Hablemos de lo Básico en Perforación Direccional

Ken Miller:
Bienvenidos al podcast de Nuevas Tecnologías de Erdos Miller. Pasamos nuestro tiempo no productivo hablando de todo lo relacionado con la tecnología de perforación. Yo soy Ken Miller—

David Erdos:
Y yo soy David Erdos.

Ken Miller:
Y el episodio de hoy trata sobre los conceptos básicos de la perforación direccional.
Nuestro podcast es patrocinado por Gibson Reports, donde puedes encontrar los mejores reportes de participación de mercado en perforación direccional y MWD. Visítalos en gibsonreports.com.
Y recuerda que también puedes escucharnos en Spotify e iTunes: solo busca Erdos Miller.

Hoy tenemos una lista de preguntas. Algunas fueron enviadas por nuestro equipo y otras por clientes, simplemente pidiéndonos que volvamos a lo más básico, ¿verdad? ¿Por qué perforamos direccionalmente en primer lugar? Ese tipo de preguntas. Así que, ¿por qué no nos guías con las preguntas y yo trataré de responder lo mejor que pueda? Ya veremos cuántas cosas digo mal. Seguro recibiremos varios correos molestos diciendo: “Eso no es correcto, te equivocaste.” ¡Adelante!

David Erdos:
Primera pregunta: ¿Por qué perforamos direccionalmente? Pensé que antes simplemente se perforaba en línea recta hacia abajo y... ¡BOOM! salía el petróleo. ¿No es así como funciona?

Ken Miller:
Bueno, creo que hace mucho tiempo simplemente lo encontrábamos en el suelo...

David Erdos:
Sí, salía a la superficie...

Ken Miller:
Había filtraciones de petróleo y uno simplemente caminaba por ahí y decía: “¡Hurra!”, ¿no?

David Erdos:
Encontramos petróleo.

Ken Miller:
Tienes razón, los primeros pozos eran completamente verticales. Primero tuvimos herramientas para romper la roca, y luego pasamos a herramientas rotatorias, como los raspadores rotativos. Y después, algo que fue un gran avance fue la broca tricónica. O incluso las brocas de cono en general.
Así que creo que la respuesta básica es que se nos acabaron los recursos que podíamos alcanzar perforando en línea recta. Se nos acabaron las filtraciones de petróleo, empezamos a perforar verticalmente. Y luego, cuando ya habíamos explotado todos los...

David Erdos:
Reservorios.

Ken Miller:
¡Eso! Reservorios. Los reservorios a los que podíamos llegar con pozos verticales, tuvimos que empezar a innovar.

Ken Miller:
Reservorios, eso es. Reservorios que tenían recursos accesibles para pozos verticales... simplemente tuvimos que empezar a ser más innovadores.
Creo que muchos de los primeros trabajos direccionales eran como: “necesitamos perforar con cierto ángulo” o hacer una especie de S, o desviarnos y luego seguir hacia abajo, o lo que fuera. Pero creo que solo en los últimos, digamos, 20 años hemos estado haciendo estas perforaciones que van completamente en línea recta, luego hacen una curva, y después se extienden en largos tramos horizontales.

David Erdos:
Laterales extendidos.

Ken Miller:
Y la razón principal para eso es el petróleo de lutitas (shale oil).
Tenemos que perforar a través de esa formación para poder producirlo. No se puede simplemente pinchar y ya; no está presurizado, no fluye a través de la roca. Tenemos que entrar ahí y extraerlo.

David Erdos:
Sí… hmm, ok. Entonces justo mencionaste pozos horizontales y direccionales, ¿cómo se crea esa curva? ¿Cómo haces un pozo direccional?

Ken Miller:
Sí, no puede ser solo con la broca, porque la broca simplemente corta a través de la roca.

David Erdos:
Como usar un taladro de mano. Solo perfora en línea recta.

Ken Miller:
Exacto. Así que necesitamos dos herramientas. Una es lo que normalmente se llama, en un BHA convencional, un motor de lodo (mud motor). Y la otra es algún tipo de instrumento de medición o navegación.
Los motores existen desde hace mucho tiempo, incluso antes de eso se usaban los “bend subs”. Entonces necesitas algún tipo de curvatura.
La idea básica es que si haces una parte del BHA con una ligera curvatura —imagina que colocas tu mano plana y luego levantas ligeramente los dedos unos grados—, cuando rotas, esa curvatura apunta en todas direcciones y se compensa. Así que terminas perforando un agujero un poco más grande, pero recto.

Pero cuando deslizas, si tienes un motor de lodo con una curvatura y una sección de potencia, la broca puede seguir girando, pero la parte doblada no gira, y esa curvatura guía la broca a lo largo de una curva.
Y eso depende de qué tan agresiva sea la curvatura, cuánta presión se le aplique, ese tipo de cosas. Así que necesitas esa herramienta. Necesitas algún tipo de carcasa doblada, y en realidad una sección de potencia para crear las desviaciones reales en el pozo y poder controlarlas.

Y además, necesitas alguna manera de saber a dónde diablos fuiste, porque no puedes simplemente hacerlo “al tanteo” desde la superficie y esperar que haya salido como querías. Necesitas algún tipo de instrumento de medición.
Muchos de los primeros eran herramientas de registro con memoria, o esas cámaras con pequeñas esferas de plomo…

David Erdos:
Sí, he visto esas.

Ken Miller:
El estado del arte hoy en día es el MWD. Así que tienes dos partes: una que te permite realizar el cambio y otra que te dice qué cambio hiciste.
Tienes que poder “caminar y ver”, por así decirlo… es una buena analogía.

David Erdos:
Ok, tiene sentido. Creo que mucho de lo que se hace hoy con estos pozos direccionales se llama pad drilling. ¿Qué es un “pad”?

Ken Miller:
“Pad” se refiere básicamente a un sitio de perforación un poco más grande donde se planea colocar muchos pozos.
He escuchado que puede haber desde cuatro hasta más de veinte.

David Erdos:
Wow.

David Erdos:
Esto nos lleva de nuevo a la idea de que todo esto es simplemente un medio para un fin. Es una forma de explotar el recurso.
Con las formaciones de lutitas (shale), realmente tenemos que llegar hasta allá abajo y exponer el pozo a la mayor parte posible de esa formación para poder producir.
Bajas, haces la fractura hidráulica o lo que sea, y solo obtienes tanto petróleo como roca logres fracturar. La fractura solo se extiende una cierta distancia desde el pozo.
Así que lo que se les ocurrió fueron estas plataformas móviles (“walking rigs”) y cosas por el estilo, donde simplemente te desplazas unos 6 metros (20 pies), vuelves a perforar y haces un pozo idéntico justo al lado. Y repites el proceso.

Entonces, si tienes una concesión de cierto número de acres y es de cierto tamaño, podrías terminar con cuatro o diez pozos alineados uno tras otro, todos diseñados para explotar esa formación de shale.
Por eso, un “pad” generalmente se refiere a cualquier sitio donde se planea perforar más de un pozo para aprovechar los recursos del subsuelo.

Ken Miller:
Ok, eso suena mucho más eficiente que mover toda la plataforma a un sitio nuevo cada vez.

David Erdos:
Sí—

Ken Miller:
Y empezar desde cero. Muy bien, entonces ¿cuál es la diferencia entre MWD y LWD?

David Erdos:
Esto es algo que yo entendí mal cuando entré a la industria, porque vengo de un entorno de computación.
Así que cuando escuché “measuring while drilling (MWD)”, pensé: “Ok, están enviando los datos hacia arriba, eso es obvio”.
Y luego escuché “logging while drilling (LWD)” y asumí que eso solo significaba que guardaban los datos en la memoria o algo así.

Ken Miller:
Eso pensé yo también, al principio.

David Erdos:
Sí, porque “log” tiene otro significado en el mundo de la informática.
En realidad, “measuring” y “logging” hacen referencia a diferentes tipos de mediciones que se están tomando.
Y muchas de estas herramientas se remontan a las herramientas de cableado eléctrico (wireline).
Porque lo que hacíamos antes de tener MWD y LWD era detener la perforación, sacar el BHA, y luego bajar un conjunto de herramientas por cable para tomar todas las mediciones.

Entonces hay dos clases de mediciones distintas.
Una clase de medición te dice la trayectoria tridimensional del pozo, o la imagen en 3D del trayecto.

Ken Miller:
Cierto, te dice hacia dónde estás yendo.

David Erdos:
Exacto. Esas se llaman instrumentos de navegación o de levantamiento direccional (DNI o survey instruments).
Y luego están los instrumentos de registro de formaciones (logging instruments), que buscan decirte alguna propiedad de la roca o qué contiene.
¿Qué tipo de roca es? ¿Qué tanta radiación emite? ¿Tiene petróleo? ¿Tiene agua? ¿Está vacía? Ese tipo de cosas.

MWD toma mediciones básicas como:

• Inclinación

• Azimut magnético

• Azimut giroscópico

• Orientación de la herramienta (toolface)

• Toolface magnético, gravitacional y giroscópico

En cuanto a las mediciones LWD, están por ejemplo:

• Rayos gamma (Gamma Ray) — que, técnicamente, es una medición LWD, aunque muchas personas hoy en día...

Ken Miller:
[inaudible]

David Erdos:
Sí, el rayo gamma se ha vuelto tan común que a veces lo incluyen dentro de MWD, pero técnicamente sigue siendo LWD.
Y luego están:

• Resistividad

• Densidad de neutrones

• Porosidad de neutrones

• Sónico, caliper sónico, etc. La lista es larguísima.

Entonces hay muchísimas más mediciones LWD que MWD, porque solo necesitas unas cuantas para saber dónde estás en el espacio tridimensional, pero necesitas un montón para entender qué está pasando dentro de la formación rocosa.

Ken Miller:
Y creo que hay muchas formas distintas de obtener esos datos LWD.

David Erdos:
Totalmente.

Ken Miller: Muy bien. Entonces, ¿qué significa el término tripping?

David Erdos: Bueno, la forma en que realmente bajamos la broca y todas nuestras herramientas del conjunto de fondo (BHA) hasta donde necesitamos, es construyendo una sarta de perforación con tramos de tubería de 30 pies (unos 9 metros). Generalmente son de 30 pies, aunque a veces varía según el tipo de plataforma. Estuve en una plataforma el otro día que usaba tubería de 43 pies, creo. Técnicamente es de 45, pero es una plataforma llamada super single, es algo diferente y utiliza otro tipo de tubería. En perforación horizontal direccional a veces se usan tuberías de 20 pies.

Pero normalmente, la mayor parte de la tubería es de 30 pies. Entonces vas armando la sarta de perforación tramo por tramo. Cuando estás perforando, es fácil: perforas 30 pies, añades otros 30 pies, y sigues avanzando. Pero desafortunadamente, la mayor parte del tiempo no puedes simplemente perforar y luego detenerte sin consecuencias. La mayor parte del tiempo tienes lo que llamamos trips planificados para cambiar una herramienta, o cuando hay algún problema, como cuando un motor o broca se desgasta o falla. Eso sería un trip por falla.

Pero tripping es el proceso de extraer toda esa sarta de tubería o volver a meterla sin perforar. Por ejemplo, si llegas a los 9,000 pies en vertical y necesitas cambiar a un ensamblaje para curva, haces un trip planificado para sacar el BHA y volver a bajar con uno nuevo para perforar la curva y el lateral. Hay muchas combinaciones. Normalmente el equipo extrae tramos de 30 o 45 pies. En plataformas grandes se pueden sacar tramos de 90 pies (3 juntas conectadas). Esto es menos tedioso que hacerlo de 30 en 30.

Eso es tripping. Una vez que estás listo para volver a bajar, armas tu nuevo conjunto con broca y BHA, y bajas la tubería tramo por tramo, reintegrando el BHA al pozo.

Ken Miller: Suena a que puede ser un proceso lento.

David Erdos: Toma varias horas. Depende de qué tan profundo estés y si hay problemas. Puede tardar entre 4, 8, 12 hasta 24 horas. Y lo peor es cuando sacas la tubería mojada, es decir, con lodo dentro. Cada vez que desconectas un tramo, todos terminan empapados.

Ken Miller: El lodo sale a chorros.

David Erdos: Es miserable. Realmente miserable.

Ken Miller: Muy bien. La siguiente pregunta: ¿Por qué es tan importante la precisión en MWD?

David Erdos: Porque tenemos que saber exactamente dónde estamos colocando el pozo. Especialmente en lutitas, donde la formación puede tener solo 2, 4, 10 o 20 pies de grosor. Con 10 o 20 mil pies de tubería, un error de 10 pies es un gran problema. Hablamos de porcentajes pequeños, pero muy críticos.

También queremos evitar colisiones entre pozos cuando perforamos varios en un pad. Hay que mantenerse dentro de límites de propiedad, evitar pozos viejos, y sortear obstáculos. Todo eso depende de la precisión. Queremos herramientas lo más precisas posible, eliminando errores.

Y probablemente nunca dejarán de investigar para mejorar esa precisión. En HTD (High Temperature Drilling), por ejemplo, bajamos 10,000 pies o vamos 20,000 pies en lateral. Aun con las mejores técnicas de medicón, nunca sabremos exactamente dónde quedó la broca.

Un instrumento pobre tiene un error de 10 pies por cada 1,000. Los buenos están en 2 a 5 pies por cada mil. Los mejores, cerca de 1 pie por cada mil, combinando NWD, giróscopos y correcciones magnéticas.

Ken Miller: Incluso a 2 pies por mil, si perforas 20,000 pies, puedes desviarte 40 pies.

David Erdos: Es mucho. Aunque en porcentaje es pequeño, si necesitas estar dentro de uno o dos pies, es un desastre. En perforación HTD, la broca sale a superficie.

Ken Miller: Sabes exactamente dónde terminaste.

David Erdos: Sabes qué funcionó, qué no y si golpeaste algo. Hay más responsabilidad. En Oil & Gas, nunca sabremos dónde está exactamente. Sería bueno saberlo.

Ken Miller: Ok, esta es un poco básica, pero... ¿por qué no podemos usar Wi-Fi o datos celulares para comunicarnos con herramientas MWD?

David Erdos: ¡Sería genial!

Ken Miller: Ojalá.

David Erdos: Aún usamos esta tecnología antigua llamada pulsos de lodo (mud pulse), que sigue siendo genial. Me encanta hablar de esto con gente fuera de la industria. Les digo que enviamos datos digitales a través de 20,000 pies de lodo y no me creen. Pero es real.

El problema es que el suelo no es transparente a las radiofrecuencias. Wi-Fi funciona en 2.4 GHz, 5 GHz o 900 MHz. Estas frecuencias no atraviesan la tierra, rebotan o se absorben.

Ken Miller: Por ejemplo, el radio satelital como Sirius XM se corta al pasar por debajo de un puente o en un estacionamiento subteráneo. Incluso la radio FM a veces se pierde. Esas señales no pueden penetrar.

David Erdos: Como los radares de penetración terrestre, que solo llegan a 80 o 200 pies.

Ken Miller: Exacto. Por eso usamos herramientas MWD electromagnéticas. Son lo más parecido a Wi-Fi, pero son muy diferentes. Se inspiraron en los sistemas de comunicación de submarinos de EE.UU. y la URSS.

Existen enormes antenas transmisoras (de 10 millas de largo) que envían señales de frecuencia extremadamente baja (ELF), de entre 10 y 80 Hz. Estas ondas viajan a través de la tierra. Un submarino puede recibirlas con una antena de 100 a 150 metros de largo.

Estas señales sirven para decirle al submarino que suba y se comunique. Pero una vez en superficie, usan radio normal para comunicarse.

Nosotros adaptamos ese concepto a herramientas MWD electromagnéticas (antes llamadas FM tools). Usamos toda la sarta de perforación como antena (20,000 pies). Enviamos una señal electromagnética de entre 2 y 16 Hz, que es extremadamente lenta comparada con el Wi-Fi de tu casa (5 GHz = 5 mil millones de ciclos por segundo).

David Erdos: Es una gran diferencia.

Ken Miller: Muy grande. Así que es como Wi-Fi, pero no el tipo que estás acostumbrado. Pero funciona.

David Erdos: Muy bien. Eso es todo por hoy.

Ken Miller: Soy Ken Miller—

David Erdos: Y yo soy David Erdos.

Ken Miller: Y este fue otro episodio del podcast de Nuevas Tecnologías. Visita a nuestro patrocinador Gibson Reports en gibsonreports.com para conocer los últimos reportes del mercado de MWD y perforación direccional. Escríbenos a podcast@erdosmiller.com y podríamos responder tus preguntas en el programa.