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  • Angelica Alcántara

Desafíos y avances en la perforación de pozos multilaterales



I. INTRODUCCIÓN


En la actualidad, la capacidad de explotación de hidrocarburos se ha tornado cada vez más compleja. La exploración de nuevas áreas en yacimientos de mayor profundidad, junto con la dificultad de extracción y los altos costos asociados, han llevado a la industria petrolera a la búsqueda permanente de nuevas tecnologías que permitan facilitar, de manera eficiente, todos los procesos involucrados en la producción de los mismos.


En los últimos años los avances especializados en perforaciones horizontales y direccionales, en conjunto con las perforaciones multilaterales, la cual se ha convertido en una de las alternativas con mayor relevancia, han ampliado las opciones de explotación de los yacimientos, trayendo consigo grandes beneficios, tanto en la disminución de costos , como en la optimización de la producción y recuperación de reservas, ya que pueden llegar a aportar volúmenes de 3 hasta 5 veces más que varios pozos convencionales, en una misma área, y en casos particulares pueden alcanzar hasta un máximo de producción 20 veces mayor que los pozos verticales.



II. PERFORACIÓN DE POZOS MULTILATERALES


Los pozos multilaterales utilizan drenajes horizontales múltiples a partir de un pozo primario, es decir, cuando se descubren diversas zonas productivas en un único pozo, es posible introducir en un mismo pozo, varias tuberías de producción (TP´s) para cada una de las formaciones, sellando los espacios anulares entre las tuberías de producción y el revestimiento, y dirigiendo todo el aceite y gas producido por su respectiva tubería, otra alternativa de producción de los pozos multilaterales es a través de una sola tubería de producción, mezclando las corrientes de las diferentes formaciones, pero todo ello dependerá principalmente de las propiedades de las diferentes formaciones.


El diseño y perforación de un pozo multilateral puede ser aplicado no solo a los pozos nuevos, sino a aquellos ya existentes, con operaciones de reentrada o pozos exploratorios. Además, puede ser tan simple como un pozo vertical con un sidetrack (desviación), o llegar a ser más complejo como un pozo horizontal, con múltiples entradas laterales y sublaterales. La configuración multilateral general incluye, pozos bifurcados, pozos con ramales agrupados, con varias entradas desde un pozo principal desviado o con varias entradas desde un pozo principal vertical, pozos con ramales apilados y pozos con entradas opuestas. El diseño y configuración de los pozos se determinará a partir de los requerimientos de formaciones específicas, drene de los yacimientos, y de los recursos tecnológicos disponibles, ver Figura 1.


Figura 1. Configuración de pozos multilaterales.


Básicamente la producción de los pozos depende en gran medida del número de fracturas naturales que posean. Los pozos horizontales son propensos a interceptar mayor cantidad de fracturas que un pozo vertical, pero está limitado por la distancia a la cual pudiera llegar a perforarse. Al perforar entradas laterales adicionales a partir de un mismo pozo, se pueden alcanzar el doble de fracturas, con un menor costo, que llegar a perforar una larga sección horizontal o un pozo adicional.



III. BENEFICIOS DE LA PERFORACIÓN DE POZOS MULTILATERALES


La perforación multilateral parte del drenaje horizontal múltiple desde un pozo primario, reduciendo el número de pozos necesarios para la explotación del yacimiento, mejorando la rentabilidad de los pozos, ya que se requieren menos cabezales, equipos superficiales, plataformas de menor tamaño y tubos elevados de las plataformas, disminuyendo los costos de terminaciones submarinas, costos de desarrollo, gastos operativos y de las operaciones de enlace, así como también minimiza el impacto ambiental.


Las secciones laterales múltiples permiten ampliar el contacto con la formación expuesta e incrementar el área de drene, aún más, que, si se perforara un solo pozo horizontal o estimulara por fracturamiento hidráulico, ya que los pozos multilaterales se muestran especialmente oportunos para conectar rasgos verticales y horizontales del subsuelo, ya sean yacimientos estratificados, formaciones laminadas o sistemas de fracturas, y sobre todo son efectivos cuando los yacimientos tienen restricciones en la movilidad de los hidrocarburos debido a la baja permeabilidad, porosidad y otras características que limitan el flujo de la producción. Este tipo de perforación optimiza el potencial de los pozos, con altos regímenes de producción y con menos caída de presión.


En yacimientos heterogéneos, con capas identificadas, compartimientos o fracturas naturales, existe gran posibilidad de explotar más cavidades de aceite y gas y aumentar el número de fracturas interceptadas. En el caso de yacimientos anisotrópicos con direcciones de permeabilidad desconocidas, la perforación multilateral es una buena opción ya que reduce el riesgo económico.


La perforación de entradas laterales provee extensa información acerca del yacimiento, y puede ser útil durante la etapa de exploración, y evaluación de la formación, en conjunto con su capacidad de economizar y su eficiencia para drenar yacimientos.


A continuación, se describen algunas ventajas clasificadas según los dos factores principales de la perforación multilateral.


Tabla 1. Beneficios de la perforación multilateral



IV. DESAFÍOS DE LA PERFORACIÓN DE POZOS MULTILATERALES


El éxito en el desarrollo de pozos multilaterales va a depender de varios factores, que tienen que ver directamente con el control durante los procesos de perforación y terminación de los tramos laterales del pozo, puesto que se pueden presentar grandes complicaciones, así como, la durabilidad, versatilidad, diseño, y accesibilidad al pozo y sus conexiones. Si el pozo principal sufre algún inconveniente es muy posible que pueda perderse todo el pozo multilateral, debido a que su reparación es prácticamente imposible, lo cual va a depender a su vez del grado de complejidad del mismo


Además, cabe resaltar que no todos los yacimientos son candidatos para tener en cuenta la tecnología de un pozo multilateral, ya que se deben considerar las siguientes características:


Tabla 2. Consideraciones para la perforación de un pozo multilateral


En los últimos años el incremento de perforaciones de pozos multilaterales se encuentra directamente relacionado con los avances en las técnicas aplicadas en la perforación direccional y horizontal de pozos, así como también de los equipos y tuberías de perforación utilizados. Sin embargo, los niveles de complejidad de estos pozos permanecen elevados debido al poco avance que han tenido los equipos de terminación y diseño multilateral, por lo que el principal riesgo involucrado permanece en la construcción de uniones para las secciones laterales y la terminación, más que para la perforación.


A pesar del alto nivel de complejidad que supone un pozo multilateral, se han podido llevar a cabo las perforaciones mediante la utilización de equipos tecnológicos direccionales, aunque, de igual manera involucra cierto rango de riesgos que van desde la inestabilidad del pozo, atascamiento de tuberías, problemas con zonas de sobrepresión al revestidor, hasta problemas de cementación y desviación. Adicionalmente, pueden ocurrir graves problemas durante la perforación y terminación de zonas con daño, y dificultades para localizar y permanecer en las zonas productivas mientras se perforan los segmentos laterales. Ello involucra cierto grado de inquietud sobre el alto costo inicial, el posible riesgo de interferencia entre las ramificaciones laterales, flujo cruzado, dificultad con la asignación de la producción y la certeza sobre la heterogeneidad del yacimiento, como, por ejemplo, la incertidumbre sobre la permeabilidad vertical del yacimiento, la cual, puede impedir el desarrollo multilateral.


El panorama de una perforación complicada, escasas tecnologías de terminación y producción, simulaciones complejas y costosas, lentitud y poca eficiencia en los trabajos de limpieza, y la ardua gestión en el pozo durante la producción, ha hecho que se tenga más cautela al momento de optar por un pozo multilateral. Sin embargo, a medida que se ponen a prueba nuevos avances, y se obtienen mejores resultados en la perforación de estas secciones laterales múltiples, hasta el pozo más sencillo demuestra la potencia de esta técnica emergente. Los principales beneficios demostrados han sido el incremento de producción, incremento de las reservas, y una reducción general de los costos por desarrollo de campos.



V. AVANCES EN POZOS MULTILATERALES


Debido a la complejidad que sugiere la perforación de pozos multilaterales, expertos en el tema, diseñaron un sistema de clasificación de acuerdo a su complejidad y funcionabilidad, (clasificación TALM, por sus siglas en inglés, “Technology Advancement – Multi Laterals). Hoy en día, los pozos multilaterales son nombrados de acuerdo al nivel de complejidad desde el Nivel 1 hasta el Nivel 6S, y descritos según el código que represente el tipo y funcionabilidad. (ver Figura 2)


Existen tres características consideradas para evaluar la tecnología multilateral, conectividad, aislamiento y accesibilidad. De ellas, la forma de conectividad o unión entre la tubería principal y las secciones laterales del pozo no es solo la característica más distintiva, sino, además, la más arriesgada y complicada de lograr. Por lo cual la mayoría de las perforaciones realizadas a nivel mundial de este tipo se posicionan en el Nivel 1 y 2, sin embargo, también se ha logrado alcanzar, en menor medida, los niveles siguientes, gracias a los avances y el desarrollo de capacidades multilaterales de conectividad, aislamiento y accesibilidad por parte de los principales operadores y compañías de servicio. Igualmente, siguen surgiendo nuevos sistemas de unión para facilitar niveles de dificultad cada vez más altos.


El Nivel 1 es esencialmente un agujero descubierto simple, utilizando la técnica de sidetrack. El agujero principal y las ramificaciones laterales, siempre se encuentran a agujero descubierto, sin ninguna tubería de soporte, por lo que el acceso y el control de la producción son limitados.


En el Nivel 2, el agujero principal cuenta con revestidor, pero la unión lateral permanece como agujero descubierto, o con la posibilidad de un liner “Drop off”, es decir un liner en el segmento lateral sin ninguna conexión mecánica, ni cementada. Este tipo de diseño, permite facilitar el acceso al agujero principal y mejorar potencialmente la reentrada en el lateral. Comúnmente, el Nivel 2 requiere una ventana u agujero, cortando el revestidor principal con ensamblaje de fresado.


El Nivel 3, ofrece tanto, conectividad como acceso, ya que el agujero principal y las secciones laterales, se encuentran revestidas, el revestidor principal es cementado, pero los laterales no. Los liners laterales están anclados al agujero principal mediante colgadores u otro tipo de sistema, pero sin requerir cementación. No hay integridad hidráulica, ni sello de presión entre el liner lateral y el revestidor principal, pero el acceso a ambos no se encuentra limitado.


En la actualidad existen sistemas que proveen conectividad mecánica tanto para el segmento lateral como para el agujero principal, además de uniones de alta resistencia para formaciones inestables. Esta mejora, es crítica cuando existe inestabilidad de arenas o lutitas, lo cual puede afectar la productividad del pozo.


La terminación comúnmente utilizada en los Niveles 2 y 3 para los laterales, son liners sin cementar, pretaladrados, ranurados y preempacados. Últimamente se han utilizado diseños de terminación con el liner “drop-off” en la sección lateral, en el que la parte superior del liner se libera inmediatamente fuera de la salida del principal, a través de equipos hidráulicos. Para este diseño, las empacaduras son utilizadas para aislar zonas, anclar la parte superior del liner y facilitar el acceso durante reentradas. La producción de los laterales es controlada mediante dispositivos de control de flujo, siendo un método de terminación económico y relativamente sencillo, el cual, además, se está adaptando a pozos submarinos en aguas profundas. Uno de los desafíos en este tipo de terminación, es la operación de los dispositivos de control de flujo de fondo. Sin embargo, se ha puesto en marcha la tecnología de pozo inteligente, el cual es capaz de activar y controlar estos dispositivos de forma remota.


En el Nivel 4, se encuentra tanto el agujero principal como lateral revestido y cementado en la unión, proporcionando un soporte mecánico, pero sin integridad hidráulica, de hecho, el liner lateral está cementado al revestidor principal. No existe sello de presión en la interfaz de unión entre ambos revestidores, pero hay acceso total entre ellos. Este nivel de tecnología multilateral, aunque es compleja, de alto riesgo y aún en desarrollo, ha tenido éxito mundial en pozos multilaterales.


El nivel 5 puede tener el diseño de conexión lateral tanto del Nivel 3 como del Nivel 4, adicionando en este caso, equipo de terminación que provee un sello de presión a través de la unión entre la sección lateral y el revestidor principal, quedando el agujero principal, completamente revestido y la unión con el lateral, hidráulicamente aislada, cabe resaltar que no se utiliza el cemento como un tipo de aislamiento hidráulico. El acceso hacia todo el pozo es posible con este método. Para lograr el aislamiento hidráulico se utilizan empacadores auxiliares, mangas y otros equipos de terminación dentro del revestidor principal para extender la unión lateral con la tubería de producción.


En este tipo de terminación se han estado utilizando sistemas con juntas hidráulicas de alta resistencia, con opción para el control de arenas y, con un diseño de liner de aluminio prefabricado, el cual, incorpora una unión, con tubería flexible, diseñadas con dos secciones semicirculares que poseen máxima capacidad de transporte de carga. Este sistema, ofrece, fácil acceso para reentradas e intervenciones laterales individuales, y la habilidad de asentar terminaciones inteligentes a través de una interfaz que permite el control selectivo del flujo, de cada segmento lateral, mediante válvulas de control de entrada. Al culminar la instalación, se pueden realizar operaciones, de toma de registros de producción, estimulación, limpieza, aislamiento y cierre de agua y gas.


El Nivel 6 del sistema multilateral incorpora un sello depresión integral en la unión del liner lateral y el revestidor principal. La adición de una junta que sea hermética a la presión, puede ser lograda, con una herramienta de sellado integral o mediante un diseño de metal moldeable, y se ha convertido en el objetivo más valioso para las instalaciones de aguas profundas y submarinas.


El Nivel 6S, es generalmente conocido como un subnivel del Nivel 6, utiliza un divisor de fondo, o un conjunto de cabezales debajo de la superficie, que divide el agujero principal en dos secciones laterales más pequeñas de igual tamaño.


Los Niveles 5 y 6 se distinguen de los niveles más bajos, por el aislamiento hidráulico de los segmentos laterales, así como por las características de conectividad y accesibilidad. Los aspectos más complicados de la tecnología multilateral son el aislamiento y la integridad hidráulica a alta presión, y es el punto donde muchos operadores se han enfocado en buscar la forma de mejorarlos.


Figura 2. Clasificación de pozos multilaterales, según la complejidad de la unión.



Figura 3. Clasificación de pozos multilaterales, según la accesibilidad.



Figura 4. Clasificación de pozos multilaterales, según el control de flujo.



VI. CONCLUSIONES


La conectividad multilateral óptima dependerá del desarrollo de sistemas de unión confiables entre el agujero principal y los laterales, así como nuevas estrategias de terminación para vincular mayor cantidad de secciones laterales con los intervalos productivos del yacimiento.


Un primer paso para el desarrollo eficiente de pozos multilaterales, sería la mejora de la ventana hacia el lateral, para facilitar la perforación efectiva y la reentrada de múltiples ramificaciones. Se piensa que se debe crear una mejor técnica para sellar las conexiones de la ventana del liner y un esfuerzo para perfeccionar un sello mecánico eficaz o nuevos selladores químicos para los pozos TAML de Nivel 6, y proporcionar así, mayor integridad de presión e integridad física, con el propósito de aumentar la producción, y la capacidad de poder manejar con mayor facilidad los laterales, durante la vida útil del pozo.


Otro punto importante tiene que ver con el control del flujo de fondo, es decir, en cuanto a la mejora en el seguimiento y gestión de la producción. Lo cual ha podido lograrse en los últimos años, con terminaciones inteligentes que favorecen la gestión de la producción, mediante estranguladores operados remotamente y otros dispositivos de flujo que optimizan de forma independiente los segmentos laterales individuales y las zonas de corte selectivo para bloquear el agua y el gas, además, para monitorear los cambios de presión, temperatura, velocidad de flujo y el corte de agua y gas.


Se espera que los proyectos en pozos multilaterales impliquen menos viajes al pozo, la incorporación de dispositivos laterales sellados, una gama completa de controles y sensores de fondo y, controles de superficie para la separación e inyección de fluido en el fondo, logrando así, disminuir costosas intervenciones y los riesgos económicos, sobre todo costa afuera, donde son elevados y las reservas son grandes.



BIBLIOGRAFÍA


  • Angel Da Silva, “Perforación multilateral” (junio, 2019) https://www.lacomunidadpetrolera.com/2009/06/perforacion-multilateral.html

  • Jonathan Bellarby, SPE, NACE, TRAES; “Well Completion Design”, Developments in Petroleum Science, Vol. 56.

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  • Bernt S., “Analysis of Inflow Control Devices”, SPE 122824.

  • Steve Bosworth, “Key issues in multilateral technology”


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