Cuando la empresa Lionhead Engineering consiguió un contrato para extinguir finalmente uno de los pozos más históricos y problemáticos de Alberta -el Dingman, de 96 años- tenía una ventaja sobre los que ya lo habían intentado: lo último en tecnología de abandono de pozos.

La industria ha avanzado inmensamente desde el último intento que se hizo en 1981, que con ingenio local se allanó el camino para algunas de las más avanzadas técnicas puestas para hacer frente a los abandonos actuales.

El Presidente de Lionhead, Kary Cuthill y otros en la industria de abandono, le dan crédito al método de análisis de identificación de crudo adaptado al yacimiento en un esfuerzo conjunto entre la industria local y los investigadores de la universidad de Alberta, como uno de los métodos importantes nuevos que se están aplicando a los pozos abandonados. Eso, junto con los avances en técnicas de logging y perforación, mejores cementaciones y una tecnología de fibra óptica emergente, representa una de las herramientas que hace al abandono más fácil y económico. Nombrado en honor al hombre del petrolero Archibald Wayne Dingman, el  pozo Dingman Nº 2 ayudó a lanzar la industria del petróleo en Canadá Occidental cuando descubrió petróleo en el Valle Turney en 1914. Pero haber perforado en una era en la que la regulación era poca y la documentación casi no existía, presentaba una serie de únicos y complejos desafíos.

No sólo que los registros escaseaban, dejando mucho librando a la interpretación, sino que fueron dejados con problemas de open hole y de pérdida de circulación, además de la pérdida de gas ácido de uno de los pozos más tenaces que se mantuvo durante casi tres décadas. Cuando la empresa Gulf Canadá hizo el último intento de abandonar el pozo en 1981, no había manera de determinar el origen del gas que venteaba a metros del wellhead. Pero Lionhead lo hizo. Luego fueron desarrollados nuevos métodos de determinar firmas o huellas de isótopos de carbón por medio de estudios de gas natural de los yacimientos de petróleo pesado del área de Lloydminster a lo largo del límite de Alberta y Saskatchewan. EL uso de ese método produjo resultados sorprendentes- la pérdida de gas tenían origen en la formación Rundle, una formación hallada a más profundidad que la profundidad total del pozo  Dingman N2.

Se filtraba hacia la superficie a través de fracturas naturales en la tierra, según comenta Cuthill. “Esta información fue muy útil mientras desarrollábamos nuestro plan de abandonoâ€�, explica. De hecho, esa información resulta ser vital para un abandono rentable del trabajo atrasado de pozos inactivos en Canadá Occidental, con el potencial de salvar miles de dólares  a las compañías en un solo abandono. “Utilizamos el método de análisis de identificación de crudo (fingerprinting) en los pozos que hacemos. A veces es útil y a veces no, pero no es muy caro en comparación al costo de la reparación de un venteo de casingâ€�. “El costo de obtener las muestras y de hacerlas analizar es de alrededor de $2000, asique es bastante barato si ayuda en la evaluaciónâ€�, dice Cuthill. “Realmente es necesario saber de dónde viene la pérdida de gasâ€�.

MÉTODO DE AN�LISIS DE IDENTIFICACIÓN DE CRUDO POR ISÓTOPO DE CARBONO

Avances importantes en el desarrollo del método de análisis de identificación de crudo por isótopos de carbono para la industria petrolera fueron motivados por preocupaciones acerca de pozos con pérdidas de otro tipo- las muy comunes pérdidas reportadas de casi la mitad de los cientos de pozos de petróleo pesado perforados en el área de Lloydminster que representaban serios problemas respecto al medio ambiente para la provincia.  Liberando entre 0.01 y 200 m3 de gas por día- principalmente por venteo de casing y en menor grado, filtración a través del suelo- los pozos con pérdidas presentaban un riesgo de contaminación a las capas aquíferas superficiales, además de la amenaza de destrucción de suelos  cosechables alrededor de los pozos y la contribución al aumento de concentraciones de metano en la atmósfera.

En medio de una gran presión, A. Jensen, de la empresa Amoco Petroleum Canadá, comenzó el desarrollo en 1990. Se formó un consorcio de 8 compañías -con financiación del gobierno federal y administrado por la Asociación Canadiense de Productores de Petróleo- para estudiar el problema y desarrollar nuevas tecnologías. “Jensen vino a mi para involucrarse con la parte científica del asunto�, recuerda Karlis Muehlenbachs, un investigador de la Universidad de Alberta que se especializa en utilizar la variación de isótopos estables en muchos aspectos de geoquímica, incluida la investigación sobre la explotación de petróleo asistida in situ, el origen del gas natural superficial en Canadá Occidental, contaminación de aguas subterráneas y difusión de oxígeno en minerales.

“Trabajamos mayormente con Husky y Amoco, recolectando mas que nada muestras de venteo de casing en superficie y notamos que hay una consistente diferencia entre el venteo de casing en superficie y la columna de producciónâ€�, explica. Regulaciones ambientales cada vez más estrictas exigían que la migración de gas fuera detenida desde su fuente una vez que el pozo era abandonado. Se creía que la fuente de los gases, que migraban verticalmente desde el fondo del pozo detrás del casing, se encontraba en las formaciones Mannville, donde pozos de petróleo pesado eran perforados. Pero muestras de intervalos regulares del objetivo  analizadas con el método de identificación de crudo por isótopos indicaban que la fuente se encontraba en el esquisto del Grupo Colorado.  “Creo que el mayor avance que tuvimos fue el de poder demostrar que las pérdidas provenían de un horizonte más superficialâ€�, comenta Muehlenbachs.

“Pudimos demostrar que hay un perfil muy claro con la profundidad en las proporciones de isótopos del metano, etano y propano, y pudimos hacer coincidir muy bien el venteo superficial de casing con la plantilla del registro de lodo e identificar de dónde proviene realmente la mayor parte de las pérdidas en el área de Lloyd. “Antes de que hiciéramos eso, el trabajo de conocimiento era: “Simplemente echaremos mas cemento allí dentro y tarde o temprano dejará de perder, pero si estuviesen tratando de cementar el lado de producción, bueno, no importa cuánto cemento metan, seguirá teniendo problemas de venteo de casing. Ahora sabemos que simplemente no podemos asumir que el gas está saliendo de la zona objetivo�.

Los análisis isotópicos, llevados a cabo usando  el espectrómetro de masas de laboratorio de isótopos de la Universidad de Alberta, encontraron que mientras el metano bacterial originado en las arenas de Mannville Group no presentaban características específicas, los gases provenientes de las capas superiores de las unidades del cretáceo superior en el Colorado Group son isotópicamente diferentes. Los investigadores se sorprendieron al descubrir que los gases más profundos del Mannville Group se encontraban extendidamente biodegradados, mientras que los gases termales incipientes del Colorado Group permanecían inalterados. Las características isotópicas representan las diferentes historias genéticas de los depósitos de Mannville Group y Colorado, asegura Muehlenbachs. “El origen del gas no tiene que encajar con la edad de la roca, sino con su historiaâ€�. El gran número de pérdidas es en algún punto una función de la geología local.

Algunos de los esquistos no soportan bien el cemento, y en algunos casos las formaciones geológicas serán mas propensas a causar corrosión. “En Lloydminster hay miles de pozos y alrededor de la mitad de ellos tienen problemas de migración de gas�, comenta Muehlenbachs. “La mayoría de las pérdidas deben ser de 300 o 400m, mientras que la producción de petróleo es de alrededor de 600m. Legalmente, tarde o temprano, cada pozo deberá ser abandonado a muy alto nivel�. El trabajo en el área de Lloydminster resultó en una base de datos muy detallada que puede ser usada para determinar la profundidad de la fuente de escape, según Muehlenbachs. “Ahora tenemos mucho éxito en el área de Lloydminster. Comenzamos a hacerlo en todos lados de la cuenca sedimentaria de Canadá Occidental. Trabajamos muy bien en la mayoría de los lugares si poseemos información antes de comenzar los trabajos.

No poseemos muchos registros de lodo como nos gustaría; en algunas partes de la provincia desafortunadamente no hay mucha variación en ratios isotópicos respecto a la profundidad, asique no podemos ser muy precisos�. El consultor de abandonos, Jim Quehl, quien ha trabajado con Muehlenbachs durante muchos años bajo contrato con Devon y ahora con Husky, asegura que mientras que el método de análisis de identificación de crudo por isótopos no es la respuesta absoluta, es una herramienta importante dentro del abanico de tecnologías de abandono. El método de análisis de identificación de crudo por isótopos puede usarse también para determinar cuando una filtración de gas es causada por una pérdida en sello entre la cabeza de pozo y el venteo casing de superficie, explica “el cual es un arreglo menor que seguramente salvará mucho dinero en comparación a entrar para intentar perforar y comprimirlo con cemento�.

Fuente: New Technology Magazine

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