Mitigación de cuestiones geomecánicas y propias de perforación

Pluspetrol Norte S.A. inició una serie de campañas de perforación de pozos horizontales en los campos Yanayacu, Corrientes, Jibarito y Capahuari de la cuenca del Marañón, ubicada en la selva pluvial del norte peruano.

La perforación de pozos durante décadas anteriores enfrentó importantes problemas geomecánicos y de perforación. Era habitual que se efectuaran costosas desviaciones de la trayectoria del pozo. El tiempo no productivo (NPT) histórico promedio por pozo era de 2,2 días. Los incidentes geomecánicos, que incluían atascamiento de tuberías, inestabilidad de pozos y pozos estrechos, representaban un 97% del NPT en pozos desviados y verticales, y el 69% del NPT en los pozos horizontales previos. Anteriormente sólo se habían perforado cinco pozos horizontales —todos ellos presentaban severidades de pata de perro agresivas— mediante motores convencionales de fondo de pozo que exigían maniobras de deslizamiento casi el 100% del tiempo. La remoción de recortes había resultado ineficaz, con lo cual se había reducido aún más la ROP. Los componentes estacionarios habían creado fricción, lo cual también reducía las ROP y provocaba atascamiento mecánico y por presión diferencial de la sarta de perforación y los empaques.

Debido a los cambios producidos en las condiciones de los yacimientos, en los avances tecnológicos y en las nuevas restricciones ambientales, Pluspetrol decidió implementar un nuevo enfoque.

Para la auditoria de datos, el equipo de trabajo compiló, integró y analizó todos los datos disponibles de geología, geofísica, geomecánica, ingeniería de yacimientos e ingeniería de perforación. Como parte de la planificación previa a la perforación, el equipo de trabajo llevó a cabo un estudio geomecánico mediante la construcción de un modelo mecánico del subsuelo (MEM) unidimensional, que proporcionó una previsión confiable de la estabilidad del pozo. Además, analizó la magnitud y orientación de los esfuerzos horizontales, efectuó un análisis de sensibilidad de la trayectoria y evaluó los peligros potenciales inherentes a la perforación. Por último, creó una gráfica a partir de los datos medidos con la herramienta de planeación y manejo de la perforación DrillMAP para resumir los riesgos y brindar una guía sobre las medidas preventivas que se debían adoptar durante la perforación. Durante la perforación, un especialista en geomecánica de Schlumberger comparó los datos provenientes del equipo de perforación con los pronósticos efectuados antes de la perforación para detectar las desviaciones y las condiciones inesperadas del pozo. Después de la perforación, los asesores se reunieron con Pluspetrol para documentar los indicadores clave de desempeño, identificar las lecciones aprendidas y optimizar planes para pozos subsiguientes.

Además de la evaluación y el apoyo multidisciplinarios, Schlumberger recomendó reemplazar los tradicionales motores de fondo de pozo por un moderno sistema de perforación rotativa direccional (RSS). Durante un período de 3 años, Pluspetrol perforó siete pozos horizontales exitosos en la cuenca del Marañón.

Ahorro de tiempo, aceleración del retorno de la inversión, drástica reducción de costos

Al establecer las mejores prácticas de geomecánica y optimización de la perforación, la compañía redujo de modo considerable el NPT relacionado con la geomecánica. Los primeros dos pozos, por ejemplo, no presentaron incidentes relacionados con inestabilidad del pozo, no produjeron atascamientos de la tubería, y sólo mostraron incidentes de estrechez de perforación leves, los cuales se manejaron con facilidad en la localización del pozo. En otro campo, el NPT histórico producido por incidentes de perforación relacionados con la geomecánica cayó de aproximadamente 70% al 15%, o de un promedio de más de 2 días a menos de un día.

La utilización del sistema RSS mejoró el desempeño de la perforación, requirió menos conjuntos de fondo (BHAs) por pozo, aumentó la longitud total del pozo en 200–300 metros por pozo e incrementó la ROP a pesar de la mayor longitud total de los pozos. Finalmente, Pluspetrol logró sus objetivos de perforación entre 5 y 9 días antes de lo programado, con lo cual se ahorró tiempo de equipo de perforación, se abrevió el tiempo de puesta en producción de los pozos y se aceleró el retorno de la inversión.

Como resultado de ello, hubo una abrupta reducción de los costos. Anteriormente, los incidentes de perforación, pesca y pérdidas en los pozos, además de las desviaciones de las trayectorias de los pozos, habían costado según lo estimado USD 2,38 millones (únicamente el costo de las desviaciones de las trayectorias había alcanzado USD 2,2 millones) por pozo. Con el nuevo enfoque, Pluspetrol no sólo eliminó alrededor de USD 2,36 millones de esos costos, sino que además ahorró un importe adicional de aproximadamente USD 420 000 por pozo al lograr los objetivos antes de lo programado. Un ahorro neto de aproximadamente USD 2,78 millones por pozo.