterales largos fueran perforados, cruzando más fracturas. La Perforación CT-UDB, también permitiría perforar multilaterales hasta la tubería de producción. Además, se pensaba que la perforación underbalanced eliminaría las pérdidas de la formación, con el beneficio lateral de mitigar potencialmente, el daño de la formación.

Un proyecto piloto de 2 pozos y 5 laterales fue aprobado. Un equipo de perforación coiled tubing fue adaptado para ser usado en el modo de perforación en desbalance. El piloto fue completado durante el verano de 2006 con un excelente performance de HSE. Aunque no sin problemas operacionales, el proyecto demostró que la perforación en desbalance podía ser usada para incrementar la velocidad de penetración y la vida del trépano.

El piloto también demostró que la perforación en desbalance podía eliminar en el pozo muchos de los problemas relacionados con la perforación convencional, volviendo factible la perforación de multilaterales de largo alcance.

INTRODUCCION: El reservorio de  carbonato de Lisburne tiene aproximadamente 2 billones bbl de OOIP. La formación Wahoo, a una profundidad de aproximadamente 8,900 pies (TVDSS) es compacta, bastante gruesa (400 pies)  y altamente consolidada, con delgadas capas de interestratificaciones de fangolita.  El fluido del reservorio es principalmente petróleo con una capa de gas cubriendo una porción del terreno.

Perforaciones previas en el reservorio se habían hecho en desbalance. Los problemas incluyeron un bajo ROP (con un promedio de 105 pies por día) y la inestabilidad de las capas de fangolita en los lodos a base de agua. La performance de producción del reservorio había sido decepcionante, con una recuperación de petróleo del 8% debido a la baja permeabilidad de la matriz y la excesiva producción de gas.

La perforación overbalanced y las técnicas de estimulación convencionales han tenido resultados variados. Esto condujo a BP a considerar la perforación en desbalance. La idea era situar laterales múltiples desde un único pozo de partida dentro de las secciones carbonadas, de esta manera se incrementaba la exposición a fracturas y se evitaba la fangolita potencialmente inestable. La principal motivación para el uso de perforación de desbalance fue la mejora de ROP y la eliminación de los problemas de perforación asociados con las operaciones Overbalanced. Otros beneficios potenciales incluían la mejora de la productividad y la caracterización del reservorio.

INGENIERIA, DISEÑO: La fase de planeación del proyecto comprendió cuatro segmentos primarios.
*Estudios de factibilidad
*Selección del candidato
*Planeamiento detallado del pozo
*Análisis de riesgos

SELECCIÓN DEL CANDIDATO:Todos los pozos fueron sometidos a un riguroso criterio de selección que consistían en:

• Restos mínimos de potencial económico para el pozo
• BHP mayor a 3,300 psi
• Significativo potencial de recursos
• Tope de la estructura mucho mas profunda que la base de gas prevista.

PLANIFICACIÓN DETALLADA DEL POZO: Para eliminar la preocupación sobre la limpieza del pozo, los problemas debajo del tubing packer  (en las 7 in.) y para dar una mayor probabilidad de aislamiento de las perforaciones del pozo de origen, la decisión fue trabajar por encima de los pozos y crear una terminación de monobore.

Los pozos fueron diseñados para usar una bobina de 2 in y perforar un pozo bi-céntrico de 3 in. El diesel fue elegido como el fluido de potencia para minimizar los problemas potenciales con la fangolita. El gas natural del campo inyectado a través del sistema de surgencia fue diseñado como ascenso del gas. Los planes direccionales fueron desarrollados para evitar las secciones de fangolita dificultosas.

FASE DE WORKOVER: Los dos pozos fueron reparados en modo discontinuo. La tubería de producción fue sacada y las perforaciones originales fueron cementadas. La nueva reparación consistió en un scab liner de 4 ½ in y una tubería de producción de 4 ½ in. Esta última incluía un TRSCSSV a 2,000 pies.

FASE DE PERFORACIÓN:

PRIMER POZO: LATERAL # 1 : Una vez que se comprobó la competencia de la dotación, la primera ventana fue fresada a 10.732 pies MD y la perforación en desbalance comenzó. Como se había planeado, la perforación comenzó con un fluido KCL 2% para mitigar el riesgo hasta que las dotaciones ganaran comodidad en las operaciones.

Una vez que la dotación ganó confianza el sistema de fluido fue cambiado a diesel.
Los problemas de transferencia de peso al trépano fueron superados experimentando con adiciones de agentes reductores de arrastre y utilizando un agitador. Los parámetros de perforación fluctuando entre 1.5 bpm y 1.7 bpm con promedios de inyecciones de gas entre los 3MMSCF/d  a los 4MMSCF/d y una BHP de aproximadamente 3200 psi (cerca de psi en desbalance para la presión de reservorio estático). Promedios de producción entre 0.3 y 0.5 bpm fueron notados mientras se perforaba.

El lateral alcanzó una profundidad total proyectada de 12800 pies. El pozo fue testeado previo a la curva desviadora para perforar la siguiente pata. Luego del test de flujo, parafina fue notada en la cañería. Muchos tramos fueron requeridos para eliminar la parafina del orificio del pozo antes de proceder.

PRIMER POZO: LATERAL #2:  El segundo lateral fue perforado desde 10707 pies a una profundidad de 12532 pies. Las condiciones iniciales fueron 1.7 bpm de diesel con 3MMSCF/d de empuje de gas para un BHP de 2900 psi. El empuje de gas fue detenido cuando la producción fue suficiente para alcanzar las condiciones de desbalance sin ayuda de surgencia por inyección de gas. El pozo fue testeado a TD. Los problemas con la parafina ocurrieron nuevamente luego del test de flujo causando una pérdida de tiempo adicional.

SEGUNDO POZO: LATERAL #1:  El equipo fue movilizado hasta el segundo pozo. La curva de desviación fue colocada y la ventana fresada. El lateral fue perforado desde 9907 pies a una profundidad proyectada de 10875 pies. La tasa de inyección fue entre 1.5 bpm y 1.7 bpm con un promedio de inyección de gas de 4.0 MMSCF/d a 4.5 MMSCF/d para un BHP entre 2850 psi y 3350 psi.

Seguido a un viaje para un cambio de BHA, no era posible para una fangolita a 9408 pies. Múltiples intentos para pasar la fangolita fallaron. La decisión fue tomada para abandonar este lateral y desviarse para evitar la zona conflictiva.

DESVIO A POZO ABIERTO: Un desvío a pozo abierto fue realizado a 9260 pies. El lateral fue perforado 9370 pies. Luego se encontró que el trépano no pasaría una fangolita previamente perforada a 9122 pies. La decisión fue abandonar el lateral y elevar el pozo.

SEGUNDO POZO. LATERAL #3:  Una nueva ventana fue cortada mas arriba en el pozo para evitar los inconvenientes con la fangolita. El lateral final fue perforado de 8936 pies a 11500 pies. Las tasas de inyección oscilaron de 1.5 bpm liquido a 1.7 bpm con tasas de  inyección de gas de 4.0 MMSCD/d a 4.5 MMSCD/d para un BHP de entre 2850 psi y 3350 psi. El gas inyectado fue detenido cuando la contribución desde una fractura a 10300 pies permitió a las condiciones underbalanced ser mantenidas sin inyección.

RESULTADOS: El equipo alcanzó incidentes cero. Sorprendente ejecución de los dos pozos, el proyecto de cinco pozos piloto incluyo:

• Un total de 9130 pies perforados en 5 laterales. Destacables ejecuciones del trépano de 780 pies, 832 pies y 977 pies MD, todos de los cuales fueron records de perforación Coiled Tubing de Lisburne: La mayoría de la longitud en pies en un día (666 pies) y el lateral  más largo de CTD de 2564 pies MD (984 pies mas largo que cualquier lateral perforado en overbalance previamente)
• Promedio ROP de 239 pies/día en el primer pozo y 286 pies/día en el segundo, el doble que los ROPs anteriores en pozos perforados overbalance.

CONCLUSIONES: El ensayo de CT-UDB de Lisburne demostró que la perforación en desbalance puede ser exitosamente implementada mientras se sigan los estrictos estándares de seguridad y medio ambiente de North Slope. No ocurrieron incidentes de seguridad. Esta tecnología puede ayudar a liberar recursos adicionales del área de Lisburne.

Traducido por Staff Petrolnews.

Fuente: Drilling Contractor

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