Aplicación de MPD en pozos HPHT: Reducción de costos y riesgos en proyectos de perforación complejos: Por Ing. Ranses Sandrea, Gerente de Ingeniería de Opex.
Para revertir la tendencia en la declinación de la producción en los campos petroleros maduros en México, desde 2019 se ha implementado una estrategia nacional, impulsada por la empresa Petróleos Mexicanos (PEMEX), que busca estabilizar y mantener la producción de hidrocarburos mediante la perforación de pozos en campos terciarios y en condiciones de alta presión y alta temperatura (HPHT).
Los pozos HPHT son particularmente complejos, ya que presentan ventanas operacionales reducidas, pérdidas de circulación, influjos y problemas de control de pozos. Estas condiciones complejas incrementan los tiempos no productivos (NPT), elevan los costos de operación y, en algunos casos, comprometen la viabilidad económica de los proyectos.
Para enfrentar estos desafíos, el uso de la perforación con control de presión gestionada (Managed Pressure Drilling, MPD) ha demostrado ser una herramienta eficiente para mitigar los riesgos y reducir costos. La aplicación de esta tecnología en pozos HPHT de aguas someras del Golfo de México ha permitido reducciones significativas en pérdidas de fluido de control. Y en los tiempos de perforación, como ocurrió en el caso del pozo P-102.
Contexto y propuesta de valor
El uso de MPD en el pozo P-102, localizado en aguas someras, se basó en la experiencia de perforación del pozo adyacente P-101. Durante la perforación del P-101, se encontraron problemas para mantener una presión en las paredes que permita el control primario del pozo sin que se induzcan pérdidas de fluido de control debido a la condición de las formaciones naturalmente fracturadas. Estas condiciones llevaron a pérdidas de circulación significativas y a la necesidad de instalar equipos de MPD de manera reactiva. Lo cual aumentó el tiempo total de la fase de producción a 68 días, 26 días más de lo programado inicialmente.
En contraste, para el pozo P-102 se adoptó un enfoque proactivo que incluyó la integración de un modelo geomecánico detallado y la implementación del equipo de MPD desde el inicio. Este cambio de estrategia permitió reducir los costos por metro perforado y minimizar las pérdidas de fluido de control. La propuesta de valor consistió en utilizar la perforación con MPD como un medio para gestionar la presión anular durante las actividades de la etapa. Manteniendo la integridad del pozo y reduciendo los tiempos no productivos.
Metodología y desarrollo del proyecto
La clave del éxito en la perforación del pozo P-102 fue el desarrollo de un modelo geomecánico robusto que permitió definir de manera precisa las ventanas operacionales de presión. Considerando parámetros como la presión de poro, la presión de colapso, límite de DEC para prevenir pérdidas y el gradiente de fractura.
El uso del equipo de MPD permitió monitorear y controlar en tiempo real la presión anular, ajustándola según las condiciones del pozo. Durante la perforación del P-102, se implementaron pruebas dinámicas de presión de poro (DPPT) y las pruebas de integridad de formación DFIT). Las cuales permitieron definir los límites operacionales de la densidad equivalente de circulación y la densidad del fluido de perforación, para cada actividad de la etapa (perforación, viajes, núcleo, circulación).
Resultados obtenidos
Los resultados del uso de MPD en el pozo P-102 fueron notables en comparación con el pozo P-101, que se perforó de manera convencional. Asimismo, los tiempos de perforación se redujeron de 42 días a 14 días, lo que representa una disminución de 66%. Además, las pérdidas de fluido se mantuvieron en 1,071 m³, equivalentes a 14% del volumen perdido en el pozo P-101 (7,603 m³).
El enfoque proactivo y la integración de equipos de MPD desde el inicio permitieron una ejecución eficiente del proyecto. Generando ahorros de costos de hasta un 20% y manteniendo la integridad del pozo durante todas las operaciones. La reducción de costos fue posible gracias a la mitigación de eventos como pérdidas severas de circulación, manifestaciones de entrada de gas y problemas de control del pozo.
Conclusiones y recomendaciones
El uso de MPD en pozos HPHT con ventanas operacionales estrechas se ha consolidado como una práctica que agrega valor a proyectos complejos en ambientes de alta presión y alta temperatura. La experiencia en el pozo P-102 demuestra que la implementación proactiva de esta tecnología puede reducir significativamente los tiempos de perforación y los costos operativos. Al mismo tiempo que se asegura la integridad del pozo.
Para futuras aplicaciones en pozos HPHT en aguas someras, se recomienda la integración temprana de modelos geomecánicos detallados. Y la participación de equipos multidisciplinarios para gestionar de manera integral la presión anular a lo largo de todas las etapas del proyecto. Asimismo, es fundamental contar con sistemas de monitoreo en tiempo real y algoritmos de detección temprana para reaccionar de manera efectiva ante cambios inesperados en las condiciones del pozo.
En resumen, la perforación con MPD se posiciona como una tecnología clave para la ejecución segura, transparente y rentable de proyectos en pozos HPHT. Permitiendo a la industria mexicana alcanzar sus objetivos de producción en un entorno de alta complejidad técnica y operativa.
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*Este artículo se elaboró con base en el paper “MPD Application in HPHT GoM Shallow Wells: Value Through Cost and Risk Reduction in Complex Drilling Projects”. El artículo completo que se presentó en Bangkok, Tailandia, en la edición 2024 de SPE/IADC Asia Pacific Drilling Technology Conference and Exhibition, puede consultarse aquí. El paper fue elaborado por Ing. Ranses Sandrea, Ing. César A. Granados Santos, Ing. Gerardo García, Ing. Miguel Lugo e Ing. Carlos Cervantes.
Lee el artículo completo aquí: Aplicación de MPD en pozos HPHT: Reducción de costos y riesgos en proyectos de perforación complejos
