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Como parte del desarrollo de un proyecto de aguas profundas está el tener probados todos los equipos que serán empleados, además de ser funcionales de manera independiente, deben poder interactuar con otros componentes, los cuales pueden ser provistos por algún otro fabricante, debido a esto la prueba de integración del sistema es vital en todo desarrollo subsea, la fase de planeación es tan o más importante que la ejecución misma de la prueba, para poder ir resolviendo desde el papel problemas que se irán presentando eventualmente, esto se logra a través de una adecuada administración de las interfaces, la coordinación y cruce de información de los diversos planes de pruebas de los involucrados en la prueba. Este documento habla sobre la definición del tipo de prueba de integración del sistema requerida en función de las necesidades del proyecto y la planeación de la misma.

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Pemex ha perforado pozos en el campo BLTK ubicado en aguas someras del Golfo de México que históricamente han presentado múltiples problemas asociados a la presión de poro y estabilidad de agujero debido al complejo grado de compartamentalización de las estructuras que muestran abruptos cambios en términos de gradientes hidrostáticos, convirtiendo en un reto tanto la reducción de tiempos/costos de perforación como el logro de los objetivos mecánicos y volumétricos. En el pozo B-73, se diseñó un ensamblaje de fondo que permitió simultáneamente ampliar el agujero y realizar mediciones de resistividad a nivel de barrena en tiempo real que indicaron de manera temprana el contraste de resistividades generado a medida que el pozo se acercaba desde una sucesión de lutitas sobrepresurizadas predominantemente illíticas pertenecientes al Paleógeno hasta la cima de la estructura carbonática naturalmente fracturada relativa al Cretácico, determinando así con confianza y precisión la profundidad de asentamiento programada para la tubería de revestimiento.

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Hoy en día existen una gran cantidad de yacimientos de petróleo o gas ubicados cerca de formaciones no consolidadas tales como domos salinos las cuales tienen la tendencia a moverse. Esto trae como consecuencia dos problemas importantes asociados a la producción de petróleo, en este caso la falla de la tubería de revestimiento debido a las cargas impuestas por el movimiento de la formación y la producción de arenas con los fluidos del yacimiento lo cual representa un problema durante la etapa inicial de producción. Este estudio se enfoca a analizar la respuesta estructural no lineal de la tubería de revestimiento debida a la presión externa generada por la formación no consolidada que en este caso es una presión externa no uniforme alrededor de la periferia de la tubería, lo cual resulta detrimental para la resistencia al colapso del tubo en comparación con las resistencias estimadas asumiendo una distribución uniforme de dicha presión externa. Esta investigación presenta los resultados del análisis numérico mediante la técnica del método de elementos finitos de diferentes escenarios de carga de colapso en la tubería y compara su respuesta mecánica a la aplicación de presiones externas uniformes, no uniformes y la combinación de las mismas. Los resultados de los análisis indican que la aplicación de presiones externas no uniformes pueden provocar una falla por colapso o que la tubería se ovale de manera significativa, lo cual trae como consecuencia para ambos casos la obstrucción total o parcial del pozo impidiendo el movimiento de equipo de perforación.

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A medida que se descubren nuevas fuentes de hidrocarburos en yacimientos cada vez más remotos y geológicamente complejos, la industria de perforación enfrenta nuevos comportamientos de las formaciones durante la perforación, que de no tomarse en cuenta durante la planeación de futuras perforaciones, se corre el riesgo de perder la integridad del pozo. En este trabajo se presenta un caso de estudio que revela las lecciones aprendidas obtenidas al perforar cuerpos carbonatados dentro del terciario que pueden imposibilitar la perforación. Este tipo de formación sometido a altos esfuerzos tectónicos genera rompimiento en las rocas que puede causar problemas de atrapamientos súbitos de la sarta de perforación, pérdidas de lodo, volver no exitosa las operaciones de cementación e impacto negativo en la arquitectura del pozo. Se hicieron cuatro intentos por atravesar un cuerpo caótico a nivel del Mioceno, los modelos tradicionales de estabilidad no representaban la naturaleza del problema. A través del análisis de registro en tiempo real, se pudo identificar rocas fracturadas con bajo gradiente de pérdidas que al ser sometidos a altos impactos de la sarta se generaban derrumbes. Se estudió a nivel laboratorio el espectro de granulometría requerido para dar soporte mecánico a la roca y reducir el riesgo de pérdida en el cuarto agujero. Perforar con una estructura de corte en este tipo de zona resultó favorable al minimizar los fenómenos de vibración de la sarta de perforación. Se comparan los eventos de perforación y el tiempo en que tomó perforar cada uno de los agujeros para entender la naturaleza del problema y capitalizar la experiencia.

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La práctica habitual en terminaciones de pozos de alta presión y alta temperatura en agujero descubierto (o entubado y disparado) antes de bajar el aparejo de producción, es cambiar el fluido empacante a través de una camisa de circulación, sin embargo, el uso de este accesorio ha tenido diversas fallas, ocasionando tiempos no productivos, además de costos adicionales, por lo que en algunos casos se ha optado, bajo ciertas condiciones, dejar como fluido empacante el fluido de control, no siendo siempre la mejor solución para la vida productiva del pozo. Por lo anterior, se propone una novedosa metodología que incluye un aparejo integral con una válvula de auto-llenado y un tapón de fácil molienda que permite bajar la terminación con circulación, anclar el empacador y efectuar el desplazamiento del fluido de control por el fluido empacante de manera efectiva y segura, aislando temporalmente el intervalo abierto. Esta metodología ya probó su efectividad en un pozo exploratorio considerado de alta presión y alta temperatura (HP/HT) con un ahorro de 3.5 días, y 3.6 MMPesos en comparación con la metodología convencional, donde es común el uso de camisas de circulación. Esta metodología permite eliminar riesgos potenciales en las operaciones de cierre de este accesorio, por el uso de herramientas con cable o tubería flexible, después de efectuar el desplazamiento. En este documento se describe la metodología y el aparejo empleado, además de hacer una revisión de los riesgos potenciales que pudieran presentarse, así como el plan de contingencia para mitigar sus efectos.

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