nuevos aspectos de la construcción de pozos multilaterales

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56 Oilfield Review Nuevos aspectos de la construcción de pozos multilaterales José Fraija Hervé Ohmer Tom Pulick Rosharon, Texas, EUA Mike Jardon Caracas, Venezuela Mirush Kaja Eni Agip Milán, Italia Ramiro Paez China National Offshore Operating Company (CNOOC) Yakarta, Indonesia Gabriel P. G. Sotomayor Petróleo Brasileiro S.A. (Petrobras) Río de Janeiro, Brasil Kenneth Umudjoro TotalFinaElf Port Harcourt, Nigeria Por su colaboración en la preparación de este artículo, se agradece a Axel Destremau, Port Harcourt, Nigeria; Robert Dillard y Jim Fairbairn, Rosharon, Texas, EUA; James Garner, Sugar Land, Texas; Gary Gill, Calgary, Alberta, Canadá; Heitor Gioppo y Joe Miller, Río de Janeiro, Brasil; Tim O’Rourke, Yakarta, Indonesia; y John Spivey, Universidad de Wyoming, Laramie, EUA. Herramienta de Adherencia del Cemento (CBT), Discovery MLT, ECLIPSE, FloWatcher, MultiPort, MultiSensor, NODAL, PowerPak XP, QUANTUM, RAPID (Acceso Confiable que Provee Drenaje Mejorado), RapidAccess, RapidConnect, RapidExclude, RapidSeal, RapidTieBack, USI (generador de Imágenes Ultrasónicas) y VISION475 son marcas de Schlumberger. Los pozos de drenaje múltiples que emergen de un pozo principal ayudan a maximizar el contacto con el yacimiento. Además de proporcionar un área de drenaje más extensa que la provista por un pozo individual, estas terminaciones de pozos multilaterales pueden reducir el riesgo global de perforación y el costo total. Para satisfacer los objetivos específicos de desarrollo de campos de petróleo y de gas en las exigentes condiciones actuales, los operadores requieren conexiones (juntas, uniones, junturas) confiables entre la tubería de revestimiento primaria del pozo principal y las tuberías de revestimiento de las ramificaciones laterales. En aras de optimizar la producción, reducir los costos y maximizar la recuperación de las re- servas, las compañías operadoras de la industria petrolera están asignando cada vez más impor- tancia a las terminaciones de pozos multilaterales; ramificaciones o pozos de drenaje, perforados desde un pozo primario. Más del 10% de los 68,000 nuevos pozos que se perforan cada año son candidatos para este tipo de terminación. La tecnología de pozos multilaterales también se utiliza en operaciones de re-entrada en pozos existentes. Las formas básicas de pozos multilaterales se conocen desde la década de 1950, pero los pri- meros métodos de perforación y los equipos de terminación iniciales resultaban adecuados sólo para ciertas aplicaciones. Las mejoras introduci- das en las técnicas de construcción de pozos durante la década de 1990 permitieron a los ope- radores perforar y terminar cada vez más pozos con ramificaciones laterales múltiples. 1 En la actualidad, los pozos principales y los tramos laterales pueden perforarse verticalmente, con altos ángulos, u horizontalmente para afrontar las distintas condiciones del subsuelo. Las configuraciones de los pozos multilatera- les varían desde un solo pozo de drenaje hasta ramificaciones múltiples en arreglos de tipo aba- nicos horizontales, apilados verticalmente, o dos tramos laterales opuestos (página siguiente). La terminación de los tramos laterales se realiza a agujero descubierto o con tuberías de revesti- miento “desprendidas”—tuberías de revesti- miento que no están conectadas al pozo principal—cementadas o sin cementar. Otros diseños de terminación utilizan arreglos mecáni- cos para lograr una adecuada conexión, integri- dad hidráulica y acceso selectivo en las conexiones entre las tuberías de revestimiento de los tramos laterales y la tubería de revesti- miento primaria del pozo principal. Como cualquier otra terminación de pozo, las tuberías de revestimiento para los tramos latera- les suelen incluir empacadores externos para garantizar el aislamiento zonal o filtros (cedazos) mecánicos para el control de la producción de arena. La producción proveniente de los tramos laterales individuales puede mezclarse entre sí o fluir hacia la superficie a través de sartas de pro- ducción independientes. Hoy en día, los pozos también pueden incluir elementos de terminación de vanguardia para controlar y vigilar rutinaria- mente el flujo proveniente de cada ramificación lateral. En consecuencia, los riesgos de perfora- ción y terminación varían con la configuración del pozo, la complejidad de las conexiones, las nece- sidades de terminación del pozo y el equipo de fondo. Los tramos laterales múltiples permiten aumentar la productividad porque contactan un área más extensa del yacimiento que un solo pozo. En ciertos campos, la tecnología de perfora- ción de pozos multilaterales ofrece ventajas con respecto a otras técnicas de terminación, tales como los pozos verticales y horizontales conven- cionales, o los tratamientos de estimulación por fracturamiento hidráulico. Los operadores utilizan pozos multilaterales para alcanzar diversas for- maciones o más de un yacimiento, que represen- tan el objetivo, y para explotar reservas pasadas por alto con un solo pozo. La tecnología de pozos multilaterales a menudo constituye el único medio económico para explotar compartimentos geológicos aislados, campos satélites remotos y yacimientos pequeños que contienen volúmenes de reservas limitados.

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Page 1: Nuevos aspectos de la construcción de pozos multilaterales

56 Oilfield Review

Nuevos aspectos de la construcción de pozos multilaterales

José Fraija Hervé Ohmer Tom Pulick Rosharon, Texas, EUA

Mike Jardon Caracas, Venezuela

Mirush Kaja Eni AgipMilán, Italia

Ramiro Paez China National Offshore Operating Company(CNOOC)Yakarta, Indonesia

Gabriel P. G. Sotomayor Petróleo Brasileiro S.A. (Petrobras)Río de Janeiro, Brasil

Kenneth Umudjoro TotalFinaElfPort Harcourt, Nigeria

Por su colaboración en la preparación de este artículo, seagradece a Axel Destremau, Port Harcourt, Nigeria; RobertDillard y Jim Fairbairn, Rosharon, Texas, EUA; JamesGarner, Sugar Land, Texas; Gary Gill, Calgary, Alberta,Canadá; Heitor Gioppo y Joe Miller, Río de Janeiro, Brasil;Tim O’Rourke, Yakarta, Indonesia; y John Spivey,Universidad de Wyoming, Laramie, EUA. Herramienta de Adherencia del Cemento (CBT), DiscoveryMLT, ECLIPSE, FloWatcher, MultiPort, MultiSensor, NODAL,PowerPak XP, QUANTUM, RAPID (Acceso Confiable queProvee Drenaje Mejorado), RapidAccess, RapidConnect,RapidExclude, RapidSeal, RapidTieBack, USI (generador de Imágenes Ultrasónicas) y VISION475 son marcas deSchlumberger.

Los pozos de drenaje múltiples que emergen de un pozo principal ayudan a maximizar el contacto con el yacimiento.

Además de proporcionar un área de drenaje más extensa que la provista por un pozo individual, estas terminaciones

de pozos multilaterales pueden reducir el riesgo global de perforación y el costo total. Para satisfacer los objetivos

específicos de desarrollo de campos de petróleo y de gas en las exigentes condiciones actuales, los operadores

requieren conexiones (juntas, uniones, junturas) confiables entre la tubería de revestimiento primaria del pozo

principal y las tuberías de revestimiento de las ramificaciones laterales.

En aras de optimizar la producción, reducir loscostos y maximizar la recuperación de las re-servas, las compañías operadoras de la industriapetrolera están asignando cada vez más impor-tancia a las terminaciones de pozos multilaterales;ramificaciones o pozos de drenaje, perforadosdesde un pozo primario. Más del 10% de los68,000 nuevos pozos que se perforan cada añoson candidatos para este tipo de terminación. Latecnología de pozos multilaterales también seutiliza en operaciones de re-entrada en pozosexistentes.

Las formas básicas de pozos multilaterales seconocen desde la década de 1950, pero los pri-meros métodos de perforación y los equipos determinación iniciales resultaban adecuados sólopara ciertas aplicaciones. Las mejoras introduci-das en las técnicas de construcción de pozosdurante la década de 1990 permitieron a los ope-radores perforar y terminar cada vez más pozoscon ramificaciones laterales múltiples.1 En laactualidad, los pozos principales y los tramoslaterales pueden perforarse verticalmente, conaltos ángulos, u horizontalmente para afrontar lasdistintas condiciones del subsuelo.

Las configuraciones de los pozos multilatera-les varían desde un solo pozo de drenaje hastaramificaciones múltiples en arreglos de tipo aba-nicos horizontales, apilados verticalmente, o dostramos laterales opuestos (página siguiente). Laterminación de los tramos laterales se realiza aagujero descubierto o con tuberías de revesti-miento “desprendidas”—tuberías de revesti-miento que no están conectadas al pozoprincipal—cementadas o sin cementar. Otrosdiseños de terminación utilizan arreglos mecáni-cos para lograr una adecuada conexión, integri-dad hidráulica y acceso selectivo en las

conexiones entre las tuberías de revestimientode los tramos laterales y la tubería de revesti-miento primaria del pozo principal.

Como cualquier otra terminación de pozo, lastuberías de revestimiento para los tramos latera-les suelen incluir empacadores externos paragarantizar el aislamiento zonal o filtros (cedazos)mecánicos para el control de la producción dearena. La producción proveniente de los tramoslaterales individuales puede mezclarse entre sí ofluir hacia la superficie a través de sartas de pro-ducción independientes. Hoy en día, los pozostambién pueden incluir elementos de terminaciónde vanguardia para controlar y vigilar rutinaria-mente el flujo proveniente de cada ramificaciónlateral. En consecuencia, los riesgos de perfora-ción y terminación varían con la configuración delpozo, la complejidad de las conexiones, las nece-sidades de terminación del pozo y el equipo defondo.

Los tramos laterales múltiples permitenaumentar la productividad porque contactan unárea más extensa del yacimiento que un solopozo. En ciertos campos, la tecnología de perfora-ción de pozos multilaterales ofrece ventajas conrespecto a otras técnicas de terminación, talescomo los pozos verticales y horizontales conven-cionales, o los tratamientos de estimulación porfracturamiento hidráulico. Los operadores utilizanpozos multilaterales para alcanzar diversas for-maciones o más de un yacimiento, que represen-tan el objetivo, y para explotar reservas pasadaspor alto con un solo pozo. La tecnología de pozosmultilaterales a menudo constituye el únicomedio económico para explotar compartimentosgeológicos aislados, campos satélites remotos yyacimientos pequeños que contienen volúmenesde reservas limitados.

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Los pozos multilaterales resultan especial-mente adecuados para conectar rasgos verticalesy horizontales del subsuelo, tales como fracturasnaturales, formaciones laminadas y yacimientosestratificados. Los pozos de drenaje múltiples, dealto ángulo u horizontales, intersectan más frac-turas naturales y a menudo permiten incrementarla producción más que si se utilizara un solo pozohorizontal o la estimulación por fracturamientohidráulico. La perforación de pozos multilateralesdebería contemplarse en entornos en los queresultan adecuados los pozos direccionales uhorizontales. Los pozos direccionales, horizonta-les y multilaterales optimizan el contacto delpozo con el yacimiento y permiten generar regí-menes de producción más altos y con menos caí-das de presión que los pozos verticales uhorizontales.

No obstante, existen límites respecto de lalongitud que puede tener una sola sección hori-zontal más allá de los cuales la fricción en lasparedes del pozo, en la tubería de revestimientoo de producción limita la producción del pozo. Lospozos multilaterales reducen las caídas de pre-sión por fricción durante la producción ya que elflujo se dispersa a través de dos o más ramifica-ciones laterales más cortas. Por ejemplo, dos tra-mos laterales opuestos reducen la caída de

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presión durante el flujo respecto de la originadaen un solo pozo horizontal que tiene el mismocontacto con el yacimiento e igual régimen deproducción que los tramos laterales (véase“Consideraciones clave de diseño,” página 73).

Los pozos multilaterales exigen una inversióninicial adicional en equipos pero permiten bajarpotencialmente las erogaciones de capital totalesy los costos de desarrollo, así como los gastosoperativos debido a la menor cantidad de pozosnecesarios. Esta tecnología reduce las necesida-des en términos de cabezales de pozo, tubos ele-vados de las plataformas y terminacionessubmarinas, lo cual permite reducir los costos yoptimizar la utilización de las bocas de cabezalesde pozo (slots) en las plataformas marinas o elempleo de plantillas submarinas. Los pozos multi-laterales también permiten minimizar la exten-sión, o las huellas, de las localizaciones desuperficie y mitigar el impacto ambiental en tierra.Una menor cantidad de pozos reduce la exposiciónreiterada a los riesgos de perforaciones someras.

Las conexiones laterales constituyen un ele-mento crítico de las terminaciones de pozos mul-tilaterales y pueden fallar bajo la acción de losesfuerzos existentes en el subsuelo y ante lasfuerzas inducidas por la temperatura y las presio-nes diferenciales que se desarrollan durante la

producción del pozo. Las conexiones se dividenen dos grupos generales: aquellas que no pre-sentan integridad hidráulica (Niveles 1, 2, 3 y 4) ylas que sí lo hacen (Niveles 5 y 6). El éxito de lospozos multilaterales depende de la durabilidad, laversatilidad y la accesibilidad de las conexiones.

Los sistemas del Nivel 3 y el Nivel 6 surgieroncomo las conexiones multilaterales preferidas.2

Las conexiones del Nivel 3 traen incorporado unempalme y una conexión mecánica entre la tube-ría de revestimiento del tramo lateral y la tuberíade revestimiento primaria que permite el accesoselectivo y el reingreso a las ramificaciones late-rales. Las conexiones del Nivel 6 forman parteintegrante de la sarta de revestimiento primariaque ofrece integridad hidráulica y acceso a lostramos laterales.

Yacimientos someros,agotados, o de petróleo pesado

Yacimientoslaminados o estratificados

Yacimientos de baja permeabilidado naturalmente fracturados

Pozo principal

Dos tramos laterales opuestos

Tramos lateralesverticalmente apilados

Conexiones

Tramos laterales detipo abanico horizontal

> Configuraciones básicas de pozos multilaterales. Los tramos laterales horizontales, que conforman arreglos de tipo horquilla, abanico o espina dorsal, tie-nen como objetivo una sola zona y están destinados a maximizar la producción de yacimientos someros de baja presión o yacimientos de petróleo pesado,y campos con agotamiento parcial. Los tramos laterales apilados verticalmente resultan efectivos en formaciones laminadas o en yacimientos estratificados;la mezcla de la producción de varios horizontes aumenta la productividad del pozo y mejora la recuperación de hidrocarburos. En formaciones de baja per-meabilidad y naturalmente fracturadas, los dos tramos laterales opuestos pueden intersectar más fracturas que un solo pozo horizontal—especialmente sise conoce la orientación de los esfuerzos en el subsuelo—y también pueden reducir la caída de presión por fricción durante la producción.

1. Bosworth S, El-Sayed HS, Ismail G, Ohmer H, Stracke M,West C y Retnanto A: “Key Issues in MultilateralTechnology,” Oilfield Review 10, no. 4 (Invierno de 1998):14–28.

2. Betancourt S, Shukla S, Sun D, Hsii J, Yan M, Arpat B,Sinha S y Jalali Y: “Developments in CompletionTechnology and Production Methods,” artículo de la SPE74427, presentado en la Conferencia y ExhibiciónInternacional del Petróleo de la SPE, Villahermosa,México, 10 al 12 de febrero de 2002.

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Las nuevas técnicas de construcción de cone-xiones permiten la utilización de pozos multilate-rales en una gama más amplia de condiciones desubsuelo y para un número creciente de aplica-ciones en yacimientos. Sin embargo, la mayorcomplejidad de los equipos y de las configuracio-nes de pozos presenta obstáculos técnicos, ries-gos operativos y consideraciones económicasque los operadores y las compañías de serviciosdeben encarar. En este artículo se examinan lasaplicaciones y clasificaciones de los pozos multi-laterales. También se analizan los sistemas deconexiones e instalaciones a través de resulta-dos de pruebas de pozos y de ejemplos decampo tomados de EUA, Canadá, Venezuela,Brasil, Nigeria e Indonesia.

Aplicaciones en yacimientosLos pozos multilaterales reemplazan a uno o máspozos individuales. Por ejemplo, un pozo con dostramos laterales opuestos reemplaza a dos pozoshorizontales convencionales, cada uno perforadodesde la superficie con columnas de revesti-miento y cabezales de pozo independientes. Enáreas con riesgos de perforación someros, yaci-mientos profundos o campos petroleros situadosen zonas de aguas profundas, un solo pozo prin-cipal elimina el riesgo y el alto costo de perforarhasta la profundidad final (TD, por sus siglas eninglés) dos veces. En tierra firme, esto reduce lacantidad de cabezales de pozos y las dimensio-nes de las localizaciones de superficie. En áreasmarinas, los pozos multilaterales permiten con-servar las bocas de cabezales de pozo de las pla-

taformas de perforación o de las plantillas sub-marinas, y reducen los requerimientos de las ins-talaciones de superficie y el espacio en cubierta.

Una de las ventajas fundamentales de lospozos multilaterales es el máximo contacto con elyacimiento, lo cual aumenta la productividad o lainyectividad y permite mejorar los factores de recu-peración. Varios pozos de drenaje laterales inter-sectan y conectan rasgos de yacimientosheterogéneos, tales como fracturas naturales, filo-nes de mayor permeabilidad, formaciones lamina-das o yacimientos estratificados y bolsonesaislados de petróleo y de gas. La maximización delcontacto con el yacimiento aumenta el área de dre-naje del pozo y reduce la caída de presión, lo cualmitiga la entrada de arena y la conificación de aguao gas en forma más efectiva de lo que lo hacen lospozos verticales y horizontales convencionales.

Toda tecnología nueva implica elementos deriesgo y complejidad técnica, de modo que sedeben abordar tanto las ventajas como las des-ventajas.3 La pérdida de un pozo multilateralprincipal produce pérdidas de la producción pro-veniente de todas las ramificaciones. Las termi-naciones de pozos multilaterales son máscomplejas desde el punto de vista mecánico quelas de los pozos convencionales y dependen deherramientas y sistemas de fondo de pozo nue-vos. El control del pozo durante la perforación o laterminación de tramos multilaterales puede pre-sentar dificultades. Además, hay mayores riesgosrelacionados con el acceso al pozo en el largoplazo para efectuar tareas correctivas u operacio-nes de manejo de yacimientos.

Después de considerar los aspectos positivos ynegativos de la tecnología de perforación de pozosmultilaterales, así como su impacto en el largoplazo sobre el desarrollo de campos petroleros, sevislumbran varias aplicaciones en yacimientos.Los pozos con tramos laterales múltiples resultanparticularmente adecuados para campos conreservas de petróleo pesado, baja permeabilidad ofracturas naturales, formaciones laminadas o yaci-mientos estratificados, hidrocarburos pasados poralto en distintos compartimentos estructurales oestratigráficos y con producción madura o conagotamiento parcial.4

El desarrollo económico de reservas de petró-leo pesado se encuentra limitado por la bajamovilidad del petróleo, la eficiencia de barrido dela inyección de vapor y los factores de recupera-ción (véase “Yacimientos de petróleo pesado,”página 32). En los yacimientos de petróleopesado u otros yacimientos de baja movilidad,los pozos de drenaje laterales ofrecen ventajassimilares a los tratamientos de fracturamientohidráulico en las zonas gasíferas de baja perme-abilidad. El mayor contacto del pozo con el yaci-miento estimula la producción de petróleo. Lostramos laterales horizontales también reducenlas caídas de presión frente a la formación, ate-núan la conificación de agua y mejoran la inyec-ción de vapor en estos yacimientos (abajo a laizquierda).

Los yacimientos de baja permeabilidad y na-turalmente fracturados se asocian frecuente-mente con un nivel de productividad limitado, demanera que la anisotropía de la formación cons-

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> Yacimientos de petróleo pesado. Además demejorar la inyección de vapor, los tramos lateraleshorizontales maximizan la producción y mejoranla recuperación de depósitos de petróleo pesadoy de yacimientos delgados, someros o agotados,mediante el incremento del área de drenaje delpozo. En yacimientos con columnas de petróleodelgadas, los tramos laterales horizontales miti-gan la irrupción prematura de agua o gas, o laconificación.

> Yacimientos de baja permeabilidad o natural-mente fracturados. Los tramos laterales horizon-tales aumentan la probabilidad de intersectarfracturas naturales y de terminar un pozo renta-ble en formaciones naturalmente fracturadas confracturas cuyas orientaciones se desconocen. Sise conoce la orientación de los esfuerzos en elsubsuelo, los dos tramos laterales opuestos per-miten optimizar el contacto del pozo con el yaci-miento.

> Yacimientos satélites. Los pozos multilateralesconstituyen una forma eficaz y económica deexplotar campos remotos y yacimientos peque-ños que contienen volúmenes de hidrocarburoslimitados.

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tituye un factor importante para el diseño depozos multilaterales. Las fracturas hidráulicasyacen paralelas, no perpendiculares, a las fractu-ras naturales. En consecuencia, los pozos produ-cen como si las fracturas apuntaladas fueranmucho más cortas que en un yacimiento homogé-neo. Los tramos laterales horizontales perforadosen forma perpendicular a las fracturas naturalesmejoran sustancialmente la productividad delpozo ya que intersectan más fracturas (páginaanterior al centro).

En zonas laminadas y en yacimientos estrati-ficados o formaciones heterogéneas, los pozoscon tramos laterales apilados verticalmente per-miten mejorar la productividad y la recuperaciónde reservas, ya que conectan múltiples intervalosproductivos separados por barreras verticales ocontrastes de permeabilidad y gradaciones (abajoa la izquierda). La explotación simultánea dezonas múltiples ayuda a mantener los regímenesde producción por encima del límite económicode las instalaciones de superficie o de las plata-formas marinas, y prolonga la vida económica delos pozos y campos petroleros.

Con pozos multilaterales se pueden explotarreservas pasadas por alto en distintos comparti-mentos geológicos creados por ambientes sedi-mentarios, la diagénesis formacional y fallas queactúan como sello (abajo a la derecha). Cuandolos volúmenes de reservas contenidos en bloquesindividuales no justifican un pozo para cada blo-que, las terminaciones de tramos multilateralesson una opción viable ya que permiten conectarvarios compartimentos geológicos. La comparti-

mentalización geológica también se producecuando el agua de acuíferos naturales o el aguainyectada barren más allá de las áreas de bajapermeabilidad, dejando bolsones de petróleo yde gas que pueden recuperarse mediante la cons-trucción de pozos multilaterales.

En forma similar, los pozos multilaterales per-miten el desarrollo de yacimientos pequeños ycampos satélites remotos sin posibilidades deser explotados con pozos verticales, de alto ángu-lo u horizontales convencionales (página anteriora la derecha). Los operadores también utilizanpozos multilaterales para explotar yacimientos debaja presión y yacimientos parcialmente agotados,particularmente para la perforación de pozos derelleno y de re-entrada.5

En campos petroleros maduros, los pozos mul-tilaterales mejoran la perforación de pozos de re-lleno ya que tienen como objetivo áreas cuyaexplotación no resulta económica con pozos indi-viduales. Cuando la producción se estabiliza, laperforación de ramificaciones laterales desdepozos existentes permite explotar hidrocarburosadicionales sin sacrificar los niveles de produc-ción corriente. Esta estrategia mejora los nivelesde producción de un pozo y aumenta las reservasrecuperables, permitiendo la explotación econó-mica de yacimientos maduros.

Los pozos con ramificaciones múltiples ayudana modificar el drenaje del yacimiento en proyectosde recuperación terciaria que utilizan la inyecciónde agua o vapor. Las ramificaciones laterales des-viadas a partir de pozos existentes controlan lalocalización del influjo y permiten mejorar los

esquemas de inyección a medida que la eficienciade barrido cambia con el tiempo. La producción dehidrocarburos pasados por alto y la realineaciónde los esquemas de inyección con las ramificacio-nes laterales elimina la necesidad de forzar lasreservas hacia los pozos de producción existentes.

Los pozos multilaterales también ayudan acontrolar la entrada de gas y de agua. Las ramifi-caciones laterales múltiples perforadas con lon-gitudes variables en diferentes capas permitenmejorar el barrido vertical de los hidrocarburos yla recuperación de reservas. Los tramos lateraleshorizontales atenúan la conificación de gas y deagua en ciertos yacimientos, especialmente enaquellos que tienen zonas con hidrocarburos del-gadas, casquetes de gas o empuje de agua defondo. Los pozos multilaterales permiten mejorarla recuperación durante la despresurización delcasquete de gas en las últimas etapas de la vidaútil del campo y también ayudan a mejorar la pro-ductividad en proyectos de almacenamiento degas en el subsuelo.6

Los operadores utilizan incluso los pozos mul-tilaterales en exploración para muestrear la cali-dad del yacimiento horizontal y su extensiónareal, y evaluar las trampas estratigráficas. Otrode los roles de estos pozos es la delineación deyacimientos. Mediante la planificación de dos omás tramos laterales perforados desde un pozoprincipal, se puede explorar directamente unárea más extensa desde una sola localización desuperficie. Este procedimiento genera mayor fle-xibilidad durante la delineación del campo ya quepermite que cada tramo lateral sea planificadoen base al conocimiento adquirido durante laperforación del pozo principal y de los tramoslaterales precedentes.

Además de seleccionar las configuracionesde pozos multilaterales necesarias para abordaraplicaciones específicas en yacimientos, los in-genieros deben determinar el grado de integridad

3. Vij SK, Narasaiah SL, Walia A y Singh G: “Multilaterals:An Overview and Issues Involved in Adopting ThisTechnology,” artículo de la SPE 39509, presentado en laConferencia y Exhibición del petróleo y del gas de la SPEde India, Nueva Delhi, India, 17 al 19 de febrero de 1998..

4. Ehlig-Economides CA, Mowat GR y Corbett C:“Techniques for Multibranch Well Trajectory Design inthe Context of a Three-Dimensional Reservoir Model,”artículo de la SPE 35505, presentado en la ConferenciaEuropea de Modelado 3D de Yacimientos, Stavanger,Noruega, 16 al 17 de abril de 1996.Sugiyama H, Tochikawa T, Peden JM y Nicoll G: “TheOptimal Application of Multi-Lateral/Multi-BranchCompletions,” artículo de la SPE 38033, presentado en laConferencia del Petróleo y el Gas de la SPE del PacíficoAsiático, Kuala Lumpur, Malasia, 14 al 16 de abril de 1997.

5. Hill D, Neme E, Ehlig-Economides C y Mollinedo M:“Reentry Drilling Gives New Life to Aging Fields,” Oilfield Review 8, no. 3 (Otoño de 1996): 4–17.

6. Bary A, Crotogino F, Prevedel B, Berger H, Brown K,Frantz J, Sawyer W, Henzell M, Mohmeyer K-U, Ren N-K,Stiles K y Xiong H: “Almacenamiento subterráneo de gasnatural,” Oilfield Review 14, no. 2 (Otoño de 2002): 3–19.

> Formaciones laminadas o yacimientos estrati-ficados. En yacimientos estratificados, variostramos laterales apilados verticalmente contac-tan un área más extensa del yacimiento que unsolo pozo vertical y pueden explotar múltiplesformaciones productivas. Mediante la modifica-ción de la inclinación de los tramos laterales yde la profundidad vertical de cada pozo de dre-naje, es posible drenar múltiples formacionesdelgadas.

> Compartimentos geológicos aislados. Los pozosmultilaterales suelen ser más eficaces que los po-zos individuales para explotar hidrocarburos pasa-dos por alto en distintos compartimentos geológi-cos o como resultado del agotamiento parcial delas reservas.

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mecánica e hidráulica que se requiere en las cone-xiones laterales para optimizar la producción ymaximizar la recuperación (arriba).7 Schlumbergerofrece soluciones de pozos multilaterales que vandesde la perforación de pozos de re-entrada y tra-mos laterales terminados a agujero descubiertohasta las avanzadas conexiones de AccesoConfiable que Proveen Drenaje Mejorado RAPID,las cuales proporcionan conectividad, resistencia,exclusión de arena e integridad hidráulica.

Ventanas precortadas y conectividad de las conexiones El sistema prefabricado RapidTieBack de perfora-ción y terminación de tramos multilaterales sinfresado, utiliza ventanas en la tubería de revesti-miento maquinadas con anticipación y cubiertascon una camisa perforable interna para construirtramos laterales estrechamente espaciados enpozos nuevos (próxima página). Este sistema deconexiones puede instalarse rápidamente conmínimo tiempo de inmovilización del equipo deperforación en pozos con ángulos de inclinaciónhasta la horizontal. Una de las ventajas funda-mentales de este sistema es la capacidad de per-mitir la terminación de hasta cuatro tramos

laterales en ángulo recto, con ventanas adyacen-tes en la tubería de revestimiento, ubicadas a 1.8m [6 pies] de distancia entre sí.

Las conexiones cuádruples RapidTieBack hansido concebidas para emplazar las conexionesdentro de un yacimiento y perforar pozos de dre-naje de alto ángulo, utilizando arreglos de perfo-ración de radio de curvatura corto. Este sistemade pozos multilaterales también puede colocarsepor encima del yacimiento, lo cual reduce elincremento angular y la inclinación del tramolateral para minimizar el esfuerzo ejercido sobrelas conexiones.

Dado que se eliminan las operaciones de fre-sado, las ventanas precortadas proveen salidasrápidas y consistentes en la tubería de revesti-miento, impiden la formación de recortes de aceroy reducen el riesgo de rotura de la tubería de reves-timiento. Las barrenas con ensanchadores de pozoreducen aún más el riesgo durante la reperforacióndel tapón de cemento y de la camisa provisoriarellena de uretano. Se utiliza una herramienta delavado, especialmente diseñada con un dispositivode orientación, para asegurar que los niples de per-fil RapidTieBack de la tubería de revestimientoprincipal estén libres de escombros.

La instalación de una camisa de empalmemecánico permite conectar las tuberías de reves-timiento de los tramos laterales con la tubería derevestimiento central para una mayor estabilidady provee acceso selectivo a las ramificacionesdel pozo a fin de realizar trabajos de remedia-ción. Los tramos laterales pueden permanecer apozo abierto o terminarse con tubería de revesti-miento cementada o sin cementar, tuberías derevestimiento ranuradas y filtros de exclusión dearena para lograr mayor estabilidad del pozo. Unmayor diámetro interno del empalme de la tube-ría de revestimiento en el pozo principal permitealojar un equipo de terminación de mayores

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Nivel 1 Nivel 2 Nivel 3

Nivel 4 Nivel 5 Nivel 6

Nivel 1 –Nivel 2 –

Nivel 3 –

Pozo de re-entrada sin entubar o conexión sin soporte. Pozo principal entubado y cementado con tramo lateral terminado a agujero descubierto o con tubería de revestimiento desprendida. Pozo principal entubado y cementado con tramo lateral entubadoy sin cementar, con tubería de revestimiento conectada mecánicamente al pozo principal (color rojo).

Nivel 4 –

Nivel 5 –

Nivel 6 –

Pozo principal entubado y cementado con tramo lateral entubado y cementado, con tubería de revestimiento del tramo lateral conectada mecánicamente al pozo principal.Pozo principal entubado y cementado y tramo lateral entubado, cementado o sin cementar, donde la integridad y el aislamiento hidráulico están provistos por los componentes de terminación adicionales ubicados dentro del pozo principal (empacadores, sellos y tubulares).Pozo principal entubado y cementado y tramo lateral entubado, cementado o sin cementar, donde la integridad y el aislamiento hidráulico están provistos por la tubería de revestimiento primaria en la intersección de la tubería de revestimiento del tramo lateral sin componentes de terminación adicionales dentro del pozo principal.

> Clasificación de las conexiones. Los pozos multilaterales se caracterizan de acuerdo con las definiciones establecidas en el Foro deAvance Técnico de Pozos Multilaterales (TAML, por sus siglas en inglés), celebrado en Aberdeen, Escocia, el 26 de julio de 1999, y re-cientemente actualizado en una propuesta efectuada en julio de 2002. Estos estándares clasifican a las conexiones en seis niveles,Nivel 1, 2, 3, 4, 5 ó 6, según el grado de complejidad mecánica, conectividad y aislamiento hidráulico.

7. Technical Advancement of Multilaterals, Foro “AvanceTécnico de los Pozo Multilaterales” (TAML) Forum,Aberdeen, Escocia, 26 de julio de 1999.Hogg C: “Comparison of Multilateral CompletionScenarios and Their Application,” artículo de la SPE38493, presentado en la Conferencia Europea de ÁreasMarinas de la SPE, Aberdeen, Escocia, 9 al 10 de septiembre de 1997.Brister R y Oberkircher J: “The Optimum Junction Depthfor Multilateral Wells,” artículo de la SPE 64699, presen-tado en la Conferencia y Exhibición Internacional delPetróleo y el Gas de la SPE, Pekín, China, 7 al 10 denoviembre de 2000.Westgard D: “Multilateral TAML Levels Reviewed,Slightly Modified,” Journal of Petroleum Technology 54,no. 9 (Septiembre de 2002): 22–28.

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dimensiones, un equipo de levantamiento artifi-cial de gran volumen y herramientas de re-entrada para futuras operaciones de pozo.

Un mayor diámetro interno permite que lasherramientas y componentes de terminación condiámetros externos más grandes, tales comobombas eléctricas sumergibles de gran volumen,

válvulas de control de flujo operadas en formahidráulica o eléctrica y recuperables mediantelínea de acero (línea de arrastre, slickline) o conla tubería de producción, pasen a través de lasconexiones cuádruples RapidTieBack. La coloca-ción del equipo de levantamiento artificial amayor profundidad aumenta la caída de presión a

fin de lograr una mayor productividad y reduce lapresión de abandono final, lo cual incrementa larecuperación de reservas.

Los sistemas cuádruples RapidTieBack hansido muy utilizados en la explotación de petró-leos pesados, pero también son aplicables enterminaciones de pozos multilaterales, en yaci-

3Perforar

ramificación lateral.

Ranura deorientación

Ranura de orientación

Camisaperforableinterna

Ventanaprecortadacon coberturacompuesta

1Cementar sección dela ventana de salida.

Cuña dedesviación

Herramienta de bajada al pozo

Barrena Herramienta de monoposicionamiento

2Limpiar tubería de revestimiento

e instalar cuña de desviación.

Tubería de revestimiento

Herramientade desplieguede re-entrada

(RDT)

Empalme de la tubería de revestimiento

Herramienta de asentamiento de la tubería de revestimiento

Camisainterior

Sarta de cementación interna

4Instalar tubería de revestimiento

del tramo lateral y empalmar.

Perfilsuperior

Rellenode uretano

5 –6 –7 –

Desenganchar la herramienta de colocación de la tubería de revestimiento y retirar la sarta de cementación interna. Repasar con tubo lavador la herramienta RDT con el pescasondas, desenganchar la herramienta de monoposicionamiento y recuperar la herramienta RDT.Instalar la camisa de la plantilla interior para mantener la tubería de revestimiento lateral en el lugar adecuado.

1 –2 –

3 –

4 –

Instalar la conexión a la profundidad propuesta. Orientar las ventanas en base a mediciones giroscópicas y cementar la tubería de revestimiento primaria.Perforar la camisa interna y el cemento. Asentar la cuña de desviación recuperable y la herramienta de monoposicionamiento en el perfil ubicado debajo de la sección de la ventana. Recuperar la herramienta de bajada al pozo.Perforar el tramo lateral y extraer el arreglo de perforación. Reorientar la cuña de desviación para perforar el tramo lateral opuesto. Recuperar la cuña de desviación y la herramientade monoposicionamiento. Limpiar el pozo principal. Repetir el procedimiento para el siguiente grupo de ventanas.Colocar el arreglo de tubería de revestimiento, la herramienta de despliegue de re-entrada (RDT) y la herramienta de monoposicionamiento en el perfil ubicado debajo de la ventana.Desprender el arreglo de la herramienta RDT y bajar la tubería de revestimiento en el tramo lateral. Asentar la herramienta de colocación de la tubería de revestimiento en el perfilsuperior y trabar el empalme de la tubería de revestimiento en la ventana precortada.

5Tubería de revestimiento

cementada, opcional.

6Extraer la herramienta RDT.

7Terminar conexión.

Pescasondas

> Ventanas precortadas en la tubería de revestimiento. Las aplicaciones para las conexiones cuádruples RapidTieBack incluyen pozos nuevos que requie-ren conexiones de diámetro completo en yacimientos someros de petróleo pesado, formaciones de baja permeabilidad o naturalmente fracturadas y cam-pos maduros con agotamiento parcial. Este sistema no requiere el fresado de la tubería de revestimiento de acero, conecta las tuberías de revestimientode los tramos laterales a la tubería de revestimiento primaria de un pozo principal y permite la cementación de las tuberías de revestimiento laterales.

Page 7: Nuevos aspectos de la construcción de pozos multilaterales

6 pies

Tubería derevestimiento

del tramo lateral

CANADÁ

EUA

AMÉRICADEL SUR

ALBERTA

Caracas

Calgary

VENEZUELA

Pozo principal

> Terminaciones de tramos laterales cuádruples. Los operadores han instalado más de 220 conexionescuádruples RapidTieBack en Venezuela y Canadá (izquierda). El emplazamiento de ventanas precorta-das en una sección tangencial corta mejora el proceso de construcción de conexiones y facilita elacceso a los tramos laterales. Este sistema ofrece la opción de terminar hasta cuatro tramos lateralesa agujero descubierto o con las tuberías de revestimiento conectadas al pozo principal mediante unacamisa de empalme mecánico, lo cual aumenta la resistencia y estabilidad de las conexiones (dere-cha). Un sistema de derivación orientado colocado en un perfil de referencia permite el acceso selec-tivo para reingresar en las ramificaciones laterales, a fin de realizar intervenciones en el pozo.

mientos de baja permeabilidad, naturalmentefracturados y parcialmente agotados, para mejo-rar la productividad del pozo y la recuperación dereservas mediante el aumento del área de dre-naje del pozo y la reducción de la caída de pre-sión en los intervalos productivos.

Sistemas cuádruples RapidTieBack: Canadá y Venezuela En los procesos térmicos de recuperación asistida(EOR, por sus siglas en inglés) se inyecta vaporpara calentar las formaciones, reducir la viscosi-dad del petróleo pesado y estimular el flujo de losfluidos. Las ramificaciones laterales múltiplespermiten maximizar el contacto con el yacimientoy aumentar la productividad de los métodos deinyección cíclica de vapor de agua y producción,proceso que se conoce tradicionalmente comoestimulación cíclica con vapor (huff and puff).Esta técnica consiste en la inyección de vapordurante un mínimo de dos meses, con un posibleperíodo de cierre y “empapado,” seguido por seismeses o más de producción.

Si bien su costo es aproximadamente el cuá-druplo de un solo pozo en estas aplicaciones, lospozos laterales cuádruples normalmente permi-ten aumentar la productividad más de seis veces.Estas terminaciones de pozos multilaterales limi-tan además el impacto ambiental ya que se redu-ce la cantidad de pozos, lo cual también permiteminimizar las instalaciones de superficie, talescomo tuberías de vapor y redes de recolección.Durante los últimos seis años, los sistemas cuá-druples RapidTieBack se han utilizado con éxitoen la construcción de más de 220 conexionesmultilaterales para pozos radiales estimuladoscon vapor en Canadá y pozos de estimulacióncíclica con vapor (CSS, por sus siglas en inglés)en Venezuela (derecha).8

La conexión cuádruple RapidTieBack permiteiniciar y perforar los tramos laterales a través deventanas de salida estrechamente espaciadasentre sí en un tramo corto de la tubería de reves-timiento primaria, lo cual facilita el direcciona-miento horizontal antes de alcanzar el fondo deun intervalo productivo. Los operadores utilizaneste sistema para perforar tramos laterales direc-cionales saliendo de la tubería de revestimientoprimaria por encima del yacimiento y realizandola horizontalización luego de ingresar en laszonas productivas.

La combinación de los procesos de recupera-ción asistida de petróleo con la tecnología de per-foración de pozos multilaterales resulta enextremo efectiva. En la mayoría de los casos, losresultados económicos de la producción y recu-peración de reservas superan las expectativas, demodo que los operadores de Canadá y Venezuela

tienen proyectado seguir perforando y termi-nando pozos multilaterales en los próximos años.Los operadores en América del Norte y Américadel Sur también están considerando los sistemascuádruples RapidTieBack para aplicaciones determinación de pozos en yacimientos distintos alos de petróleo pesado.

Fresado de ventanas orientadasEl sistema de terminación de pozos multilateralesRapidAccess, que ofrece acceso selectivo al pozode drenaje, ayuda a orientar las ventanas fresadasde salida de la tubería de revestimiento para lostramos laterales terminados a agujero descu-bierto, las tuberías de revestimiento desprendidasy las instalaciones de conexiones más complejas(próxima página). Además, ofrece acceso selec-tivo a los tramos laterales para las operacionesde re-entrada. Esta técnica de fresado de venta-nas, simple y de bajo costo, utiliza un niple deperfil característico, cupla o cople de tubería derevestimiento indexado (ICC, por sus siglas eninglés), que se instala en las sartas de revesti-miento centrales para orientar las cuñas de des-viación recuperables disponibles en el mercado.La utilización de un cople ICC elimina la necesidadde orientar las ventanas precortadas mediante elgirado y posicionamiento de una sarta de revesti-miento desde la superficie.

El cople ICC de diámetro completo provee unareferencia permanente para el fresado de venta-nas en las tuberías de revestimiento y la perfora-ción de tramos laterales a partir de sartas derevestimiento primarias de 7 y 95⁄8 pulgadas, uotro diámetro estándar. La instalación de más deun cople ICC permite la construcción de variasconexiones laterales y permite múltiples pene-traciones del yacimiento para un desarrolloóptimo del campo. Cinco perfiles diferentes ofre-cen puntos adicionales de comienzo de la des-viación y acceso selectivo a los tramos laterales,a fin de optimizar la construcción y terminacióndel pozo, y lograr flexibilidad en la producción.Los perfiles del cople ICC pueden instalarse encualquier secuencia y a cualquier profundidadpara verificar la orientación de la herramientadurante toda la vida útil del pozo.

El cople ICC no requiere procedimientos deinstalación u operación especiales. Por el contra-rio, se instala y opera como una unión corta detubería de revestimiento. Este diseño integralcon las dimensiones para tubulares del Instituto

62 Oilfield Review

8. Stalder JL, York GD, Kopper RJ, Curtis CM, Cole TL yCopley JH: “Multilateral-Horizontal Wells Increase Rateand Lower Cost Per Barrel in the Zuata Field, Faja,Venezuela,” artículo de la SPE 69700, presentado en elSimposio Internacional de Operaciones Térmicas y dePetróleo Pesado de la SPE, Portamar, Isla Margarita,Venezuela, 12 al 14 de marzo de 2001.

Page 8: Nuevos aspectos de la construcción de pozos multilaterales

Invierno de 2002/2003 63

Limpiar el pozo principal. Colocar la herramienta de despliegue de re-entrada (RDT) y la de asentamiento selectivo en el cople ICC para desviar los arreglos de perforación y las herramientas de adquisición de registros a través de la ventana de la tubería de revestimiento. Perforar el pozo lateral. Instalar la tubería de revestimiento en la sarta de perforación con la guía de la herramienta RDT para lograr la estabilidad de la perforación y el aislamiento zonal. Bombear cemento a través de la columna de perforación y de la tubería de revestimiento dentro del espacio anular existente entre la tubería de revestimiento y la pared del pozo, hasta un punto ubicado debajo del receptáculo de diámetro interior pulido (PBR), por encima de la tubería de revestimiento. Desenganchar la sarta de perforación de la tubería de revestimiento y recuperar la herramienta de bajada al pozo antes de que fragüe el cemento.Recuperar la herramienta RDT y la de asentamiento selectivo.

4 –

5 –

6 –

Colocar el cople ICC en la tubería de revestimiento debajo de la profundidad del tramo lateral propuesta y cementar la tubería de revestimiento. El cople ICC no se orienta con anticipación. Cementar la tubería de revestimiento.Perforar el cemento. Un revestimiento patentado impide la adherencia del cemento al perfil ICC. Normalmente el cople ICC se limpia con tapones limpiadores, pero también se dispone de una herramienta de limpieza a chorro para limpiar los perfiles ICC. Determinar la orientación de un cople ICC con imágenes y registros adquiridos con las herramientas USI y CBT.Agregar la cuña de desviación recuperable y la herramienta de asentamiento selectivo al arreglo de fresado. Trabar la herramienta de asentamiento selectivo con la chaveta de orientación ajustada para posicionar correctamente las herramientas en el perfil ICC. Liberar la cuña de desviación y fresar la ventana a través de la tubería de revestimiento. Extraer el arreglo de fresado y recuperar la cuña de desviación.

1 – 2 – 3 –

Herramienta de despliegue de re-entrada

(RDT)

ICC

Cuña de desviación

Arreglo de fresado

Barrena

Barrena

Sonda deadquisiciónde registros

Imagen USI

Herramienta de asentamiento selectivo

1Instalar el cople de tubería

de revestimiento indexado (ICC).

2Limpiar el perfil del cople

ICC y determinar la orientación.

3Instalar la cuña de desviación recuperable y

fresar la salida de la tubería de revestimiento.

4Instalar el sistema de derivación y perforar la ramificación lateral.

5Opciones de tuberías de revestimiento:

desprendidas, cementadas y sin cementar.

Pescasondas

6Extraer la herramienta RDT

y la de asentamiento selectivo.

> Fresado de ventanas en la tubería de revestimiento. El sistema RapidAccess utiliza un niple con un perfil característico, denominado cupla o cople detubería de revestimiento indexado (ICC, por sus siglas en inglés), instalado en la tubería de revestimiento primaria para fresar las ventanas de salida utiliza-das para construir los tramos laterales. El cople ICC sirve como referencia permanente de la profundidad y de orientación direccional para las operacionesde perforación y de re-entrada. Este sistema permite un acceso de diámetro completo en tuberías de revestimiento de 7 y 95⁄8 pulgadas y constituye un com-ponente clave de las conexiones RapidConnect y RapidExclude.

Page 9: Nuevos aspectos de la construcción de pozos multilaterales

Americano del Petróleo (API, por sus siglas eninglés) simplifica la logística y permite la ejecuciónde operaciones de cementación convencionales.El cople ICC no restringe el diámetro interno delpozo, ni limita el vaivén y la rotación de la tube-ría de revestimiento durante la cementación, locual contribuye a garantizar la adecuada adhe-rencia del cemento.

Después de cementada la tubería de revesti-miento, las herramientas de ejecución de medicio-nes durante la perforación (MWD, por sus siglasen inglés) o de registros adquiridos con cable eléc-trico determinan la profundidad del cople ICC y laorientación direccional, de manera que una herra-mienta de asentamiento selectivo puede orientaruna cuña de desviación y un arreglo para fresar enuna dirección específica a la profundidad seleccio-nada. La posición del cople ICC también puededeterminarse a partir de los datos del generadorde Imágenes Ultrasónicas USI, a menudo adquiri-dos durante las evaluaciones de adherencia delcemento, lo cual elimina una carrera extra deadquisición de registros.

Las técnicas de salida de la tubería de reves-timiento anteriores requerían la instalación de unempacador provisorio que servía como referenciay plataforma para el fresado de ventanas en latubería de revestimiento. Con los sistemas basa-dos en empacadores, la profundidad y la orienta-ción direccional se pierden después de recuperarel empacador. El acceso futuro al tramo lateralresulta extremadamente costoso, por no decirimposible. Ahora, el concepto ICC ofrece la verifi-cación positiva de la orientación de la herra-mienta y otorga mayor confiabilidad durante elproceso de construcción de pozos multilaterales.

Es posible fresar una ventana en la tubería derevestimiento hasta 27 m [90 pies] por encima deun cople ICC. Se pueden indexar dos o tres venta-nas desde el mismo cople ICC a diferentes orien-taciones siempre que se encuentren dentro de los27 m de distancia. Las funciones redundantes derecuperación de la herramienta aseguran elacceso a los tramos laterales inferiores. La colo-cación del cople ICC a la profundidad correcta esla consideración esencial durante la instalación.

Un proceso de dos etapas que utiliza una cuñade desviación, seguida por una herramienta espe-cial de despliegue de re-entrada (RDT, por sussiglas en inglés), permite mejorar aún más el fre-sado de las ventanas y la construcción de lasconexiones, respecto de los sistemas que utilizansólo una cuña de desviación. El diámetro externode la herramienta RDT es más pequeño y en con-secuencia, su recuperación es más fácil que la delequipo estándar, lo cual minimiza el volumen deescombros y los problemas de recuperación deherramientas después de la perforación.

El cople ICC es un elemento importante en elmantenimiento de pozos multilaterales, en la plani-ficación del desarrollo de campos petroleros a largoplazo y en el manejo de yacimientos. La colocaciónde un derivador orientado en el cople ICC permite elacceso selectivo a las conexiones para el reingresoa los tramos laterales. Dado que constituye unpunto de referencia permanente y ofrece soportepara el acceso a los tramos laterales a través de latubería de producción, el cople ICC reduce el costoy riesgo de futuros trabajos de remediación y deconstrucción de conexiones. Las conexiones depozo abierto RapidAccess son aplicables en lutitasy en formaciones consolidadas competentes. Elcople ICC constituye además el fundamento del sis-tema de terminación de pozos multilateralesRapidConnect de Schlumberger—que ofrece conec-tividad y acceso selectivo a los tramos de dre-naje—y es la base de la conexión multilateralRapidExclude para la exclusión de sólidos (véase“Conectividad y estabilidad de las conexiones” pró-xima columna y “Resistencia de las conexiones yexclusión de arena,” página 69).

Conectividad y estabilidad de las conexiones En las primeras conexiones multilaterales, elmantenimiento del acceso selectivo a las rami-ficaciones sólo era posible con ventanas pre-cortadas o conexiones más complejas. Estodificultaba la planificación de futuros tramoslaterales porque la profundidad de las conexio-nes tenía que determinarse por anticipado. Porotra parte, las ventanas precortadas con camisasperforables limitaban la integridad de la tuberíade revestimiento. Basadas en las soluciones defresado de ventanas RapidAccess, las conexio-nes RapidConnect y RapidExclude crean unaconexión estructural entre las tuberías de reves-timiento de los tramos laterales y la tubería derevestimiento primaria que permite el accesoselectivo a las ramificaciones del pozo y al pozoprincipal. Se entuban todas las ramificacionesdel pozo, pero sólo se cementa el pozo principal.

Los sistemas de anclaje convencionales concolgadores de tuberías de revestimiento mecáni-cos o mecanismos de enganche, a menudo se

64 Oilfield Review

Sección transversal de la conexión

Plantilla

Mantiene la integridad mecánica después quela formación colapsa sobre la conexión.

Conexión RapidConnect

Sección transversal de la conexión

Tubería de revestimiento fresada convencional

Análisis por el método de elementos finitos

Deflexión de 3.51 pulgadasen el pozo principal con

una carga de 10 lpc

Deflexión despreciablecon una carga

de 1000 lpc

Análisis por el método de elementos finitos

Conector Tubería de revestimiento

La conexión sin soporte se desplaza hacia el pozo principal después que la formación colapsa sobre la conexión.

> Comparación entre las conexiones RapidConnect y la tubería de revestimiento fresada. La construc-ción de una conexión lateral mediante el fresado de la parte superior de una tubería de revestimientoque se extiende dentro del pozo principal plantea numerosas desventajas (arriba a la izquierda). Lasfuerzas de la formación tarde o temprano empujan las tuberías de revestimiento dentro del pozo prin-cipal, lo cual restringe el acceso por debajo de ese punto o hace colapsar completamente a la cone-xión. Los conectores y plantillas RapidConnect y RapidExclude mejoran la integridad mecánica y laconfiabilidad de la conexión (abajo a la izquierda). Estas conexiones toleran presiones entre 100 y 150veces superiores a las toleradas por una conexión fresada. El peso que se ejerce sobre la conexiónse transfiere a la tubería de revestimiento primaria a través de los perfiles de bloqueo del conector yde la plantilla. El análisis por el método de elementos finitos permitió verificar la integridad estructuraldel sistema RapidConnect. Una carga de 69 kPa [10 lpc] sobre una conexión fresada produce más de3.5 pulgadas de deflexión en la tubería de revestimiento de 95⁄8 pulgadas (arriba a la derecha). Sinembargo, una carga de 6.9 MPa [1000 lpc] sobre una conexión RapidConnect produce una deflexióndespreciable (abajo a la derecha).

Page 10: Nuevos aspectos de la construcción de pozos multilaterales

Invierno de 2002/2003 65

extendían dentro del pozo principal, impidiendo elacceso a éste y a los tramos laterales. Las tuberíasde revestimiento fresadas permitían el acceso pro-visorio al tramo lateral y al pozo principal, peroestas conexiones con el tiempo colapsaban comoconsecuencia de las cargas impuestas por las tem-peraturas y los esfuerzos existentes en el subsuelo,la caída de la presión del yacimiento, la subsiden-cia y el alto diferencial de presión desarrolladocuando se utilizan bombas eléctricas sumergiblesde gran volumen. Por el contrario, los diseñosRapidConnect y RapidExclude ofrecen integridadmecánica en la conexión en caso de inestabilidad ymovimiento de la formación durante toda la vidaútil de un pozo (página anterior).

Estos dos sistemas logran la conectividad enlas ventanas fresadas de la tubería de revesti-miento mediante el montaje de los componentesde las conexiones en el fondo del pozo a fin decerrar las tolerancias dimensionales. Las conexio-nes resultantes, de alta resistencia, son aptas paraaplicaciones de pozos multilaterales perforadosen formaciones inestables, no consolidadas, pococonsolidadas o incompetentes. Estos sistemastienen dos componentes principales: una plantillay un conector que se ajustan entre sí para brindarla conectividad consistente de las conexiones.

La plantilla con una ventana precortada y rie-les guía se coloca al lado de una ventana desalida fresada en la tubería de revestimiento.Estos rieles se ajustan a los perfiles de un conec-tor. La plantilla se instala en un cople ICC comoparte de la terminación del pozo principal y laventana precortada se orienta en forma adya-cente a la ventana de la tubería de revestimientopreviamente fresada para construir un tramo late-ral. La utilización de niples con perfiles ICC per-mite la orientación precisa de la herramientadurante la instalación.

Los rieles guía y los perfiles del conector tra-bados orientan y desvían la tubería de revesti-miento y el conector a través de la ventana de laplantilla hacia el interior del tramo lateral. Laparte superior del conector luego se enclava en ellugar adecuado, en la sección superior de la plan-tilla, para resistir el movimiento de la tubería derevestimiento. El concepto es similar al de lasconexiones de tipo macho-hembra.

Esta técnica genera una fuerte conexiónestructural. La conexión RapidConnect logra unaresistencia al colapso de 10 MPa [1500 lpc]. Lasuave transición del pozo principal a los tramoslaterales facilita las posteriores operaciones dereingreso y reparación. El acceso integral a los tra-

mos laterales a través de la tubería de produccióny el aislamiento selectivo simplifican las operacio-nes futuras y facilitan el control de la producción.

Un cople ICC opcional, instalado con anticipa-ción a un costo mínimo, otorga la flexibilidadnecesaria para perforar y terminar otras ramifica-ciones laterales en el futuro. A diferencia de lasventanas precortadas, el cople ICC ofrece integri-dad total de la tubería de revestimiento hastaque se fresa una ventana de salida. Si se requie-ren tramos laterales no planificados en un pozodonde no existe cople ICC alguno, es posible ins-talar el sistema RapidConnect utilizando unempacador convencional como punto de referen-cia y plataforma de herramientas.

Schlumberger evaluó el equipo y los procedi-mientos RapidConnect y RapidExclude en un pozoexperimental construido en las instalaciones delInstituto de Tecnología del Gas (GTI, por sussiglas en inglés) situado en Catoosa, Oklahoma,EUA, a fin de validar el proceso de construcciónde conexiones para las ventanas fresadas en latubería de revestimiento (arriba). Esta prueba enescala natural se sumó a las pruebas convencio-nales de aptitud de componentes, subarreglos ynivel del sistema, realizadas durante el procesoestándar de desarrollo de productos. La instala-

Plantilla Conector

1Instalar plantilla.

2Instalar conector.

Niple de perfilcaracterístico

Empacador superior

Plantilla RapidConnect

Conector RapidConnect Acceso selectivoa través de la tubería (STTA)

Herramienta de asentamiento selectivo

Empacador inferior

5Acceso y reingreso

opcionales al tramo lateral.

6Aislamiento opcional

del tramo lateral superior.

4Instalar componentes

de terminación restantes.

3Conexión completa.

Colocar la plantilla y la herramienta de asentamiento selectivo en el cople ICC o en un empacador debajo de la ventana fresada después de bajar los componentes de la terminación inferior. Posicionar la abertura de la plantilla en la ventana de salida de la tubería de revestimiento. Recuperar las herramientas de bajada al pozo de la plantilla. Insertar el conector en el fondo del pozo hasta que el extremo inferior engrane en el receptáculo de diámetro interior pulido (PBR) instalado en el tope de la tubería de revestimiento desprendida y hasta que el extremo superior se asiente en la plantilla. Recuperar las herramientas de bajada al pozo. Completar la instalación de la conexión.

1 –

2 –

3 –

Colocar la tubería de producción y el empacador para el tramo lateral superior. Conectar al receptáculo PBR de la plantilla si se requiere aislamiento hidráulico en la conexión.Colocar un dispositivo de acceso selectivo a través de la tubería de producción (STTA) con un perfil de cierre y un sistema de desviación en la plantilla para dirigir las herramientas hacia el interior del tramo lateral en caso de que se efectúen intervenciones para trabajos de remediación.Instalar una camisa interna para aislar un tramo lateral del pozo principal.

4 –

5 –

6 –

> Conectividad y resistencia de las conexiones. Los sistemas RapidConnect y RapidExclude utilizan perfiles ICC RapidAccess para construir conexiones queconectan las tuberías de revestimiento de los tramos laterales con las ventanas de salida fresadas en las columnas de revestimiento primarias. Una cone-xión de alta resistencia se construye en el pozo; no es prefabricada. Dos componentes principales se montan en el fondo del pozo para aproximarse a lastolerancias dimensionales sin ventanas precortadas y orientando la tubería de revestimiento desde la superficie. El primer componente, una plantilla conuna ventana precortada y rieles guía, se coloca a través de una ventana fresada. El segundo componente, un conector, permite el anclaje físico de las tube-rías de revestimiento de los tramos laterales a la plantilla.

Page 11: Nuevos aspectos de la construcción de pozos multilaterales

66 Oilfield Review

Cople detubería derevestimientoindexado

Tubería derevestimiento

de 9 5⁄8 pulgadas Empacador deproducción QUANTUM

Plantilla RapidConnect

Herramienta deasentamientoselectivo

Empacador de producción QUANTUM

Conector RapidConnect

Camisa corredizacon niple de

perfil característicoCollar conorificios

PBR Collar conorificios

Empacadores externospara tubería de revestimiento

Filtros deexclusión de arena

Tubería derevestimientode 7 pulgadas

Cemento

Filtros de exclusión de arena

Filtros de exclusión de arena

Empacador de empaque de grava QUANTUM

Empacador de empaque de grava QUANTUM

Empacador de fondo

Cemento

160

0

320

480

640

800

960

1120

1280

1440

1600

1760

1920

2080

2240

24000 200 400 600 800

Distancia horizontal, m

Tubería derevestimientodel tramo lateralde 4 pulgadas

Conexión RapidConnect

Prof

undi

dad

verti

cal v

erda

dera

(TVD

), m

1000 1200 1400 1600 1800

Tramo lateral planificadoPozo principal realPozo principal planificado

1280

1120

960

800

640

480

320

160

0

0 160 320 480 640 800 960 1120 1280

Dist

anci

a no

rte-s

ur, m

Distancia oeste-este, m

Tubería derevestimientode 9 5⁄8 pulgadas

Tubería derevestimientode 9 5⁄8 pulgadas

Tubería de revestimiento de 24 pulgadas

Tubería derevestimiento de 24 pulgadas

N

ÁFRICA

NIGERIA

PortHarcourt

Lagos

> Terminación de un pozo multilateral en un área marina de Nigeria. TotalFinaElf instaló un sistema RapidConnectpara la terminación del pozo Ofon 26 en Nigeria, África Occidental (centro). Se diseñó la trayectoria del pozoprincipal para alcanzar dos zonas productivas; una sola ramificación lateral permitió explotar una sección aislada por fallas de la zona superior (arriba). Las dos zonas inferiores se terminaron con filtros estándar deexclusión de arena y ambas zonas se empacaron con grava en forma individual. El operador bajó una tuberíade revestimiento desprendida que consta de filtros de enrejado autónomos, un empacador externo para tube-ría de revestimiento primaria (ECP, por sus siglas en inglés) y uno de respaldo, para aislar la formación antesde la cementación, dos collares con orificios, un receptáculo de diámetro interior pulido (PBR, por sus siglasen inglés) y un dispositivo para desenganchar la sarta de bajada al pozo, así como una tubería de revesti-miento provisoria de 41⁄2 pulgadas para estabilizar el tramo lateral durante las operaciones de terminación(abajo). Luego se colocó una tubería de revestimiento de empalme de 4 pulgadas en el receptáculo PBR de la tubería de revestimiento desprendida y se la trabó en la plantilla RapidConnect.

Page 12: Nuevos aspectos de la construcción de pozos multilaterales

Invierno de 2002/2003 67

ción del sistema y la construcción de las conexio-nes resultaron exitosas y el sistema se manteníatotalmente operativo luego de ser recuperado delpozo de prueba. Varias instalaciones de conexio-nes RapidConnect efectuadas en el campo y unaprueba en escala natural de las conexionesRapidExclude realizada en las instalaciones deCatoosa, confirmaron el desempeño de las cone-xiones y los procedimientos de despliegue de lasmismas.9

Conexión RapidConnect: Nigeria En marzo de 2000, TotalFinaElf bajó la primeraconexión RapidConnect de 7 pulgadas en el pozoOfon 26; un pozo nuevo ubicado en el áreamarina de Nigeria (página anterior).10 El pozoprincipal atravesó dos intervalos productivos.Una sola ramificación lateral tenía como objetivouna sección de la zona superior aislada por fallas.El diseño del pozo requería un pozo principalentubado y cementado con la tubería de revesti-miento del tramo lateral conectada mecánica-mente a la tubería de revestimiento primaria,pero sin cementar en la conexión.

Antes de perforar y terminar el tramo lateralen el intervalo superior, TotalFinaElf realizó elempaque con grava de las dos zonas productivasen el pozo principal debajo del tramo lateral pro-puesto. La colocación de un empacador de aisla-miento entre los dos ensamblajes de filtropermitía la producción selectiva desde cualquierade los dos intervalos. Para acomodar los compo-nentes de pozos multilaterales y facilitar las ope-raciones de terminación, la tubería de revestimientode producción de 7 pulgadas del pozo principal,asentada a 2883 m [9459 pies], incluía un copleICC que actuaría como punto de referencia de laprofundidad y facilitaría la orientación direccional.

El operador orientó una cuña de desviacióncomercial en el cople ICC, fresó una ventana enla tubería de revestimiento de 7 pulgadas, entre1916 y 1920 m [6286 y 6299 pies], y perforó unpozo de drenaje lateral de 6 pulgadas hasta los2730 m [8957 pies]. El mantenimiento de la esta-bilidad de la formación y la conectividad deltramo lateral a esta profundidad de la conexión ycon esta alta inclinación, constituía una de lasprincipales preocupaciones de la operación.

En el tramo lateral de 6 pulgadas se bajó unatubería de revestimiento desprendida de 4 pulga-das, fijada a una tubería de revestimiento provi-soria de 41⁄2 pulgadas. La tubería de revestimientosuperior impidió la pérdida de diámetro del pozoo su colapso entre la ventana de la tubería derevestimiento de 7 pulgadas y la tubería de reves-

timiento desprendida durante las operaciones decementación. Los filtros de exclusión de arenaautónomos sin empaque de grava controlaron laentrada de arena y permitieron estabilizar sufi-cientemente el intervalo productivo, sin embargo,fue necesario aislar de la conexión una zona deagua ubicada por encima del filtro. El operadoroptó por utilizar empacadores externos para tube-ría de revestimiento a fin de aislar la formaciónantes de la cementación. La utilización de colla-res con orificios permitió emplazar el cemento enel espacio anular para aislar la zona de agua.

El ensamblaje de la tubería de revestimientode 4 pulgadas incluía filtros de enrejado estándarpara el control de la producción de arena, unempacador externo para tubería de revestimiento(EPC, por sus siglas en inglés) primario y otro derespaldo, dos collares con orificios, un receptá-culo de diámetro interior pulido (PBR, por sussiglas en inglés) para acomodar una posteriortubería de revestimiento de empalme y un dispo-sitivo de desconexión rápida para liberar la tube-ría de revestimiento de 41⁄2 pulgadas. Lautilización de un tubo lavador interno de 23⁄8 pul-gadas de diámetro facilitó la circulación de fluidoy la cementación. El empleo de una camisa corre-diza en la tubería de revestimiento de 41⁄2 pulga-das permitió la circulación de cemento fuera delespacio anular, debajo de la conexión.

La sarta de maniobras, la tubería de revesti-miento de 41⁄2 pulgadas y el tubo lavador de 23⁄8pulgadas fueron recuperados luego de cementarla tubería de revestimiento desprendida y una vezeliminado el excedente de cemento por encimadel PBR de empalme del lateral de 4 pulgadas.Esto dejaba la tubería de revestimiento despren-dida de 4 pulgadas en el tramo desnudo del pozode 6 pulgadas, a una distancia de 18 m [59 pies]de la ventana de la tubería de revestimiento de 7pulgadas. La conexión se desplegó en dos carre-ras: la primera, para colocar una plantillaRapidConnect adyacente a la ventana fresada enla tubería de revestimiento de 7 pulgadas; lasegunda, para efectuar el empalme de la tuberíade revestimiento desprendida y completar laconexión con un conector RapidConnect.

En el primer viaje, la plantilla se asentó en elempacador de aislamiento superior, debajo de laconexión. En el segundo viaje, se insertó un selloen la tubería de revestimiento de empalme den-tro del PBR de 4 pulgadas instalado en la tuberíade revestimiento desprendida, y se trabó elconector dentro de la plantilla. Una camisa corre-diza colocada en la cánula RapidConnect y des-plazada mediante tubería flexible permitió el

bombeo de geles químicos especiales dentro delespacio anular para sellar aún más la conexión eimpedir el ingreso de agua.

Los tubulares de producción y los componen-tes de terminación para la porción superior delpozo principal se conectaron al tope de la plantillaRapidConnect, y se colocó una camisa de aisla-miento en la conexión RapidConnect para aislar eltramo lateral. La tecnología de pozos multilatera-les logró aumentar la productividad de este pozo yprolongar su vida útil ya que posibilitó la produc-ción selectiva de múltiples zonas.

Conexión RapidConnect: IndonesiaEl desarrollo de campos en áreas marinas remo-tas del Sudeste Asiático permite agregar con-siderable producción de petróleo y reservasrecuperables para la región. Sin embargo, estosyacimientos a menudo se encuentran más allá delos patrones de desarrollo existentes. Los opera-dores instalan plataformas pequeñas con ins-talaciones mínimas para reducir los costos, peroesto limita las bocas de cabezales de pozo dispo-nibles en la plataforma para la perforación depozos de desarrollo y de relleno.

9. Ohmer H, Brockman M, Gotlib M y Varathajan P:“Multilateral Junction Connectivity Discussion andAnalysis,” artículo de la SPE 71667, presentado en laConferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE,Nueva Orleáns, Luisiana, EUA, 30 de septiembre al 3 de octubre de 2001.

10. Ohmer et al, referencia 9.

Page 13: Nuevos aspectos de la construcción de pozos multilaterales

Por ejemplo, la plataforma del campo EastRama situada en el Mar de Java, Indonesia, teníaocho bocas para cabezales de pozos y una capa-cidad de carga limitada (abajo). Ya estaban utili-zadas seis bocas cuando dos pozos verticales “desacrificio,” perforados por la embarcación de ser-vicios multipropósito (MPSV, por sus siglas en

inglés) Bima de Schlumberger, identificaron un blo-que de reservas de petróleo sin explotar. El desa-rrollo óptimo del campo y el drenaje de las reservasexigían cinco puntos de entrada al yacimiento.

Repsol YPF, ahora China National OffshoreOperating Company (CNOOC), llegó a la conclusiónque la mejor solución era perforar dos pozos mul-

tilaterales. En carácter de contratista principal,Schlumberger, en colaboración con DiamondOffshore Drilling, M-I Drilling Fluids, TAMInternational y Weatherford, llevaron adelanteeste proyecto. Cada uno de los dos tramos latera-les para el pozo East Rama AC-06—el primerpozo multilateral—tenía como objetivo dos inter-

68 Oilfield Review

Empalme

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ur, p

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1000 2000 30002000 1000

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0

Tubería derevestimiento de 95⁄8 pulgadas Tubería de

revestimiento de 7 pulgadas

Tubería derevestimientode 95⁄8 pulgadas

Tubería derevestimiento

de 95⁄8 pulgadas

Empacador del colgador de la tubería de revestimiento

Plantilla RapidConnect

Empacador externopara tubería derevestimiento

Conexión RapidConnect

Conexión RapidConnect

Tubería derevestimiento de 133⁄8 pulgadas

Tubería derevestimiento

de 16 pulgadas

Tubería de revestimiento de 7 pulgadas

7497 pies MD

7499 pies MD

8655 pies MD

8655 pies MD

Tubería de revestimiento de 133⁄8 pulgadas

Tubería derevestimientode 16 pulgadas

Prof

undi

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cal v

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dera

(TVD

), pi

es

Desviación horizontal, pies

PlanificadaReal

Planificada Real

Empacador del colgadorde la tubería de revestimiento

Tubería de revestimiento de 7 pulgadas

Conector RapidConnect

Filtros de exclusión de arena

Filtros de exclusión de arena

INDONESIA

ASIA

AUSTRALIA

N

Yakarta Mar de Java

> Terminación de un pozo multilateral en Indonesia. Repsol YPF, ahora China National Offshore Operating Company (CNOOC), instaló un sistemaRapidConnect para la terminación del pozo AC-06 del campo East Rama, en el Mar de Java, Indonesia (arriba a la izquierda). Cada ramificaciónlateral tenía como objetivo dos intervalos productivos (izquierda y derecha). El tramo lateral inferior de 6 pulgadas se terminó con una tubería derevestimiento que consta de un arreglo de filtro de exclusión de arena expansible (ESS, por sus siglas en inglés) de 4 pulgadas y camisa de aisla-miento expansible (EIS, por sus siglas en inglés) Weatherford, y una cañería hermética de 41⁄2 pulgadas ubicada debajo de un empacador paratubería de revestimiento de 7 pulgadas anclado a 2406 m [7894 pies] MD. La terminación del tramo lateral superior de 6 pulgadas se realizó con unarreglo de tubería de revestimiento que consta de un filtro ESS de 4 pulgadas, 22 m [72 pies] de una camisa EIS de 4 pulgadas, una cañería hermé-tica de 41⁄2 pulgadas y un empacador externo para tubería de revestimiento (ECP, por sus siglas en inglés) TAM International de 41⁄2pulgadas que seconectó al pozo principal y a la plantilla RapidConnect mediante una tubería de revestimiento de empalme y el conector RapidConnect (centro).

Page 14: Nuevos aspectos de la construcción de pozos multilaterales

Invierno de 2002/2003 69

valos productivos. Esta terminación no requeríaaislamiento hidráulico en la conexión, de modoque el operador optó por el sistema RapidConnect.

En enero de 2002, se instaló una conexiónRapidConnect durante la terminación del pozoAC-06.11 Después de cementar la tubería derevestimiento intermedia de 95⁄8 pulgadas a unaprofundidad medida (MD, por sus siglas eninglés) de 1875 m [6152 pies]—correspondientea una profundidad vertical verdadera (TVD, porsus siglas en inglés) de 1196 m [3924 pies]—Diamond Offshore Drilling perforó un pozo direc-cional de 81⁄2 pulgadas hasta 2430 m [7973 pies]MD, justo por encima del yacimiento. El contra-tista de perforación luego cementó una sarta derevestimiento de 7 pulgadas que incluía un copleICC primario y uno de respaldo con diferentesperfiles. El primer cople ICC se colocó a 1890 m[6201 pies] MD y el segundo cople ICC se instaló19 m [62 pies] más abajo para cubrir posiblescontingencias.

El primer tramo lateral de 6 pulgadas se per-foró direccionalmente hasta los 2608 m [8557pies] MD utilizando un fluido de perforación sin-tético base petróleo de M-I Drilling Fluids y el sis-tema VISION475 de 43⁄4 pulgadas de ejecución demediciones y adquisición de registros durante laperforación (MWD/LWD, por sus siglas en inglés)de Schlumberger. Después de alcanzar la profun-didad final (TD, por sus siglas en inglés), se ins-taló la tubería de revestimiento del tramo lateralcon un arreglo de filtro de arena expansible de 4pulgadas (ESS, por sus siglas en inglés) y camisade aislamiento expansible (EIS, por sus siglas eninglés) Weatherford, y una cañería hermética de41⁄2 pulgadas, debajo de un empacador para tube-ría de revestimiento de 7 pulgadas a 2406 m[7894 pies] MD.

Después de colocado el empacador para tube-ría de revestimiento y una vez expandidos el filtroESS y la camisa EIS, se colocó un empacador deempaque de grava QUANTUM de 7 pulgadas conun tapón en el pozo principal a 1920 m [6300 pies]MD, para aislar el primer tramo lateral y la termi-nación inferior durante la perforación y terminacióndel tramo lateral superior. Se hizo circular un fluidode alta viscosidad por encima del empacador deaislamiento como barrera para los escombros.

Una herramienta de asentamiento selectivobajada junto con el sistema VISION475 deSchlumberger permitió determinar con exactitudla orientación del cople ICC superior en el fondodel pozo. En la bajada siguiente, se colocó laherramienta de asentamiento selectivo y unacuña de desviación Weatherford en la cupla ICCsuperior a 1890 m MD. En la tubería de revesti-miento de 7 pulgadas se fresó una ventana entre1880 y 1884 m [6168 y 6181 pies] MD, en menosde 21⁄2 horas, utilizando un motor de fondo orien-table de potencia extendida PowerPak XP deSchlumberger. El tramo lateral superior de 6 pul-gadas se perforó direccionalmente con el mismotipo de fluido de perforación que el utilizado en eltramo lateral inferior.

Se procedió a bajar un empacador QUANTUMde 7 pulgadas y una tubería de revestimiento pro-visoria por encima de 78 m [256 pies] de un filtroESS de 4 pulgadas, 22 m [72 pies] de una camisaEIS de 4 pulgadas, una cañería hermética de 41⁄2pulgadas y un empacador externo para tubería derevestimiento TAM International de 41⁄2 pulgadas,que fue colocado a 6300 pies MD. Se expandie-ron el filtro ESS y la camisa EIS frente a la for-mación y se infló el empacador ECP con cemento.Se soltó el dispositivo de desconexión de la tube-ría de revestimiento y se recuperaron el empaca-

dor superior QUANTUM y la tubería de revesti-miento provisoria. También se recuperaron delpozo la cuña de desviación y el tapón del empa-cador QUANTUM.

La instalación de una plantilla y un conectorRapidConnect en una tubería de revestimiento deempalme permitió conectar el arreglo de termi-nación del tramo lateral superior con el pozo prin-cipal y terminar la conexión del Nivel 3. Laterminación finalizó con una bomba eléctricasumergible colocada en la tubería de revesti-miento de 95⁄8 pulgadas, por encima del colgadorde la tubería de revestimiento de 7 pulgadas; semezcló la producción proveniente de cada ramifi-cación lateral. Este pozo fue terminado en tiemporécord; 36 días desde el inicio de la perforaciónhasta la primera producción.

A un régimen estabilizado de 874 m3/d [5500B/D] de petróleo y 128,864 m3/d [4.5 MMpc/D]de gas, el pozo AC-06 produce tres o cuatroveces más petróleo que los mejores pozos con-vencionales del campo. Este pozo multilateraltambién alcanzó el nivel de productividad másalto—0.74 m3/d/kPa [32 B/D/lpc]—para elcampo East Rama. Las productividades de lospozos AC-02 y AC-03 terminados en forma con-vencional alcanzaron 0.16 y 0.28 m3/d/kPa [7 y 12B/D/lpc], respectivamente. El incremento de laproductividad experimentado por este pozodemostró que la tecnología de pozos multilatera-les es eficaz en materia de costos para el desa-rrollo de campos satélites y la explotación dereservas pasadas por alto.

Resistencia de las conexiones y exclusión de arenaLas conexiones multilaterales pueden experimen-tar problemas de conectividad debido a la pre-sencia de formaciones inestables y grandescargas mecánicas que afectan negativamente suintegridad mecánica. En formaciones propensas ala producción de arena, las partículas de sólidosque ingresan a través de las conexiones causanproblemas serios. Schlumberger desarrolló un sis-tema multilateral para construir conexiones queexcluyen la arena y soportan mejor las cargas cre-adas por la inestabilidad de la formación.

Basada en los conceptos comprobados de lossitemas RapidAccess y RapidConnect, la cone-xión multilateral RapidExclude para exclusión desólidos impide la entrada de arena (izquierda).

Receptáculo de diámetro interior pulido (PBR)

Secciones transversalesde las conexiones

ConexiónRapidExclude

> Conexiones de alta resistencia y de exclusión de la arena. El sistema RapidExclude se basa en los di-seños RapidAccess y RapidConnect. Un perfil de riel guía modificado permite excluir la arena y ofreceintegridad mecánica adicional. Este sistema resiste cargas de hasta 17 MPa [2500 lpc] en las conexionesy excluye partículas de tan sólo 40 micrones. Este perfil transversal muestra el acople entre la plantilla yel conector de un sistema RapidExclude de 95⁄8 pulgadas (arriba). De izquierda a derecha, estas seccio-nes transversales representan cortes del arreglo desde arriba hacia abajo (abajo). Los dos componentescomienzan como tuberías concéntricas y luego divergen hasta convertirse en dos diámetros separados.

11. Caretta F, Drablier D y O’Rourke T: “Southeast Asia’s FirstMultilateral with Expandable Sand Screens,”OffshoreEngineer (Abril de 2002): 55–56.Tanjung E, Saridjo R, Provance SM, Brown P y O’RourkeT: “Application of Multilateral Technology in Drilling anOffshore Well, Indonesia,” artículo de la SPE 77829, pre-sentado en la Conferencia y Exhibición del Petróleo y elGas de la SPE del Pacífico Asiático, Melbourne,Australia, 8 al 10 de octubre de 2002.

Page 15: Nuevos aspectos de la construcción de pozos multilaterales

Este sistema constituye una herramienta de termi-nación adicional para yacimientos estratificados,fallados y compartimentalizados, incluyendo pozosque atraviesan zonas con diferentes grados de ago-tamiento. El acople permanente entre una plantilla-riel de fijación modificada y un perfil conector,permite excluir los granos de formación y las partí-culas de sólidos. El sistema RapidExclude controlala entrada de arena en yacimientos no consolidadoso poco consolidados. Esta conexión de alta resis-tencia también es estable frente a lutitas inestableso en formaciones sometidas a grandes esfuerzos.

La mayoría de las conexiones convencionalesmuestran una resistencia al colapso que varía entre0.07 y 0.7 MPa [10 y 100 lpc] y poseen una aberturade más de 2.5 cm [1 pulgada]. Esta conexión mejo-rada presenta una resistencia al colapso superior a17 MPa [2500 lpc] y excluye granos de arena y par-tículas de sólidos de tan sólo 40 micrones.

En junio de 2002, se habilitó un sistemaRapidExclude de 95⁄8 pulgadas en las instalacionesdel GIT en Catoosa, Oklahoma. Se terminó un pozode prueba con tubería de revestimiento de 95⁄8 pul-gadas que incluía un cople ICC RapidAccess. Seutilizaron procedimientos comprobados en elcampo de instalaciones RapidConnect previaspara fresar la ventana de salida de la tubería derevestimiento y construir una conexión a 295 m[970 pies] en una arenisca arcillosa. Los compo-nentes de la conexión fueron recuperados como

parte de esta prueba de aptitud en escala naturalpara evaluar la reversibilidad de la instalación.

El conector se recuperó con un arpón conven-cional, aplicando un esfuerzo de tracción directo.A continuación se recuperó la plantilla, tambiéncon esfuerzo de tracción directo. Ambos compo-nentes se hallaban en buen estado y funcionabanperfectamente. El dispositivo de desviación parael reingreso selectivo, las herramientas de inter-vención y una camisa de aislamiento se bajaron yrecuperaron con éxito, utilizando una unidad delínea de acero para complimentar los requisitosnecesarios para su habilitación comercial. Eldesempeño del sistema RapidExclude fue elesperado y el mismo quedó aprobado para su ins-talación comercial. En noviembre de 2002,Schlumberger instaló con éxito una conexiónRapidExclude en Venezuela.

Integridad hidráulica de la conexiónEl sistema prefabricado de terminación de pozosmultilaterales RapidSeal, que provee accesoselectivo al pozo de drenaje y conectividad conuna unión aislada hidráulicamente, forma unaconexión simétrica de alta resistencia con inte-gridad hidráulica entre dos tramos lateralesadyacentes y el pozo principal. Este sistema sedesarrolló mediante un proyecto de investigacióny desarrollo conjunto entre Agip, una división deEni, y Schlumberger.

Las primeras conexiones del Nivel 6 consta-ban de dos tuberías de revestimiento de diáme-tro completo, adosadas a una conexión detubería de revestimiento primaria. Esta configu-ración permitió simplificar la construcción de lasconexiones, pero requería un pozo de gran diá-metro que ocasionaba la pérdida de dos o másdiámetros de tuberías de revestimiento interme-dias. El cambio abrupto de la gran tubería derevestimiento central a las tuberías de revesti-miento más pequeñas de los tramos lateralestambién constituía una limitación.

Schlumberger y Agip lograron superar estaslimitaciones, desarrollando una tecnología innova-dora de aleación de metales. A diferencia de lossistemas RapidConnect y RapidExclude, que seensamblan en el fondo del pozo, una conexiónRapidSeal se fabrica por anticipado como una solapieza. Actualmente, este sistema combina dossalidas de 7 pulgadas debajo de la tubería derevestimiento de 95⁄8 pulgadas, o dos salidas de 95⁄8pulgadas debajo de la tubería de revestimiento de133⁄8 pulgadas, para formar una conexión.

El proceso de fabricación reduce el diámetroexterno inicial del sistema, ya que, en una prensamecánica especial, comprime plásticamente lasdos salidas laterales a diámetros menores quesus diámetros expandidos. Esto garantiza distri-buciones de esfuerzos uniformes, una geometríaconsistente del sistema y tolerancias dimensio-

70 Oilfield Review

1Instalar conexión.

3Instalar retenedor de cemento y cementar

la tubería de revestimiento primaria.

2Expandir salidas de conexión.

Perforar el pozo principal. Ensanchar y agrandar el tramo desnudo del pozo en la ubicación de la conexión. Colocar el sistema RapidSeal en la tubería de revestimiento primaria.Posicionar los soportes de la herramienta de expansión operada por cable en las salidas RapidSeal. Verificar la orientación direccional de la conexión para asegurar la correctaexpansión de las salidas. Controlar el proceso en tiempo real desde la superficie para confirmar la expansión simultánea y la geometría final de las salidas. Recuperar la herramienta de expansión.Mediante la utilización del perfil RapidSeal para la verificación de la profundidad, colocar el retenedor de cemento transportado por cable por encima de la conexión para evitar diferencias de presiones y aumentar la confiabilidad. Cementar la conexión.

1 – 2 –

3 –

SistemaRapidSeal

Herramienta de expansión operada por cable

Retenedorde cemento

Taponeslimpiadores

> Integridad hidráulica de la conexión. El sistema RapidSeal se fabrica por anticipado—no se construye en el fondo del pozo—para lograr integridadhidráulica. Este sistema TAML Nivel 6 incluye una sección prefabricada de tubería de revestimiento central con dos salidas más pequeñas. Las salidassimétricas se comprimen para que pasen por la tubería de revestimiento precedente y luego se las hace retornar a su tamaño y geometría originales(proceso de reformación) mediante una herramienta de expansión modular operada por cable. El proceso de expansión se controla desde la superficieen tiempo real y se lleva a cabo en un solo viaje.

Page 16: Nuevos aspectos de la construcción de pozos multilaterales

Invierno de 2002/2003 71

nales exactas, además de permitir que la cone-xión comprimida pase a través de la sarta derevestimiento precedente, lo cual minimiza elefecto telescópico del pozo.

El diseño híbrido único de esta conexión dedoble salida permite aumentar la resistenciatanto a la presión interna como a las presiones decolapso externas. Dos salidas se encuentran sol-dadas a un tensor, o miembro estructural, cons-truido de material de alta resistencia. Sólo lassalidas dúctiles, no el tensor, soportan la defor-mación plástica. Un proceso patentado garantizala penetración completa de la soldadura a lolargo de la interfaz tensor-salida.

El sistema RapidSeal utiliza una combinaciónde componentes dúctiles resistentes para reducirlas averías y los esfuerzos en las salidas de lostubulares, y mantener la resistencia de la cone-xión luego de ser comprimida y retornada a sutamaño y forma cilíndrica originales (proceso dereformación). Cuando este sistema se despliegaa la profundidad adecuada, una herramienta deexpansión operada por cable reforma las salidasen un solo viaje (página anterior y arriba). Encomparación con los sistemas que utilizan unmandril mecánico, esta técnica reduce sustan-cialmente el tiempo de instalación.

El proceso de reformación, que insume unos45 minutos, es controlado en tiempo real desde lasuperficie. Este procedimiento asegura una

expansión suave y confirma que la geometríafinal de la salida satisfaga las especificacionesAPI en lo que respecta a dimensiones internas delos tubos. Los pistones de los dos soportes de laherramienta de expansión aplican fuerza paraabrir y reformar simultáneamente ambas salidasen forma simétrica. La energía eléctrica prove-niente del cable hace funcionar una bomba en laherramienta que provee suficiente presiónhidráulica para desarrollar una fuerza de 6.6millones de N [1.5 millones de lbf] en una cone-xión RapidSeal de 133⁄8 pulgadas.

Un adaptador provee una transición suave deuna sola abertura a las dos salidas y conecta lassalidas a la abertura de la conexión principal. Laparte inferior del ensamblaje de la conexión es unarmazón de acero alojado dentro de una guía defibra de vidrio que funciona como una zapata guíaestándar y protege las salidas durante la instala-ción. El armazón de acero también actúa comocuña de desviación para guiar las herramientasfuera de los orificios de salida de la conexióndurante las operaciones de perforación y termi-nación de cada ramificación lateral.

El diseño simétrico de las conexionesRapidSeal asegura una suave transición desde elpozo principal hacia cada una de las ramificacio-nes, permitiendo que las herramientas de perfo-ración y los ensamblajes de terminación estándarpasen a través de la conexión. La presión de ser-

vicio para las conexiones RapidSeal de 95⁄8 y 133⁄8pulgadas es de 8 MPa [1200 lpc] y 15 MPa [2200lpc], respectivamente.

Luego de efectuar vastas pruebas de labora-torio, se instaló, expandió y cementó con éxitouna conexión RapidSeal con tubería de revesti-miento central de 95⁄8 pulgadas y dos salidas de 7pulgadas, en un pozo experimental desviado delcentro de pruebas del GTI en Catoosa,Oklahoma.12 Desde la conexión, se perforaron dosramificaciones direccionales de 61⁄8 pulgadas. Laprimera ramificación se terminó con una tuberíade revestimiento de 4 pulgadas, sin cementar, yla segunda con una tubería de revestimiento de 4pulgadas cementada. El objetivo de la prueba eraevaluar el sistema RapidSeal antes de la primerainstalación comercial en el campo. Durante laejecución de esta prueba, el desempeño de loscomponentes, las herramientas y los procedi-mientos fue exitoso. El sistema RapidSeal de133⁄8 pulgadas satisfizo los requisitos para suhabilitación comercial en pruebas de laboratorio.

4Perforar retenedor de

cemento y tapones limpiadores.

7Terminar conexión e

instalar equipo de producción.

5Perforar y terminar la

primera ramificación lateral.

6Perforar y terminar la segunda salida lateral.

Limpiar el pozo principal hasta el tope de las salidas de la conexión. El perfil RapidSeal provee un indicador de profundidad positivo.Colocar y orientar el desviador en el perfil RapidSeal para desviar la barrena y el arreglo de tubería de revestimiento hacia la primera salida. Limpiar el cemento y perforar el primer tramo lateral. Bajar el empacador del colgador de la tubería de revestimiento y la tubería de revestimiento. Instalar el tapón con línea de acero en el niple de perfil característico debajo del colgador de la tubería de revestimiento para aislar el tramo lateral. Recuperar el desviador.Colocar y orientar el desviador en el perfil RapidSeal para desviar la barrena y el arreglo de tubería de revestimiento hacia la segunda salida. Limpiar el cemento y perforar el segundo pozo lateral. Bajar el empacador del colgador de la tubería de revestimiento y la tubería de revestimiento en la segunda ramificación lateral. Instalar el tapón con línea de acero en el niple de perfil característico debajo del colgador de la tubería de revestimiento para aislar el tramo lateral. Recuperar el desviador.Colocar el sistema DualAccess en el pozo principal para la terminación de ambas ramificaciones laterales.

4 –5 –

6 –

7 –

Barrena

PerfilRapidSeal

Empacador delcolgador de la tubería de revestimiento

Desviador Sistema de empacador DualAccess

12. Ohmer H, Follini J-M, Carossino R y Kaja M: “WellConstruction and Completion Aspects of a Level 6Multilateral Junction,” artículo de la SPE 63116, presen-tado en la Conferencia y Exhibición Técnica Anual de laSPE, Dallas, Texas, USA, 1 al 4 de octubre de 2000.

Page 17: Nuevos aspectos de la construcción de pozos multilaterales

Conexiones RapidSeal: Brasil, Nigeria e Indonesia Petrobras instaló el primer sistema RapidSealcomercial en un pozo terrestre ubicado enMacau, Brasil. Esta conexión de 95⁄8 pulgadas seorientó e instaló por encima del yacimiento, a 518m [1700 pies] MD. Las dos salidas se expandieronhasta alcanzar su geometría circular original den-tro de los valores de tolerancia dimensional API yluego se cementaron en el lugar apropiado. Elproceso de expansión consumió 6 horas, inclu-yendo el tiempo de viaje, con sólo 30 minutos detiempo no productivo. El operador perforó direc-cionalmente dos ramificaciones laterales de 7pulgadas, utilizando un motor de desplazamiento

positivo (PDM, por sus siglas en inglés) PowerPakXP y barrenas excéntricas de 6 por 7 pulgadas deun compuesto policristalino de diamante (PDC,por sus siglas en inglés) (abajo).

La primera ramificación con una tubería derevestimiento de 41⁄2 pulgadas se extendía 644 m[2112 pies] y se cementó para lograr el aisla-miento zonal. La segunda ramificación se extendía568 m [1864 pies] y también se entubó con unatubería de revestimiento de 41⁄2 pulgadas cemen-tada. Un sistema DualAccess con empacadores deaislamiento colocados en cada tramo lateral y unempacador de producción MultiPort en el pozoprincipal, fue conectado hidráulicamente me-diante sartas de producción independientes a un

Discriminador de Intervención y a un empacadorde derivación MultiPort con orificios múltiplesubicados por encima de los tramos laterales. Lasválvulas hidráulicas de control de flujo permitenel aislamiento selectivo o la producción de lasramificaciones laterales superior e inferior.Sensores de producción integrados permanentesFloWatcher vigilan rutinariamente la presión, latemperatura y la producción de cada ramificación.

El sistema DualAccess es recuperable parapermitir el acceso al pozo principal y el reingresoa ambas ramificaciones. Luego de realizar inten-sas y exitosas pruebas de ambos tramos latera-les para verificar la integridad hidráulica y laaccesibilidad, se recuperó el equipo de termina-ción DualAccess para disparar (cañonear, punzar)y terminar el pozo. La primera ramificación late-ral se terminó con tubería de producción de 31⁄2pulgadas y una bomba de cavidad progresiva(PCP, por sus siglas en inglés). La terminación dela segunda ramificación lateral se realizó contubería de producción de 31⁄2 pulgadas y unabomba eléctrica sumergible.

Petrobras y Schlumberger están trabajandoen conjunto con el objetivo de desarrollar proce-dimientos para la instalación y operación enáreas marinas de un sistema RapidSeal de 133⁄8pulgadas en Brasil. Schlumberger también hainstalado sistemas RapidSeal en Nigeria paraAgip y en Indonesia para CNOOC.

Agip instaló recientemente una conexión delNivel 6 para la terminación del pozo Idu ML 11,en el campo Idu en el área continental deNigeria. El objetivo era explotar dos intervalosindependientes—Zonas I y L—con dos ramifica-ciones laterales de un pozo principal. Agip per-foró hasta la profundidad propuesta de 2000 m[6562 pies] para la instalación de la conexión yensanchó el pozo hasta 171⁄2 pulgadas para per-mitir la expansión del sistema RapidSeal.

La conexión se orientó antes de expandir lassalidas y cementar la tubería de revestimientoprimaria. El operador perforó ambas ramificacio-nes laterales con barrenas de PDC de 61⁄8 pulga-das, utilizando lodo sintético base petróleo(OBM, por sus siglas en inglés) y cementó lastuberías de revestimiento de 41⁄2 pulgadas en ellugar adecuado. El primer lateral se extendió 693m [2274 pies] y el segundo 696 m [2283 pies]. Seconectó cada salida a la superficie en formaindependiente utilizando un sistema de empaca-dor DualAccess (próxima página). Este pozo estáproduciendo en forma más eficaz que lo previstooriginalmente y como si se tratara de dos pozosdireccionales independientes. La producción ini-cial de la Zona L alcanzó 358 m3/d [2250 bppd] yla de la Zona I, 318 m3/d [2000 bppd].

72 Oilfield Review

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PlanificadaReal

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Zona 2

Zona 2

Zona 1

Zona 1Zona 2

Zona 1Zona 2

Zona 1

Conexión RapidSeal de 95⁄8 pulgadas

Dist

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300

150

0

Empacador de producción MultiPort de 95⁄8 pulgadas

Tubería de revestimiento de 95⁄8 pulgadas

Sistema de empacador DualAccess de 95⁄8 pulgadas

Disparos

Empacadores de colgadores de tubería de revestimiento de 41⁄2 pulgadas

Empacador externo para tubería de revestimiento

Tubería de revestimiento de 41⁄2 pulgadas

Tubería de producción de 31⁄2 pulgadas

Válvulas hidráulicas de control de flujo de 31⁄2 pulgadas

Monitor de producción FloWatcher de 31⁄2 pulgadas (presión, temperatura y producción)

Válvula de alivio

Tubería de producción de 7 pulgadas

Discriminador de Intervención

Disparos

N

AMÉRICADEL SUR

BRASIL

Macau

Río de Janeiro

> Prueba de campo de un pozo multilateral Nivel 6 en Brasil. La primera instalación comercial de unsistema RapidSeal de 95⁄8 pulgadas se llevó a cabo en tierra para Petrobras, en Macau, Brasil (partesuperior derecha). Cada tramo lateral tenía como objetivo dos intervalos productivos (parte inferiorderecha). Se instaló provisoriamente un sistema de terminación DualAccess para la realización depruebas intensivas y para la evaluación de equipos avanzados de control de flujo y de vigilancia ruti-naria (izquierda). Este sistema consta de sartas de producción con arreglos de sello para cada tuberíade revestimiento del tramo lateral, un empacador para aislar el espacio anular entre las sartas de pro-ducción y la tubería de revestimiento primaria, y un Discriminador de Intervención para accederselectivamente a cada tramo lateral.

Page 18: Nuevos aspectos de la construcción de pozos multilaterales

Invierno de 2002/2003 73

Los componentes de terminación de pozos devanguardia, o inteligentes, están evolucionandocada vez más para satisfacer las necesidades delos operadores; y las terminaciones de pozos mul-tilaterales son cada vez más sofisticadas.Muchos pozos ahora incluyen equipos de fondopara vigilar rutinariamente la producción, contro-lar selectivamente el flujo proveniente de lasramificaciones laterales y manejar los yacimien-tos en forma más eficaz.

CNOOC recientemente perforó y terminó elprimer pozo multilateral TAML Nivel 6 enIndonesia y la primera terminación inteligenteNivel 6 del mundo para incrementar las reservasrecuperables y reducir los costos de construcciónde pozos. Se instaló una conexión RapidSealdurante la terminación del pozo NE Intan A-24 enel Mar de Java (próxima página). La perforaciónde este pozo, bajo 23 m [75 pies] de agua, requi-rió menos tiempo—sólo 25 días—y costó aproxi-madamente 1 millón de dólares estadounidensesmenos que el pozo AC-06, un multilateral Nivel 3del campo East Rama, perforado hasta una pro-fundidad similar y tramos laterales equivalentesa los del pozo NE Intan A-24.

Luego de orientar, expandir y cementar laconexión RapidSeal de 95⁄8 pulgadas a una pro-fundidad de 2535 m [8317 pies], se perforaronambas ramificaciones laterales con lodo sintéticoOBM de M-I Drilling Fluids. El primer tramo late-ral se extendió 396 m [1300 pies] y se perforó conuna barrena de PDC de 61⁄8 pulgadas. El segundotramo lateral, que se extendió 701 m [2300 pies],se perforó utilizando una barrena bicéntrica de 6pulgadas por 7 pulgadas con un motor PowerPakPDM que tenía un ajuste angular de 1.83°.CNOOC terminó el primer tramo lateral con filtrosde control de producción de arena de 31⁄2 pulga-das, de calidad superior. Para el segundo tramolateral se utilizaron filtros de control de produc-ción de arena de 41⁄2 pulgadas, también de cali-dad superior. Cada ramificación incluyó unempacador ECP para el aislamiento zonal.

Los modernos componentes de terminación depozos, instalados por encima de la conexión, incluí-an válvulas hidráulicas de fondo para controlar elflujo y sensores para medir la presión, la tempera-tura y la producción de cada ramificación del pozo.Una bomba eléctrica sumergible de Schlumberger,con una unidad de vigilancia rutinaria de fondo depozo MultiSensor para terminaciones con bombasumergible y un controlador de la velocidad insta-lado en la superficie, levanta los hidrocarburoshasta la superficie a través de una tubería de pro-ducción de 41⁄2 pulgadas. Un sistema de control desuperficie y de adquisición de datos (SCADA, porsus siglas en inglés) y medidores de flujo multifási-co ubicados en la superficie, controlan los paráme-

tros de bombeo y el desempeño del pozo, y trans-miten los datos a CNOOC en tiempo real a travésde la Red.

Consideraciones clave de diseñoEl primer factor a considerar cuando se planificala terminación de pozos multilaterales es si setrata de un pozo nuevo o uno existente. Los pozosnuevos ofrecen a los ingenieros la libertad y fle-xibilidad de diseñar pozos multilaterales desde elfondo hacia la superficie. El sistema de análisis

de la producción NODAL y el modelado de yaci-mientos ayudan a establecer la longitud de lostramos laterales y el diámetro de la tubería deproducción óptimos, lo cual determina el diáme-tro de las tuberías de revestimiento primaria eintermedia. Las opciones de terminación y lasconfiguraciones de los pozos resultan más limita-das en el caso de pozos existentes, pero aún asímuchos pozos viejos son candidatos para opera-ciones de re-entrada utilizando tecnología depozos multilaterales.

Empacador del colgador de tubería de revestimiento de 41⁄2 pulgadas

Tubería de revestimiento de 41⁄2 pulgadas

Disparos Zona I

Disparos Zona L

Conexión RapidSeal de95⁄8 pulgadas

Discriminadorde Intervención

Válvula de seguridaddel subsuelo controladadesde la superficie (SCSSV)

Sistema de empacadorDualAccess

Tubería de revestimientode 95⁄8 pulgadas

Niple de perfilcaracterístico

2700

0 300

0

300

600

900

1200

1500

1800

2100

Prof

undi

dad

verti

cal v

erda

dera

(TVD

), m

2400

Tubería derevestimiento de 185⁄8 pulgadas

Tubería derevestimientode 133⁄8 pulgadas

Conexión RapidSeal de 95⁄8 pulgadas

Zona L Zona I

Desviación horizontal, m

ÁFRICA

NIGERIA

0 100

100

0

100

200

Tubería de revestimiento de 133⁄8pulgadas

Tubería derevestimiento de

185⁄8 pulgadas

Dist

anci

a no

rte-s

ur, m

Distancia este-oeste, m

Zona I

Zona L

Conexión RapidSeal de 95⁄8 pulgadas

Tramo lateral 1Tramo lateral 2

N

PortHarcourt

Lagos

> Terminación de un multilateral Nivel 6 en Nigeria. Agip perforó dos ramificaciones laterales mediantela utilización de una conexión RapidSeal en el pozo terrestre Idu ML 11 (arriba). La primera ramificaciónse extendió 693 m [2274 pies]; el segundo tramo lateral se extendió 696 m [2283 pies] (derecha). Cadasalida se vinculó con la superficie en forma independiente, mediante la utilización de un sistema deempacador DualAccess (izquierda).

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Otra consideración a tener en cuenta es eltipo de conexión, que depende del grado de inte-gridad mecánica e integridad hidráulica requeridoen cada tramo lateral, de los esfuerzos en elsubsuelo y de la necesidad de reingresar en lasramificaciones individuales. Un tramo lateral ter-minado a agujero descubierto sin conexión puedeser suficiente cuando la producción del tramolateral se mezcla con la del pozo principal, ocuando las conexiones se encuentran en forma-ciones competentes o no se requiere accesibilidadal tramo lateral. Un sistema del Nivel 6 puederesultar más adecuado si se desea producción o

inyección selectivas en cada tramo lateral, si laconexión está ubicada en una formación poco con-solidada o si se requiere accesibilidad al tramolateral.

El conocimiento del yacimiento es críticocuando se planifican pozos multilaterales. En lospozos de exploración o en pozos que se encuen-tran en las primeras etapas de desarrollo, quizásno se disponga de información suficiente paraplanificar una trayectoria de pozo compleja. Antetales circunstancias, los operadores pueden per-forar un pozo vertical de bajo costo con planes decontingencias para uno o más tramos laterales,

acorde con la información obtenida durante la per-foración y la terminación del pozo principal. Lospozos horizontales y multilaterales también se uti-lizan en esta etapa para delinear mejor el yaci-miento desde una sola localización de superficie.

74 Oilfield Review

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

0 500Distancia horizontal, m

Conexión RapidSeal de 95⁄8 pulgadas

Prof

undi

dad

verti

cal v

erda

dera

(TVD

), m

Dist

anci

a no

rte-s

ur, m

1000

1000 500Distancia este-oeste, m

0

1500

1000

500

0

500

Tubería de revestimientode 133⁄8 pulgadas

Lateral 1Lateral 2

Tubería de revestimientode 133⁄8 pulgadas

Lateral 1

Lateral 2

Conexión RapidSeal de 95⁄8 pulgadas

Empacador del colgador de latubería de revestimiento RapidSeal

Receptáculo de diámetro interior pulido

Empacadores externospara tubería de revestimiento

Desviador RapidSeal

Conexión RapidSeal de 95⁄8 pulgadas

Bomba eléctrica sumergible

Válvula hidráulica de control de flujo

Perfil de restricción interiorDispositivo dedesconexión por esfuerzo de corte

Sensor FloWatcher

Válvula de seguridad del subsuelocontrolada desde la superficie (SCSSV)

Empacador de aislamientode zonas múltiples MZ

Unidad MultiSensor

Empacador del colgador de la tubería de revestimiento RapidSeal

ASIA

AUSTRALIA

INDONESIA

N

Yakarta Mar de Java

> Terminación del primer pozo multilateral inteligente Nivel 6 del mundo. Recientemente, CNOOC perforó y terminó el pozo NE Intan A-24, el primer multila-teral Nivel 6 TAML perforado en el Mar de Java, Indonesia (parte inferior derecha). Después de orientar, expandir y cementar en el lugar adecuado laconexión RapidSeal de 95⁄8 pulgadas a 2535 m [8317 pies], el operador perforó dos ramificaciones laterales (parte superior derecha). La primera ramifica-ción se extendió 396 m [1300 pies]; el segundo tramo lateral se extendió 701 m [2300 pies]. Cada tramo lateral se terminó con un empacador externo para latubería de revestimiento y filtros de control de producción de arena. Un dispositivo de orientación, o desviador, permitió asegurar la inserción correcta delos componentes de terminación en las salidas de la conexión. Componentes de terminación de vanguardia—válvulas hidráulicas de control de flujo ysensores para medir la presión, la temperatura y la producción para cada ramificación del pozo, una bomba eléctrica sumergible Schlumberger con unsistema de vigilancia rutinaria de extracción artificial Phoenix y un variador de velocidad controlado desde la superficie—convirtieron a éste en el primerpozo multilateral Nivel 6 “inteligente” (izquierda).

13. Afilaka JO, Bahamaish J, Bowen G, Bratvedt K, Holmes JA,Miller T, Fjerstad P, Grinestaff G, Jalali Y, Lucas C, JiménezZ, Lolomari T, May E y Randall E: “Mejoramiento de losyacimientos virtuales,” Oilfield Review 13, no. 1 (Primavera de 2001): 26–47.

14. Brister R: “Screening Variables for MultilateralTechnology,” artículo de la SPE 64698, presentado en la Conferencia y Exhibición Internacional del Petróleo yel Gas de la SPE, Pekín, China, 7 al 10 de noviembre de 2000.

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Invierno de 2002/2003 75

En las últimas etapas del desarrollo de uncampo, se dispone de un volumen considerablede información de yacimientos, de manera quese pueden diseñar trayectorias de pozos máscomplejas para alcanzar formaciones específi-cas, compartimentos geológicos o reservaspasadas por alto.

En términos económicos, los pozos multilate-rales no representan dos o más pozos por el pre-cio de uno. En ciertos casos, las terminaciones depozos multilaterales permiten duplicar la produc-ción del pozo pero, en base a los promedios de laindustria, son más factibles aumentos del 30 al60%. Históricamente, para que los pozos multila-terales resulten redituables, el incremento de laserogaciones de capital no debería superar el 50%.Esto significa que los resultados económicos glo-bales de construcción de pozos debería mejoraren un 40% aproximadamente. Las terminacionesde pozos multilaterales óptimas se basan en laevaluación económica de diversas alternativasque dependen de pronósticos de desempeño delyacimiento.

En muchos casos, es necesaria la simulaciónnumérica que utiliza un modelo de un solo pozo ode todo el campo, para formular un pronósticoexacto sobre el cual basar el análisis económicodel proyecto. La simulación numérica requiere unmayor conocimiento del yacimiento, implica mástiempo de configuración y demanda más tiempocomputacional que los modelos analíticos. Sinembargo, los modelos numéricos pueden darcuenta de efectos tales como flujo multifásico yefectos gravitacionales, geometrías de yacimien-tos complejas y yacimientos heterogéneos. Elmódulo de pozos de segmentos múltiples del pro-grama ECLIPSE de simulación de yacimientosmodela el flujo de fluidos y las pérdidas de pre-sión por fricción a través del pozo, de los espa-cios anulares, de las ramificaciones laterales y delas válvulas de terminación de pozos.13 Esta capa-cidad de modelado avanzado provee estimacio-nes más realistas del desempeño de pozosmultilaterales (arriba a la derecha).

Tecnología en evolución, creciente aceptaciónSiguiendo una tendencia similar a la aceptación delos pozos horizontales acontecida a principios dela década de 1990, los operadores comenzaron apreguntarse a fines de la misma década “¿por quéno perforar un pozo multilateral?” Hoy, en lugar depreguntar si es aplicable un pozo multilateral, lapregunta que a menudo se formula es “¿qué tipode configuración de pozo y sistema multilateralresulta más adecuado para satisfacer las necesi-dades de desarrollo y producción de un campopetrolero?” Los pozos multilaterales no constitu-

yen simplemente una tecnología aceptada sinouna herramienta esencial para el desarrollo de lasreservas de hidrocarburos en todo el mundo.

La explotación de yacimientos con pozos mul-tilaterales representa una forma viable de reducirlas erogaciones de capital totales y los costosoperativos del campo, y constituye un modo deaumentar sustancialmente la producción en losentornos petroleros más desafiantes que planteala actualidad. A medida que aumente la confiabi-lidad en la tecnología de pozos multilaterales, sedesarrollarán yacimientos más pequeños conpozos multilaterales, tales como los campos saté-lites actualmente considerados para su desarrolloen el Mar del Norte y los campos de fronterasituados en el Golfo de México, el SudesteAsiático, África Occidental y Medio Oriente.

Los sistemas de terminación de pozos multila-terales varían en lo que respecta a complejidad.Las conexiones RapidConnect y RapidExclude pro-veen características mejoradas de resistencia yexclusión de arena para una mayor durabilidad yun reingreso más confiable a las ramificacioneslaterales, tanto en pozos nuevos como en pozosexistentes. Los sistemas RapidSeal ofrecen la fle-xibilidad necesaria para optimizar el flujo prove-niente de cada tramo lateral en lo que respecta acontrol de producción, para explotar yacimientosindependientes con diferentes presiones inicialeso para inyectar en un tramo lateral mientras sehace producir el otro.

Existe una tendencia creciente hacia la minimi-zación de las intervenciones convencionales conequipo de perforación o terminación. Por ejemplo,existen herramientas operadas con tubería flexibleestándar, tales como el sistema de herramientasmultilaterales Discovery MLT, que proveen accesoselectivo a las conexiones laterales. Además, undispositivo activado por el flujo controla la orienta-ción de la herramienta, mientras que la retroali-mentación de la presión provee la confirmación entiempo real en la superficie de que se ha ingresadoen la ramificación correcta. La herramienta esresistente al ácido. Por lo tanto, permite el empla-zamiento de fluidos de tratamiento de pozo. Estesistema facilita las operaciones de re-entrada, lim-pieza y estimulación en los tramos laterales termi-nados a agujero descubierto, tuberías derevestimiento desprendidas o conexiones cons-truidas en pozos existentes.

Las terminaciones de pozos multilateralesconstituyeron una de las tecnologías clave de laindustria petrolera que emergieron en la décadapasada. Es extremadamente importante clasificary seleccionar los sistemas de terminación de pozosmultilaterales, dentro del contexto de las condicio-nes de yacimiento, los requisitos de desarrollo del

campo, el costo total y el riesgo global.14 Estas téc-nicas resultan de mayor utilidad a las compañíasde producción cuando se lleva a cabo un exhaus-tivo análisis de la relación riesgo-recompensa. Serequiere un equipo multidisciplinario integradopara planificar, diseñar e implementar adecuada-mente los pozos multilaterales.

En la actualidad, las compañías de serviciossiguen invirtiendo en investigación y desarrollo denuevos productos con el objetivo de brindar a losoperadores herramientas y sistemas más confia-bles para instalar puntos de drenaje múltiples enlos yacimientos. En el corto plazo, quedan dosdesafíos por superar: mayor optimización de losequipos y consistencia en la instalación. Esta tec-nología se encuentra todavía en evolución, pero enla medida que el incremento del valor presenteneto se mantenga como objetivo esencial delnegocio, la tecnología de perforación de pozosmultilaterales seguirá siendo una fuente líder deganancias económicas para toda la industria delpetróleo y el gas. —MET

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Dos tramoslateralesopuestos

Pozo de drenaje horizontal único

Dos tramoslaterales opuestos

k1=k

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Pozo horizontalconvencional

k2

4000 pies

2000 pies2000 pies

Conexión del Nivel 6 y dostramos laterales opuestos

> Simulación de yacimientos y modelado de pozosmultilaterales. Mediante la utilización de la apli-cación ECLIPSE de simulación de yacimientos yde una retícula estructurada de baja resolución,se efectuó una comparación entre un pozo hori-zontal convencional que tiene una sola secciónlateral de 1220 m [4000 pies] y un pozo multilateralNivel 6 que tiene dos tramos laterales opuestosde 610 m [2000 pies] (arriba). La producción acu-mulada proveniente de un pozo lateral doble, supera sustancialmente al volumen producido poruna sola perforación horizontal cuando la perme-abilidad horizontal (k) varía (abajo). Para estimarcon exactitud los valores de producción, se debemodelar en detalle el área que rodea al pozo.Cada segmento discreto del pozo tiene su propiapresión local y sus propiedades de fluidos. Elsimulador ECLIPSE también utiliza una retícula dealta resolución y no estructurada para modelarlos segmentos del pozo y el flujo del yacimientoen torno a trayectorias multilaterales complejas.